陳可營

中海石油(中國)有限公司湛江分公司, 廣東 湛江 524057

天然氣系統(tǒng)中的凝析油回收技術(shù)優(yōu)化

陳可營

中海石油(中國)有限公司湛江分公司, 廣東 湛江 524057

某海上中心處理平臺在生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn)原油緩沖罐去火炬排放量巨大,且火炬伴有黑煙現(xiàn)象,通過對這一現(xiàn)象的深入分析,得出原因是高壓天然氣系統(tǒng)中的凝析油排放到低壓原油緩沖罐內(nèi)產(chǎn)生的大量閃蒸氣排放到火炬,造成火炬燃燒不充分?，F(xiàn)場人員在考慮了現(xiàn)有生產(chǎn)條件及未來平臺發(fā)展的基礎(chǔ)上制定出了天然氣系統(tǒng)的凝析油回收改造方案,成功地解決了這一問題,同時(shí)每年可回收2.6×104m3凝析油,創(chuàng)造了良好的經(jīng)濟(jì)效益。

天然氣系統(tǒng)；凝析油回收；原油緩沖罐；改造方案

0 前言

某海上中心處理平臺接收各個(gè)井口平臺所產(chǎn)原油，然后進(jìn)行油氣水分離、原油穩(wěn)定、天然氣脫烴、污水處理、油氣計(jì)量等生產(chǎn)活動(dòng)。每日處理含水原油1.3×104m3，脫除生產(chǎn)水3 000 m3，處理天然氣15×104m3。其中原油穩(wěn)定處理工藝為原油通過段塞流捕集器、一級分離器、二級分離器逐級降壓脫氣，最終達(dá)到商業(yè)外輸原油所需的品質(zhì)。原油穩(wěn)定處理中的閃蒸氣及油田伴生氣構(gòu)成了天然氣的主要來源，天然氣逐級壓縮后冷卻成為凝析油的主要來源。在正常生產(chǎn)時(shí)操作人員通過火炬排放流量計(jì)發(fā)現(xiàn)排放去火炬的天然氣量非常大，并且火炬伴有燃燒不充分的黑煙。操作人員對平臺上原油及天然氣處理的設(shè)備進(jìn)行逐個(gè)排查，最終確定引起黑煙的重?zé)N組分的來源。

1 問題及分析

1.1 處理流程問題分析

海上中心處理平臺的天然氣及凝析油的主要處理流程見圖1。來自原油二級分離器的天然氣,經(jīng)冷卻器冷卻至40 ℃后進(jìn)入天然氣一級壓縮機(jī)入口滌氣罐V-2501(操作壓力50 kPa)進(jìn)行分離,分離出的凝析油由凝析油泵輸送至原油緩沖罐(操作壓力200 kPa)。經(jīng)過滌氣罐后的天然氣進(jìn)入天然氣一級壓縮機(jī)進(jìn)行壓縮,將壓力由50 kPa提升至350 kPa。壓縮之后的天然氣進(jìn)入一級壓縮機(jī)的后冷卻器冷卻至45 ℃。冷卻后的天然氣與原油一級分離器的天然氣匯合后進(jìn)入天然氣二級壓縮機(jī)入口滌氣罐V-2502(操作壓力350 kPa),分離出的凝析油直接進(jìn)入原油緩沖罐。經(jīng)滌氣后的天然氣進(jìn)入到天然氣二級壓縮機(jī)進(jìn)行壓縮,壓力由350 kPa提升至1 300 kPa。經(jīng)二級壓縮機(jī)壓縮后的天然氣進(jìn)入二級壓縮機(jī)的后冷卻器冷卻至45 ℃。冷卻后的天然氣一部分直接外輸,一部分與來自段塞流捕集器的油田伴生氣混合,混合氣進(jìn)入燃?xì)馊肟诶鋮s器冷卻至40 ℃,經(jīng)過冷卻的天然氣進(jìn)入燃料氣前滌氣罐V-3101(操作壓力1 300 kPa)進(jìn)行分離,分離出的凝析油直接進(jìn)入原油緩沖罐。經(jīng)過滌氣罐分離的燃料氣進(jìn)入燃?xì)鈮嚎s機(jī)入口滌氣罐V-3102(操作壓力1 300 kPa)進(jìn)行分離,分離出的凝析油直接進(jìn)入原油緩沖罐。經(jīng)過再次滌氣的燃料氣進(jìn)入燃料氣壓縮機(jī)進(jìn)行壓縮。壓力由1 300 kPa提升至2 800 kPa。經(jīng)過壓縮后的燃料氣經(jīng)燃?xì)鈮嚎s機(jī)的后冷卻器冷卻至50 ℃。經(jīng)過冷卻后的燃料氣進(jìn)入燃料氣緩沖罐(操作壓力2 800 kPa),大部分凝析油在燃料氣緩沖罐內(nèi)與燃?xì)夥蛛x開來,分離后的凝析油直接進(jìn)入原油緩沖罐。燃料氣進(jìn)入燃?xì)膺^濾器過濾后進(jìn)入燃料氣加熱器進(jìn)行加熱,加熱至70 ℃后供透平機(jī)作為燃料氣使用。

通過以上簡介可知,進(jìn)入原油緩沖罐的凝析油共有4個(gè)壓力等級,50 kPa級凝析油經(jīng)過凝析油泵增壓后進(jìn)入原油緩沖罐，其他各級凝析油由于操作壓力均比原油緩沖罐高,可通過液位控制閥控制直接進(jìn)入原油緩沖罐。在實(shí)際生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn),雖然進(jìn)入原油緩沖罐的原油均經(jīng)過降壓到50 kPa的方式進(jìn)行了穩(wěn)定處理,但原油緩沖罐去火炬的排放量特別大,且火炬一直有燃燒不充分冒黑煙的情況。因此推斷進(jìn)入原油緩沖罐的凝析油存在大量閃蒸現(xiàn)象。

圖1 天然氣及凝析油主要處理流程

對進(jìn)入原油緩沖罐的4個(gè)壓力等級的凝析油進(jìn)行分析,50 kPa級凝析油由于壓力小于原油緩沖罐的操作壓力,不會(huì)產(chǎn)生閃蒸。350 kPa級凝析油壓力雖然略高于原油緩沖罐的操作壓力,但由于經(jīng)過處理后的原油飽和蒸汽壓只有50 kPa,要維持穩(wěn)定的外輸吸入壓頭,需保持原油緩沖罐操作壓力在150～200 kPa之間,因此推斷350 kPa級凝析油進(jìn)入原油緩沖罐后產(chǎn)生閃蒸主要起到為原油緩沖罐補(bǔ)壓的作用。二級壓縮機(jī)出口的天然氣及段塞流捕集器的油田伴生氣經(jīng)冷卻后可在燃?xì)馇皽鞖夤薹蛛x出大量凝析油,此部分凝析油壓力為1 300 kPa,經(jīng)壓縮后的燃料氣進(jìn)入燃?xì)饩彌_罐,分離出的凝析油壓力為2 800 kPa,這兩部分凝析油進(jìn)入原油緩沖罐后會(huì)迅速減壓6～14倍,產(chǎn)生大量的閃蒸氣,閃蒸氣通過原油緩沖罐的壓力控制系統(tǒng)直接放空到火炬燃燒,造成火炬放空量巨大,且由于閃蒸的凝析油重組分多,造成火炬產(chǎn)生大量黑煙,污染環(huán)境。

1.2 凝析油日產(chǎn)量

由于各容器凝析油排放管線中未加裝流量計(jì),無法精確測量凝析油產(chǎn)量。為具體分析各壓力等級容器內(nèi)的凝析油是否具有回收價(jià)值,操作人員在生產(chǎn)系統(tǒng)穩(wěn)定時(shí)對凝析油產(chǎn)量進(jìn)行了測量估算,測量估算方法為:測量單位時(shí)間內(nèi)凝析油的液位上漲高度，以此高度乘以容器圓柱截面積得到估算產(chǎn)量。測量時(shí)中控室與現(xiàn)場同時(shí)記錄關(guān)閉排液閥時(shí)的液位,根據(jù)上漲情況重新開閥排放,記錄上漲時(shí)間,所得數(shù)據(jù)記錄見表1。

表1 各容器凝析油產(chǎn)量估算表

壓力等級容器名稱容器尺寸初始液位/mm最終液位/mm測量時(shí)間/min日產(chǎn)量/(m3·d-1)350kPa級二級壓縮機(jī)入口滌氣罐V?2502550mm(ID)×1100mm(T/T)657301515161300kPa級燃?xì)馇皽鞖夤轛?31012000mm(ID)×4500mm(T/T)59515801203711燃?xì)鉁鞖夤轛?3102550mm(ID)×1100mm(T/T)701102400062800kPa級燃?xì)饩彌_罐V?31032000mm(ID)×4500mm(T/T)23013301503316燃?xì)膺^濾器F?3101600mm(ID)×1990mm(T/T)85145240010

以350 kPa級的二級壓縮機(jī)入口滌氣罐為例進(jìn)行凝析油每日產(chǎn)量估算:

每日產(chǎn)量:24×60×3.14×0.275 2×(0.73-0.065)/15=15.16(m3)

同理計(jì)算其他各容器中凝析油的日產(chǎn)量填入表1中。

1.3 凝析油可回收量

在進(jìn)行測量估算試驗(yàn)時(shí),操作人員將1 300 kPa及2 800 kPa級的凝析油暫時(shí)隔離,而只保持350 kPa級的凝析油進(jìn)入原油緩沖罐,原油緩沖罐壓力一直維持在180 kPa左右,對原油緩沖罐排放去火炬的控制閥暫時(shí)隔離,也未見壓力明顯上漲。證明了之前對350 kPa級凝析油進(jìn)入原油緩沖罐后產(chǎn)生閃蒸主要起到為原油緩沖罐補(bǔ)壓作用的推斷,因此可以不對二級壓縮機(jī)入口滌氣罐V-2502中的凝析油進(jìn)行回收。根據(jù)表1數(shù)據(jù)可知,燃?xì)鉁鞖夤轛-3102及燃?xì)膺^濾器F-3101日產(chǎn)凝析油分別為0.06 m3和0.1 m3,不具有回收價(jià)值,可直接排放去原油緩沖罐。燃?xì)馇皽鞖夤轛-3101及燃?xì)饩彌_罐V-3103日產(chǎn)凝析油分別為37.11 m3和33.16 m3,是造成火炬排放量大及火焰黑煙的主要原因,需進(jìn)行回收。

2 凝析油回收改造方案

通過對現(xiàn)有工藝流程進(jìn)行分析可見,現(xiàn)階段中心處理平臺每日外輸脫水后的原油1×104m3左右,原油外輸泵后壓力在700 kPa～1 100 kPa之間波動(dòng)。下游終端對海上中心處理平臺的外輸原油是否會(huì)出現(xiàn)閃蒸氣體并無要求,且上岸后的原油會(huì)進(jìn)一步細(xì)化處理,脫出LPG進(jìn)行銷售。因此改造時(shí)考慮將1 300 kPa及2 800 kPa級的凝析油接入原油外輸泵后的海管直接外輸?shù)姆桨?。后續(xù)對二級壓縮機(jī)出口的外輸氣進(jìn)行先經(jīng)過燃?xì)馇皽鞖夤轛-3101脫除凝析油的改造,產(chǎn)生的凝析油會(huì)不斷增多,海上中心處理平臺以后還會(huì)接入新的油田,新油田接入后外輸壓力會(huì)相應(yīng)升高,且考慮投資等經(jīng)濟(jì)性因素,改造方案分兩步實(shí)施。

2.1 具體方案

第一步為現(xiàn)階段的改造,改造方案見圖2。將燃?xì)饩彌_罐V-3103及燃?xì)馇皽鞖夤轛-3101液控閥后的短接更換為2″(1″=25.4 mm)的三通,連接到下海管新增管線上,新增管線設(shè)單向閥防止高壓液體回流,且管線上設(shè)有預(yù)留接口,為第二步改造及以后凝析油接入預(yù)留；下海管管線接入處設(shè)流量計(jì),用以計(jì)量改造所回收的凝析油量。流量計(jì)設(shè)旁通流程,便于維修檢查。

第二步在新油田接入后,外輸壓力升高至1 300 kPa以上后進(jìn)行改造,改造方案見圖1。燃?xì)馇皽鞖夤轛-3101后新增加凝析油回收罐,回收罐在燃?xì)馇皽鞖夤薜南乱粚蛹装宸胖?高度差8 m,回收罐設(shè)定操作壓力1 300 kPa,安全閥設(shè)點(diǎn)為1 600 kPa；在凝析油回收罐后增加回收泵,將回收的凝析油打入海管,回收泵設(shè)旁通管線,外輸海管壓力低時(shí)可以不啟泵通過旁通直接下海管,回收泵控制模式為液位控制自動(dòng)啟停。

圖2 凝析油回收改造方案示意圖

凝析油回收改造方案示意圖中黑色表示的設(shè)備及管線為現(xiàn)有的管線設(shè)備；紅色表示的設(shè)備及管線為第一步改造新加設(shè)備及管線；綠色表示的設(shè)備及管線為第二步改造新加設(shè)備及管線。預(yù)留口在第一步改造時(shí)預(yù)留。

2.2 可行性分析

第一步的改造直接連接燃?xì)饩彌_罐V-3103及燃?xì)馇皽鞖夤轛-3101液相出口到外輸海管,在現(xiàn)在的生產(chǎn)條件下非常方便實(shí)施,投資較小。第二步改造投資稍大,在新增油田接入后,原油外輸量增加所造成的海管壓力增加,使得燃?xì)馇皽鞖夤拗械哪鲇蜔o法直接流入海管,只有增加增壓泵才能接著進(jìn)行此部分凝析油的回收,為使泵運(yùn)轉(zhuǎn)穩(wěn)定,方便泵的控制,考慮增加獨(dú)立的凝析油回收罐,其操作壓力可根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)情況在一定范圍變化,有利于回收后續(xù)外輸氣滌氣改造產(chǎn)生的凝析油,并方便其他凝析油排放點(diǎn)的接入。另根據(jù)現(xiàn)場設(shè)備布局情況看,燃?xì)馇皽鞖夤尴聦蛹装逵凶銐虻目臻g安裝凝析油回收罐及回收泵,因此本改造分兩步進(jìn)行是可行的。

3 現(xiàn)狀及結(jié)論

目前海上中心處理平臺已經(jīng)完成了第一步改造,改造后原油緩沖罐壓力穩(wěn)定維持在180 kPa左右,避免了每日近70 m3的凝析油閃蒸成為閃蒸氣通過火炬燒掉,解決了火炬冒黑煙的問題,通過凝析油直接外輸?shù)姆桨柑岣吡讼掠谓K端LPG的產(chǎn)量。按目前的回收量計(jì)算,每年可回收凝析油約2.6×104m3。

從原油緩沖罐到火炬排放量大及火炬燃燒不充分冒黑煙現(xiàn)象的發(fā)現(xiàn)到問題的解決,說明在日常生產(chǎn)操作中,我們要注意觀察和思考,要根據(jù)現(xiàn)象進(jìn)行深入分析,才能變廢為寶,也說明只有熟悉各處理系統(tǒng)及相關(guān)設(shè)備的參數(shù)及其相互關(guān)系,才能正確處理系統(tǒng)運(yùn)行或改造時(shí)出現(xiàn)的問題。以最小的投資創(chuàng)造最大的效益。

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10.3969/j.issn.1006-5539.2016.05.007

2016-04-05

陳可營(1986-)男,山東泰安人,工程師,雙學(xué)士,從事原油生產(chǎn)處理工作。