含硫單井原油安全儲(chǔ)存及閃蒸氣回收研究

吳超 曾正平 宮彥雙 朱麗靜 張愛良 郭艷林

含硫單井原油安全儲(chǔ)存及閃蒸氣回收研究

吳超1曾正平2宮彥雙1朱麗靜2張愛良1郭艷林2

含硫原油儲(chǔ)存及閃蒸氣排放的安全一直是油氣單井特別是試采單井的關(guān)注熱點(diǎn)。通過對(duì)塔里木油田含硫單井H2S泄漏點(diǎn)的分析，提出更優(yōu)的設(shè)置方式和防范措施，并經(jīng)過對(duì)經(jīng)濟(jì)效益的分析給出合適的建議。在項(xiàng)目開發(fā)設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)全面考慮原油儲(chǔ)存安全，對(duì)閃蒸氣進(jìn)行回收，在減少溫室氣體排放、保護(hù)環(huán)境的同時(shí)，還能帶來經(jīng)濟(jì)、社會(huì)、政治上的多重效益。

含硫原油;閃蒸氣;回收;儲(chǔ)油罐

0 前言

目前國(guó)內(nèi)外關(guān)于單井儲(chǔ)存和閃蒸氣排放相對(duì)較成熟，但對(duì)含硫原油儲(chǔ)存、閃蒸氣排放的安全處理還缺乏成熟的工藝及設(shè)備。中國(guó)石油塔里木油田的試采井、生產(chǎn)井對(duì)采出的含硫原油通常采用常壓儲(chǔ)罐儲(chǔ)存，但該儲(chǔ)存方式存在一定的安全隱患。為此，塔里木油田開展了含硫單井原油安全儲(chǔ)存及閃蒸氣回收研究。

1 試采井儲(chǔ)罐設(shè)置現(xiàn)狀

1.1 高架油罐及裝車現(xiàn)狀

目前，中國(guó)石油塔里木油田部分地區(qū)單井含硫原油儲(chǔ)存采用50 m3常壓方形高架儲(chǔ)油罐儲(chǔ)存，罐頂設(shè)置有呼吸閥，不能完全密閉［1］。單井一部分采用密閉裝車系統(tǒng)，一部分采用不能完全密閉的裝車系統(tǒng)。儲(chǔ)罐閃蒸出來的含硫閃蒸氣經(jīng)堿洗后站外就地排放。高架安裝的原油常壓儲(chǔ)罐及裝車系統(tǒng)見圖1。

1.2 地面油罐及裝車現(xiàn)狀

中國(guó)石油塔里木油田還有部分試采井含硫原油采用50 m3常壓方形地面儲(chǔ)油罐儲(chǔ)存，安裝方式為地面安裝［2］，見圖2。試采井的含硫原油在進(jìn)入儲(chǔ)罐前均加入適量配比的脫硫劑，將原油中的H2S含量降至≤10 ppm(10 ppm=14.41 mg/m3)。裝車方式均采用泵抽、敞開式簡(jiǎn)易裝車鶴管，地面安裝的原油儲(chǔ)罐現(xiàn)場(chǎng)裝車系統(tǒng)見圖3。儲(chǔ)罐閃蒸出來的含硫閃蒸氣站內(nèi)就地排放。

圖1 高架安裝的原油常壓儲(chǔ)罐及裝車系統(tǒng)

1.3 設(shè)置現(xiàn)狀的安全風(fēng)險(xiǎn)分析

1)中國(guó)石油塔里木油田各片區(qū)試采井含硫原油一般采用50 m3常壓方罐儲(chǔ)存，儲(chǔ)罐為高架安裝或地面安裝。罐頂設(shè)置呼吸閥，儲(chǔ)罐內(nèi)的含硫閃蒸氣就地散排或者引出站外直接散排。其裝車系統(tǒng)大部分為簡(jiǎn)易的敞開式裝車鶴管或不能實(shí)現(xiàn)完全密閉的密閉裝車產(chǎn)品(目前塔中片區(qū)正在對(duì)該部分產(chǎn)品進(jìn)行改造)，裝車操作時(shí)存在H2S泄漏的風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)操作人員的人身安全帶來嚴(yán)重的安全隱患［3］。

圖2 地面安裝原油儲(chǔ)罐

圖3 地面安裝的原油儲(chǔ)罐現(xiàn)場(chǎng)裝車系統(tǒng)

2)含硫原油在進(jìn)入儲(chǔ)罐前加入適量配比的脫硫劑，目前的配比方式為邊添加脫硫劑邊監(jiān)測(cè)脫硫效果，一旦脫硫劑配比效果不理想，將達(dá)不到脫硫的預(yù)定目標(biāo)，存在安全風(fēng)險(xiǎn)［3］。

2 原油儲(chǔ)存的改進(jìn)方案

2.1 對(duì)原油儲(chǔ)罐的改進(jìn)

1)H2S含量＞10 ppm的試采井凝析油或原油儲(chǔ)存、裝車均采用全密閉系統(tǒng)［4］;H2S含量≤10 ppm時(shí)，可不采用密閉系統(tǒng)。

2)儲(chǔ)罐應(yīng)采用壓力容器［5］，罐頂設(shè)置手動(dòng)放空閥及安全閥。同時(shí)儲(chǔ)罐應(yīng)具有相應(yīng)的強(qiáng)度、鋼度及耐腐蝕性能［6］。

3)為防止儲(chǔ)罐溢流，儲(chǔ)罐裝油量應(yīng)在安全液位內(nèi)，儲(chǔ)罐宜單獨(dú)設(shè)置高、低液位報(bào)警裝置等就地變量檢測(cè)，有條件時(shí)可上傳至控制室。

4)為防止油品凝固，儲(chǔ)罐設(shè)置油品溫度就地檢測(cè)，并對(duì)儲(chǔ)罐進(jìn)行保溫，且應(yīng)設(shè)置電加熱設(shè)施。加熱方式宜選用插入式的電加熱棒進(jìn)行加熱。

2.2 密閉壓力儲(chǔ)罐儲(chǔ)存工藝

單井站內(nèi)氣液分離器分離后的原油進(jìn)入儲(chǔ)罐儲(chǔ)存，儲(chǔ)罐采用密閉壓力容器［7］，罐頂設(shè)置放空口，儲(chǔ)罐內(nèi)的閃蒸氣通過放空口排入放空系統(tǒng)，當(dāng)需對(duì)罐內(nèi)閃蒸氣進(jìn)行回收時(shí)，罐頂設(shè)置的出氣口將閃蒸氣接入回收流程。單井原油儲(chǔ)存流程見圖4，壓力容器示意圖見圖5。

圖4 單井原油儲(chǔ)存流程

圖5 帶壓50 m3高架儲(chǔ)罐示意圖

3 含硫閃蒸氣的處理方案

由于每口單井的產(chǎn)油量不同，儲(chǔ)罐內(nèi)的閃蒸氣量也不同，在工程設(shè)計(jì)時(shí)，需根據(jù)各單井的實(shí)際產(chǎn)油量計(jì)算閃蒸氣量，再確定閃蒸氣的處理方案。閃蒸氣的處理方案主要有兩種:一是對(duì)閃蒸氣進(jìn)行回收利用，二是無法回收時(shí)對(duì)閃蒸氣進(jìn)行安全排放。

3.1 閃蒸氣的計(jì)算

閃蒸又叫平衡汽化，特點(diǎn)是所形成的氣、液兩相都處于同樣溫度和壓力下，并呈平衡狀態(tài)。所有組分都同時(shí)存在于氣、液兩相中，而兩相中的每一個(gè)組分也都處于平衡狀態(tài)。液相和氣相間的平衡關(guān)系，用亨利定律表示:

兩相之間的氣、液平衡關(guān)系為:

式中:yi為氣相中組分i的摩爾分?jǐn)?shù);xi為液相中組分i的摩爾分?jǐn)?shù);ki為相平衡常數(shù)，它是壓力和溫度的函數(shù)。

根據(jù)《石油和化工工程設(shè)計(jì)工作手冊(cè)》第三分冊(cè)《氣田地面工程設(shè)計(jì)》，求閃蒸氣量也就是計(jì)算在一定壓力下處于泡點(diǎn)之上和露點(diǎn)之下的氣、液混合物中到底含有多少液體和蒸汽的問題。

在工程項(xiàng)目中，通常采用HYSYS軟件模擬計(jì)算閃蒸氣量［8］。單井閃蒸氣的大小與單井原油產(chǎn)量、組分有關(guān)。

3.2 閃蒸氣回收利用方案

單井儲(chǔ)罐內(nèi)原油產(chǎn)生的大量閃蒸氣，如果直接放空，將造成大量的資源浪費(fèi)及污染問題，通常考慮回收利用［9－10］。單井站閃蒸氣回收方式主要有單井加壓回輸、CNG技術(shù)回收兩種。

3.2.1 閃蒸氣回收增壓流程

3.2.1.1 有依托的單井閃蒸氣的回收

單井有集輸管網(wǎng)依托，采用加壓后回送管網(wǎng)是目前技術(shù)條件下最經(jīng)濟(jì)可靠的方法?；厥盏拈W蒸氣經(jīng)壓縮機(jī)增壓后可直接進(jìn)入集輸管網(wǎng)［11］，需增加壓縮機(jī)橇及配套設(shè)施。

3.2.1.2 無依托的單井閃蒸氣的回收

對(duì)于部分無集輸管網(wǎng)依托的偏遠(yuǎn)單井，其閃蒸氣回收采用CNG技術(shù)方案［12］。回收的閃蒸氣經(jīng)脫水、脫硫、壓縮機(jī)增壓后，再用CNG槽車?yán)\(yùn)到卸氣站，通過卸氣工藝將處理后的天然氣壓縮外輸，實(shí)現(xiàn)回收利用。

CNG技術(shù)方案采用橇裝式工作平臺(tái)，集成壓縮機(jī)、自控、電力等設(shè)施、設(shè)備，可實(shí)現(xiàn)單井閃蒸氣或放空天然氣回收。閃蒸氣回收增壓流程見圖6。

圖6 閃蒸氣回收增壓流程

3.2.2 壓縮機(jī)機(jī)組選型

壓縮機(jī)機(jī)組選型應(yīng)根據(jù)閃蒸氣的實(shí)際回收情況，結(jié)合經(jīng)濟(jì)效益綜合確定。

3.2.3 閃蒸氣回收一體化橇裝裝置

單井天然氣閃蒸氣回收一體化橇主要集成分離器、壓縮機(jī)、空冷器等工藝設(shè)備和自控、電力等配套設(shè)施，實(shí)現(xiàn)單井放空天然氣回收。各工藝設(shè)備和自動(dòng)控制系統(tǒng)集成于同一橇座上，結(jié)構(gòu)緊湊，操作方便，且可重復(fù)利用。

3.2.4 閃蒸氣回收的經(jīng)濟(jì)效益

某單井閃蒸氣量為4 000 m3/d，考慮增壓回收至集輸管道，管道系統(tǒng)壓力為8.5 MPa，需增加1套單井閃蒸氣回收一體化橇，及配套閥門及公用工程(電、自控等)，總投資150萬元，回收閃蒸氣量為4 000 m3/d，按原料氣單價(jià)0.867元/m3計(jì)算，每年閃蒸氣回收價(jià)值為121.4萬元，年耗電量42×104(kW·h)，按0.56元/(kw·h)計(jì)算，年耗電23.5萬元，年凈收入為97.9萬元，按投資回收率12%考慮，1.8 a可以收回投資。因此，閃蒸氣回收具有較高經(jīng)濟(jì)效益，同時(shí)，減少天然氣放空也具有較好的社會(huì)效益。當(dāng)然，如果單井的生產(chǎn)年限較短(如碳酸鹽巖類的單井)，產(chǎn)量低，在進(jìn)行經(jīng)濟(jì)對(duì)比后，投資回收年限過長(zhǎng)，不具有回收經(jīng)濟(jì)效益，那么就可以考慮將該部分閃蒸氣進(jìn)行單井點(diǎn)火放空。

3.3 閃蒸氣不回收

對(duì)于不具有回收經(jīng)濟(jì)效益的閃蒸氣，可以將儲(chǔ)罐內(nèi)的閃蒸氣接入單井放空系統(tǒng)。目前中國(guó)石油塔里木油田含硫單井均設(shè)置放空火炬或焚燒池，單井站上燃料氣管線敷設(shè)至放空點(diǎn)，放空火炬或焚燒池設(shè)置電點(diǎn)火系統(tǒng)及人工點(diǎn)火系統(tǒng)，放空時(shí)均能點(diǎn)火。閃蒸氣放空燃燒流程見圖7。

圖7 閃蒸氣放空燃燒流程圖

4 結(jié)論

對(duì)含硫試采單井原油儲(chǔ)存應(yīng)采用壓力容器更加安全，同時(shí)配備相應(yīng)的安全措施。閃蒸氣或放空天然氣回收應(yīng)進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，對(duì)單井經(jīng)濟(jì)效益較高的單井應(yīng)回收，可減少天然氣放空，具有較好的經(jīng)濟(jì)和社會(huì)效益。對(duì)生產(chǎn)年限較短的單井，產(chǎn)量低，投資回收年限過長(zhǎng)，不具有回收經(jīng)濟(jì)效益，應(yīng)將該部分閃蒸氣點(diǎn)火放空。

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10.3969/j．issn．1006－5539.2016.06.005

2016－02－29

中國(guó)石油“塔里木油田含硫油氣場(chǎng)站風(fēng)險(xiǎn)與對(duì)策研究”項(xiàng)目資助(JCF－2014－100－19)

吳超(1979－)，男，四川成都人，工程師，學(xué)士，主要研究方向?yàn)楣に嚢踩?/p>