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江苏油田伴生气利用分析

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石油大学(华东)硕士学位论文江苏油田伴生气利用分析姓名:米鸿祥申请学位级别:硕士专业:油气储运工程指导教师:何利民20040901摘要本文对江苏油田伴生气资源利用情况进行了详细调查,对国内外伴生气利用相关技术进行了研究,结合江苏油田典型复杂小断块油田的特点及实际情况,提出了针对复杂小断块油田提高伴生气利用率的综合、有效措施,对其他复杂小断块油田在伴生气综合利用方面有重要借鉴意义。论文重点对江苏油田原油稳定、轻烃回收及凝液集中处理方面进行了分析研究,结合工程实际运行情况,提出了简化原油稳定原油全组份分析方法、优化原油稳定及轻烃回收工艺流程、改进气分精馏装置的一些新思路。经研究原油稳定工程全组份分析可以由原油窄馏分分析、200"油罐呼出气色谱分析加软件模拟的方法来简化.既能满足工程要求,又能降低化验分析难度。利用两级活塞式负压压缩机来提高稳定气出口压力,采用低压、浅冷工艺回收合于江苏油田集中处理烃类凝液的实际情况,对常规工艺进行了简化。对气分精馏装置提出了设双进料口、加大精馏段高度、加大内回漉冷凝器面积的措施,以适应复杂小断块油田原料变化频繁的情况。关键词: 江苏油田伴生气 原油稳定 轻烃回收精馏of of t a of to of t is he of GL of to of of to of GL t is be by of a 00℃,a of t y of to we 3+t a of of in of GL 我所知,除了文中特别加以标注和致谢的地方外,论文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果,也不包含为获得石油大学或其它教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。签名: 棠;屿j f 护月4 日关于论文使用授权的说明本人完全了解石油大学有关保留、使用学位论文的规定,即:学校有权保留送交论文的复印件及电子版,允许论文被查阅和借阅:学校可以公布论文的全部或部分内容,可以采用影印、缩印或其他复制手段保存论文。(保密论文在解密后应遵守此规定)学生签名:导师签名: ,‘,月口月彳日一石油大学(华东)硕士论文 第质情况复杂,断层非常发育,区块多,断层多,含油面积相对较小,单元储量少,构造和油气分布却十分复杂,产能20X lo't/这些油田也是发难度较大,经济效益较低,百万吨产能投资高,地面工程节能降耗环保的工艺、流程和设备开发较少,新技术研发投入较少,引进新工艺、新设备的能力较弱,对于伴生气的回收利用能力较弱,大量零散伴生气只能放空,给环境带来了污染,同时浪费了资源。因此,我们应该给与伴生气综合利用更多的关注和重视,在获取原油资源的同时保护环境、节约资源。江苏油田属于典型的复杂小断块油田,勘探开发采用滚动发展的模式,在油气集输过程中伴生气损耗比较严重,伴生气的利用能力比较薄弱,在边远零散井、计量站、接转站和联合站都不能很好的利用,存在较大的浪费,油气综合损耗率在1~2%左右。本文对江苏油田油气集输过程的损耗情况进行了简要描述,对提高利用率提出了~些有效措施,着重对小断块油田如何发挥原油稳定、轻烃回收及气分精馏装置的作用,以最大限度地提高油田伴生气利用率方面进行了阐述,侧重点在于工程设计过程当中一些技术问题的分析研究与改进提高。文中对江苏油田原油稳定工程中所采用的3种不同的原油全组份化验分析方法进行了介绍,并与工程投运后的结果进行比较, 对3种化验分析方法结果的准确性进行了分析,优选出了简便易行的化验分析方法,供大家参考。原油稳定装置在国内外多采用负压稳定工艺,一般均用水冷脱出部分轻油,所产稳定气一般与前端分离出的伴生气石油大学(华东)硕士论文 第1章前言一同或单独进入轻烃回收系统。天然气轻烃回收工艺自20世纪70年代后多采用冷凝分离法.冷凝分离法又分为冷剂制冷法、直接膨胀制冷法和联合制冷法三种[”,各种工艺根据条件不同、要求不同,本着节能降耗、提高凝液收率及减少投资的基本原则,衍生出了许多新的方法。对于小断块油田来说,一般具有气量少、气源分散的特点,轻烃回收系统应针对小断块油田的实际情况对流程进行简化。本文结合江苏油田实际情况,对本油田第3套原油稳定及配套轻烃回收系统进行了简化,采用了负压稳定工艺,稳定气压缩机两级压缩,出口压力O.5—0.7定气直接单独进入轻烃回收系统,由水冷、氨冷两级冷却,分离出混烃增压后储存、外运。所选用工艺适合江苏油田实际情况,简化了工艺、缩短了流程、降低了能耗,其混烃适合于后续的分馏处理,所剩干气冬季弥补燃料气的不足,夏季只能放空。下一步可考虑加以利用。回收的轻烃是很好的化工原料,利用的途径很多,为了进~步提高回收烃液的经济价值,江苏油田与1999年建成了1套烃液精馏装置,生产几种溶剂油。但建成后随着油田各区块产能的变化,精馏装置的原料有了一些变化,装置难以适应这种变化,文中对原料变化对装置提出的新要求进行了分析,并针对复杂小断块油田的特点提出了气分精馏装置的一些设计要求及注意事项。本文通过对典型复杂小断块油田一江苏油田伴生气利用方面的分析、总结,可以给其他同类油田提供有益地参考。本文需说明的问题:1.所用压力如无特殊说明均表示为表压;2.本文提到气体体积准条件为O℃、101.325石油大学(华东)硕士论文 第文提到的投资或费用均为人民币;4.本文工艺计算模拟采用软件为.2.2版,状态方程采用程。石油大学(华东)硕士论文 第2章江苏油田伴生气损耗概述第2章江苏油田伴生气损耗概述2.1江苏油田概况江苏油田已发现34个油气田,在正式投入开发的31个油气田上,共有油井1278口,开井1070口中,己建成年产160万吨的油田生产及辅助设施。2004年6月,全油田建有联合站11座,接转站28座,原油集输管道233井集浊管线L 油储罐39座,总容量13.5有正规原油外销口1 1个,原油销售主要依靠码头一水路运输。油田油气集输系统基本为三级布站,采用改进的三管伴热保温的单井集油流程,计量站分离器计量,接转站油气分离单管集输或油气混输,联合站集中处理和外输。全油田原油集输密闭率93%、原油稳定率25%,伴生气综合损耗率大于l%,可以看出伴生气的损耗是惊人的,在浪费资源的同时带来了严重的环境污染。下面分别就油气集柬系统中的边远零散井、计量接转站、联合站伴生气损耗调查情况进行简要介绍。2.2边远零散井复杂小断块油田的边远零散井所占比例较大,这些井密闭进入集输系统的成本太高,只能采用车、船拉油方式,流程不能密闭,伴生气多就地排放,进入大气当中。带来环境的污染。江苏油田各区块气油比平均在20油凝点一般在35~45℃左右,对原油进行加热集输,集输过程中损耗率大于气油比,经测算伴生气损耗占产油量比例(损耗率)一般在2.5%(w)以上。4石油大学(华东)硕士论文 第2章江苏油田伴生气损耗概述2。3计量、接转站计量站一般只起到计量转输作用,单井计量时会有部分伴生气损耗,损耗量较小。小断块油田接转站一般采用开式流程,油气分离后原油进集油干线或车拉至联合站处理,伴生气部分用来作锅炉燃料,剩余伴生气放空,油气损耗较大,损耗率一般也在2%左右,车拉油集输方式损耗要更大。江苏油田唯一的断块气田盐城集气站情况:目前盐城天然气的开发,下游用户主要是用作民用燃气,受各种因素的影响,实际用量小于2d。而当初盐城气站设计时,主要设备脱水撬是以实际生产能力30,qO'm3,d,最大可达50,送管道也是以与之配套的输量设计。现有的实际用量使脱水撬无法开工运行(低于最小处理量)。天然气的脱水输送是利用管道加工乙醇来降低烃露点运行时,按目前的用量,经济效益甚微。2.4联合站复杂小断块油田的联合站数量少、规模小、处理系统经常不完善,多数联合站没有原油稳定和伴生气处理系统,伴生气多用来做锅炉燃料,多余的只有放空。未稳定原油进入储油罐储存,在常压状态下会有大量伴生气挥发出来。散发到大气中。小断块油田的原油通常通过车、船运输至炼油厂,在装卸及运输过程还会有部份伴生气挥发到大气中。油气损耗依据油品性质不同而有所差异,曾经对江苏油田几个联合站的大罐挥发气进行调查,损耗量在0.6~2.5%之间,测试结果见下表。石油大学(华东)硕士论文 第2章江苏油田伴生气损耗概述黄珏、沙埝、刘陆联合站油气损耗测试数据黄珏联合站损耗数据 表2.4—1参数 5000方罐 罐损耗 锅炉燃烧 锅炉燃烧 合计损耗率损耗率(吨 量(耗量 损耗率 (吨/吨)‰,吨)o/00 日) () (吨/吨)‰.50 1021.1 3478.6 5.11 6.6.47 320.0 286.5 0.42 O.89.35 919.0 392.2 0.58 1.93.59 1082.4 398.1 0.58 2.17.83 565.0 185.3 0.27 1.10.35 238.3 88.1 O.13 0.48.07 47.7 41.5 O.06 O.13合计 6.16 7.15 13.316石油大学(华东)硕士论文 第2章江苏油田伴生气损耗概述沙埝联合站损耗数据 表2.4—2参数 2900方罐 罐损耗 锅炉燃烧 锅炉燃烧 合计损耗率损耗率(吨/ 量(损耗量 损耗率(吨 (吨/吨)‰吨)‰ 日) () /吨)‰.115 511.7 1032.5 2.250 3.365.929 426.3 184.8 0.403 1.332.549 1169.7 329.5 0.718 3.267.965 1360.6 271.9 0.593 3.558.522 698.4 105.3 0,229 1.751016 466.2 45.1 0.098 1.114C' 0.638 292.8 25.7 0.056 0.694合计 10.734 4.347 15.08石油大学(华东)硕士论文 第2章江苏油田伴生气损耗概述刘陆联合站损耗数据 表2.4—3参数 5000方罐 罐损耗 锅炉燃烧 锅炉燃烧 合计损耗率损耗率(吨 量(损耗量 损耗率(吨 (吨/吨)‰/吨)‰ 日) (k∥日) /吨)‰.714 5450 1136 0:982 5.696.173 1356 46 0.40 1.213.446 6297 214 0.186 5.632.801 7863 208 O.180 6.98.612 4176 106 0.092 3.704.040 2358 102 0.088 2。128.445 1670 24 0.020 1.465合计 25.23 1.58 26。818石油大学(华东)硕士论文 第2章江苏油田伴生气损耗概述大罐挥发气损耗测试结果汇总表 表2.4埝联合站 刘陆联合站参数 损耗率 损耗量 损耗率 损耗量 损耗率 损耗量%o(W) (k∥d) %o(w) (kg,d) %o(w) (k∥d).50 1021.1 1.115 511.7 4.714 5450.47 320.0 0.929 426.3 1.173 1356.35 919.0 2.549 1169.7 5.446 6297.59 1082.4 2.965 1360.6 6.801 7863.83 565.0 1.522 698.4 3.612 4176.35 238.3 1.016 466。2 2.040 2358.07 47,7 O。638 292.8 1.445 1670合计 6.16 4193.5 10.734 4925.7 25.23 291701999年对沙埝联合站、刘陆联合站依照《大气污染综合排放标准》996进行了测试,测试结果见表2.4.5。表24.5甲烷总烃浓度m∥标情况.23 达标3 超标注:《大气污染综合排放标准》耐非甲烷总烃的排放浓度限值为:周界外浓度最高点4.0m∥测试结果可以看出:沙埝联合站这次测试数据是达标的,但由于测试数据与排放限值相差较小,随着原油产量的不断提高大罐挥发气9石油大学(华东)硕士论文 第2章江苏油田伴生气损耗概述还将增多,排放还有可能超标.应尽早考虑大罐挥发气的治理。刘陆联合站测试数据是超标的,而且其原油产量及挥发量在江苏油田来说都是最大的,应加以利用和治理东)硕士论文 第3章提高伴生气利用率的措施第3章提高伴生气利用率的措施3.1边远零散井对于边远零散井,应尽量采用可利用伴生气资源的集输工艺,例如:采用多功能罐集油,可将伴生气分离出来作为集油加热燃料;采用燃气发动机作为采油动力:气油比高的还可以考虑采用微型燃气发电机为集输系统供电等技术。江苏油田采用了几套多功能集油罐,使用效果比较满意,应加以推广。3.2计量、接转站对于计量、接转站应考虑密闭流程,可以考虑采用多相混输泵将多余伴生气与原油一起输送到联合站处理,同时也可解决联合站锅炉冬季燃料不足的问题,当然也可以考虑在接转站设置燃气发电机热电联供。利用剩余伴生气为接转站提供电力与热水。在单井进站方面研究了常温输送工艺,可以大量节省能耗.节约伴生气的用量。陈3断块三口水平井成功实现单管常温集输流程,围绕这三口水平井单管常温集输流程的成功实践,又进行了大量的研究与试验,确定了单管常温集输流程的适应范国和条件、井口加热单管流程的适应范围、高含水油井的单管常温集输范围及相关经济技术比较等,主要研究成果如下。据初步统计,真武、曹庄、陈堡、卞、闵、杨等油区.有大量高含水油井,且产液量大,井日油温高,约106 I:2井可实麓单管常温集输流程,如逐步采用单管常温集输流程,总体讲可减少热耗1224节约伴生气约95×104。石油大学(华末)硕士论文 第3章提高伴生气利用率的措施江苏油田在多级布站基础上,引进籁开发了灌气混输技术,将伴生气较多的油区,实现以油气混输泵为核一油气混输,在永安油田首先取得应用性成功,取消了接转站,简化了工艺和流程,节省投资和运行费,尔后又在许庄等油田应用,正在逐步推广和应用此技术。油气混输技术的关键是油气混输泵,我们采用的是上海711研究所研制的行5年来状况良好,是一可靠设备。经论证,永安油田采用油气混输流程节省投资约60万元,降低井口回压O.2效达65—70%,节能效栗好。永7堪气井气进行了成功的集输和处理,由于井口气压较低425 56.52 O.9105 628 23.3115~200℃馏分烃组成分析表 表4.2.1.3组分 2 C3 2.65 4.50C。 C, 9 9 18。44 18.57 19.63 12.69 7.01 O.52全组份分析数据表 表4.2.1.4组分 C【 3 nC;1.7l 0.40 1.13 0.90 3.10 1.06 1.46, 。 C【0 .56 5.24 5.27 5.57 3.60 66.00依据化验结果进行闪蒸计算,原油自三相分离器出来后进入闪蒸塔,三相分离器运行压力为O.3度为50℃,设计闪蒸压力0.05蒸温度60℃,计算拔出气量~3000m3/d。装置投运后,闶蒸塔操作压力为O.1作温度为50℃,运行10小时拔出气量为422合1012m3,d。利用模拟软件模拟实际工况.计算得出可拔出气量为1070 m3/d。可以看出,计算结果与实际运行情况相差不多,石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析基本可以肯定化验结果。b.沙埝、刘陆联合站化验方法这种取样化验方法油气分取,化验后通过软件模拟来进行加和得出全组份分析结果,从方法来讲肯定有一定偏差,但在软件模拟中如加以注意所得结果也是可以使用的。2002年我们自沙埝、刘陆两个联合站三相分离器出口常压取原油样品做窄馏分分析,同时测量拱顶罐量油口呼出伴生气量并取样做色谱分析,取样时集输系统及联合站运行正常。对化验结果用依据三相分离器的压力、温度、含水率进行调整。石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析沙埝原油窄馏分实沸点蒸馏及其窄馏分性质表 表4.2.1率 密度20℃ 粘度50℃m% e,/00 13122 0.738820¨230 3.17 O.8019 1_39230~260 3.94 0.8077 1.84260—290 4.04 O..47290~320 5.54 O.8122 3.5232¨350 5.15 0.8245 4.79350.16 0.8393 8.774002.19 0.8448 14.7545000 11.2l 0.8779 8.40(100℃)>500 33.3817馏分烃组成分析表 表4.2.1.6组分 C. 3 O.39 O.60 2.04 2.15 2.847 9 1212.19 17.30 20.02 18.32 16.21 6.80 1.1 5大罐挥发气组成分析表 表4.2.1.7『组分 C J 3 624.15 12.04 33.08 7.23 14,84 3.72 3.73 1.20石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析测试得出大罐挥发气占原油产量的比率为1.0734%(w),依照测试所得比率,用并过程中200℃以后馏分原油采用黑油模型,其他组份采用纯组份模型,含水率按3%(w)计,以库尔分率为基础得出全组份数据,见表4.2.1.8。模拟得出的原油全组份数据在O.20℃条件(原油取样时油气水三相分离器操作参数)下气化分率为1.113%,与实际情况基本相符。沙埝联合站原油全组份数据表 表4.2.1—8组分 2 C3 1.18 O.59 1.70 0.48 1.17 O.65 O.807 9 l。+ 0 3.74 4.33 3.96 3.51 43.8l 31.38利用所模拟基础数据对沙埝联合站今年6月投产的原油稳定一期工程进行校核:原油稳定流程为油气水三相分离器出口低含水原油加热到65℃,进入负压闪蒸塔,闪蒸塔操作压力为2定气经压缩机增压至0.6 冷至40℃后进行油气分离,轻油进罐储存外运。依照此流程及操作参数利用出可产轻油144合3.46t/d。原油产量560行1个月,中间停工余时间操作较稳定,实际运行29天,共产轻油100t,折合3.45t/d。可以看出模拟计算结果与实际结果基本相符,对基础数据进行了验证。这种简易化验分析方法通过沙埝原油稳定工程的验证基本准确,工艺模拟从气化分率来看也基本符合实际情况,在工程设计中还要考石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析虑原料随时问的变化会有波动和改变,所以采用这种简化的化验分析方法在原油稳定工程设计中应是可彳亍的。c.沙埝联合站第2次化验分析方法沙埝联合站原油全组份数据表 表4.2.1l 3 4.15 1.34 2.01 0.57 1.33 0.67 0.717 9 0 1.89 1.64 1.44 1.46 47.66 28.75沙埝原油两次分析化验数据对比见下图:石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析从图中可以看出:第二次化验分析数据中3比例比第一次高出许多,4、析认为:第二次化验取样方法与黄珏联合站相同,分析手段过于简单,高碳分子异构体没有充分体现,全组份中2偏大,分子组份偏小;采用这~分析方法所得结果,利用软件模拟发现在三项分离操作工况条件下油品气相分率为%,明显偏高;对此数据与沙埝联合站今年6月投产的原油稳定一期工程进行校核,发现所产稳定气量偏大很多,对轻油收量影响不大。从以上分析和验证结果可以看出,此种化验分析方法不可取。通过对以上三种化验分析方法的分析验证可以看出:第2种化验方法简单易行,只要注意取样时生产运行正常、模拟时注意调整,可以用来作为原油稳定工程设计的依据,该化验分析方法简单实用,对化验设备要求不高,费用较低,值得进一步通过实践进行检验。以上三种方法基于前端处理工程建成投产的基础,如与前端处理工程一同设计当注意取样代表性,并在工程设计中考虑变化因素,下面在工艺流程设计和设备选用方面有相关分析。4.2.2工艺流程的确定原油稳定工艺分为负压闪蒸稳定、微正压闪蒸稳定和分馏法稳定,其中负压闪蒸稳定工艺能耗较低,在国内外油田应用最广,一般负压闪蒸塔操作压力在3~0.05作温度在60~70"C。在整装油田原油稳定压缩机抽出的稳定气在O.3伴生气送入就近管网,集中后综合处理,在复杂小断块油田则需根据实际情况确定凝液回收处理工艺,同时也就对原油稳定工艺提出了不同的要求。26石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析江苏油田第2联合站)就是采用负压闪蒸工艺,操作压力.0.03作温度65。C,稳定压缩机出口压力O.3产稳定气与三相分离器出口伴生气一同输往真武天然气集中处理站,在真武天然气集中处理站再增压至1.9回收部分烃类凝液,混烃经脱乙烷塔和液化气塔处理后生产液化气和轻油,所剩干气送入矿区生活燃气管网。原油稳定装置与天然气集中处理站对真2联合站伴生气进行了充分利用,天然气集中处理站根据需要还可以处理其他联合站所产烃类凝液以及附近气井来气(主要用以保证生活供气)。真2联合站与真武天然气集中处理站距离较近,可以采用管输稳定气集中处理方式,其他区块油苏油田第2套原油稳定装置(富民联合站)采用的是微正压闪蒸工艺,稳定塔操作压力为微正压、操作温度为80~90。C,原油稳定压缩机出压后的稳定气利用氨冷至.20。液车拉至真武天然气集中处理站进行进一步处理,气体作为站内燃料气。此种凝液回收方式能耗较高,凝液进入1.6储存、运输过程中有部分凝液升温后变为气体挥发掉了,存在一定的浪费。第3套原浊稳定装置(沙埝联合站)借鉴了前两套原油稳定装置的经验,采用负压闪蒸工艺,稳定塔操作压力为.0.03作温度60.3,稳定压缩机出13压力为0.7定气水冷、氨冷至.20℃进入分离器分离,凝液升压后进入1.6液化气槽车拉运到真武天然气集中处理站做进一步处理。稳定压缩机从·0.03前所27石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析查资料中还没有先例,一般负压闪蒸原油稳定工艺压缩机出口压力均为0.3什么要采用这种参数设计呢?沙埝联合站产能在25×104妇左右,稳产期在5~6年,随后产能会逐渐下降,我们不可能在这个站建一套比较完备的凝液处理装置,只能靠汽车拉运混烃至真武天然气集中处理站进行下一步加工处理,储存及运输设备均为1.6软件模拟在这种工况下生产的凝液刚好可以满足储、运设备的工况,详细情况在4.3.2节有详细介绍,而这种工况的活塞式压缩机可以通过两级压缩来完成,同时简化了工艺、缩短了流程,所以确定了这种工艺参数。目前稳定装置一期工程已投入运行,在压缩机出口压力0.6d,轻油中份较多,液化气组份很少,通过二期工程氨冷系统投运后将大大增加C3、对复杂小断块油田的自身特点,我们对江苏油田3套原油稳定装置进行了分析,证明:采用负压闪蒸原油稳定工艺,结合实际情况尽量简化工艺流程,采用两级压缩活塞式压缩机,可以节约投资,提高整体效益,提高伴生气利用率。4.2.3关键设备的选用原油稳定装置的关键设备就是稳定压缩机,目前国内外常用螺杆式压缩机,但对于复杂小断块油田来说,产量小、稳产期短、稳定气量小,为了降低工程投资我油田3套原油稳定装置均采用了活塞式压缩机工程设计中设备的选用一般都预留±20%的余量,但对于复杂小断块油田来说波动量可能会更大。在江苏油田第m3/2东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析口工况)压缩机3台(1台备用),采用回流调节,先上了2台预留因原油产能上升又上了1台,满足了产能的变化,又保证了投资的利用效率。第2套原油稳定装置中选用的是排量为7m3/台备用),采用回流调节,但投产后稳定气量基本在3~4m3/产后几年后原油产能急剧下降,压缩机随之停运,造成了设备闲置。第3套原油稳定装置中选用的是排量为7m3/台备用),采用变频调速技术,投运时原油产量在设计负荷的~70%,稳定气量~3除一半进气阀,通过变频调速可以满足运行工况。分析原因认为:原油全组份分析数据采用的是第二次化验分析结果,导致2组份偏高,气量比实际组份偏大、偏轻,上文也对此进行过分析。从江苏油田3套原油稳定装置压缩机选型可以看出:在压缩机选用时应充分考虑产能变化情况;对原油全组份分析数据进行仔细分析,汇总油品在三项分离器操作工况下气相分率应在合理范围内:压缩机最好考虑二用一备比较稳妥;选用变频调控方式完全可行,比回流调控安全、经济:分析的3套装置都是在先有联合站后加原油稳定装置,对于一同建设的工程可以起到借鉴作用。4.3轻烃回收工程设计分析4.3.1原料气分析轻烃回收的原料气一般包括原油处理过程中油气水分离器分出的伴生气(以下简称分离气)、原油稳定气、气井气三种,气井气的组份一般较贫需采用较深的回收工艺进行处理,在本文中不加分析,以下主要分析分离气与稳定气存在的情况。石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分{!f}真2联合站原油稳定气与分离气一起进入真武天然气集中处理站,真武天然气集中处理站具有较完备的轻烃回收系统,建有液化气塔,1999年又建设了以生产一系列溶剂油,这套装置下文会有介绍及分析。真武天然气集中处理站的轻烃回收系统的回收深度是1.604C,对真2联合站的伴生气进行了充分的利用。真2联合站稳定气、分离气综合组成表 表4.3.1.1i 3 6 02I 50.75 18.92 14.51 2.43 6..11 1.13 O.83 1.15 2.05 1.12沙埝联合站设计中稳定气进入轻烃回收系统,分离气是否进入回收系统由流程模拟软件计算出所产干气组成(表4.3.1行对比就可以做出决定。表中稳定气组成是以沙埝原油第一次化验分析组成数据为基础,原油在进油温度65℃、.0,03中干气组成为稳定气增压至O.7却至2分离得出的模拟数据。沙埝联合站稳定气、干气、分离气组成( 表4.3.1I 3 6 1.25 9.96 25.10 5.74 12.60 4,62 4.98 7.93 7.82干气 66.14 16.99 13.93 1.10 1.53 0.16 0.11 O.03 O.01分离气 72.09 8.22 8.36 i.69 3.29 0.78 O.77 0.49 3 .20再进一步对分离气与稳定气~同进入轻烃回收系统进行模拟,原油产量与伴生气比例按生产实际比例,流程与工况参数与前面相同,石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析进行混烃收率能耗、比较见表4.3.1同原料结果对比表 表4.3.1—3原料 混烃kg/h 能耗3收率% 备注稳定气 247 5.42×105 84.1分离气+稳定气 262 7.27×105 43.9 分设压缩机由表4.3.1离气组成明显贫于干气组成。由表4.3.1.3可以看出伴生气进入系统后混烃产量略有提高,系统能耗增加了34%,大大降低了缩机还需要分开设置。因此,油气水三相分离器分出的伴生气在这种流程工况情况下不易进入轻烃回收系统.稳定气单独进入轻烃回收系统是合理的。从江苏油田的实际情况来看:一般只处理分离气、稳定气,气量较小,应选用适当工艺,回收深度不宜太深;对于稳定气、分离气是否都进入回收系统,应经工艺模拟、经济分析后才能决定。4.3.2回收工艺的确定天然气凝液回收的工艺分为浅冷(.20"C)、中冷(.30~.40"C)、深冷(90。C)三种工艺,西南石油学院的蒋洪等对小气量低压气轻烃回收工艺方案进行过研究,以一个油田伴生气组份(见表4.3.2.1)为例,进行了回收压力、温度及制冷方式的研究,并绘制了不同压力、温度下的液化率醢线图(见以下附图)。表4.3.2.1【31 3 6 C’ 9 2 60.1 12.1 8.75 2.06 3.7 1.57 1.7l 1.61 0.84 0.04 0.004 0.54 6.33石油大学(华东)硕士论文 第4章原油稳定、轻烃回收工程设计分析p鼍|p耸|c,+液化率一压力一温度曲线图叫 1.6诧牛‘■’图4.3.2.5)图413.23+液化率随压力的提高与温度的降低而提高,轻烃回收工艺的压力宜为两级压缩增压至1.6.21冷宜采用冷荆+节流膨胀制冷,制冷温度宜为一35"C,每一种回收方案都有其适应条件,不同条件下应通过大量的工艺计算和方案对比给出合理方案。【3】望麟■■一明瑚■0岫脚●@
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