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含硫單井原油安全儲存及閃蒸氣回收研究

文檔作者：吳超1 曾正平2宮彥雙1 朱麗靜2張愛良1 郭艷林2 文檔來源： 1．中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司 2．中國石油集團工程設(shè)計有限責任公司西南分公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2021年01月08日
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天煞號與石油
NATURAL GAS AND OIL
2016年12月
含硫單井原油安全儲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
1．中國石油天然氣股份有限公司塔里木油田分公司， 新疆庫爾勒841000；
2．中國石油集團工程設(shè)計有限責任公司西南分公司， 四川成都610041
摘要：含硫原油儲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。通
過對塔里木油田含硫單井H：S泄漏點的分析，提出更優(yōu)的設(shè)置方式和防范措施，并經(jīng)過對經(jīng)濟效益
的分析給出合適的建議。在項目開發(fā)設(shè)計時應(yīng)全面考慮原油儲存安全，對閃蒸氣進行回收，在減少
溫室氣體排放、保護環(huán)境的同時，還能帶來經(jīng)濟、社會、政治上的多重效益。
關(guān)鍵詞：含硫原油；閃蒸氣；回收；儲油罐
DOI：10．3969／j．issn．1006—5539．2016．06．005
0前言
目前國內(nèi)外關(guān)于單井儲存和閃蒸氣排放相對較成
熟，但對含硫原油儲存、閃蒸氣排放的安全處理還缺乏
成熟的工藝及設(shè)備。中國石油塔里木油田的試采井、生
產(chǎn)井對采出的含硫原油通常采用常壓儲罐儲存，但該儲
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存及閃蒸氣回收研究。
1 試采井儲罐設(shè)置現(xiàn)狀
1．1高架油罐及裝車現(xiàn)狀
目前，中國石油塔里木油田部分地區(qū)單井含硫原油
儲存采用50 m3常壓方形高架儲油罐儲存，罐頂設(shè)置有
呼吸閥，不能完全密閉?。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
原油常壓儲罐及裝車系統(tǒng)見圖1。
1．2地面油罐及裝車現(xiàn)狀
中國石油塔里木油田還有部分試采井含硫原油采
用50 m 3常壓方形地面儲油罐儲存，安裝方式為地面
安裝心】，見圖2。試采井的含硫原油在進入儲罐前均加
入適量配比的脫硫劑，將原油中的H：s含量降至≤
圖1 高架安裝的原油常壓儲罐及裝車系統(tǒng)
10 ppm(10 ppm=14．41 mg／m 3)。裝車方式均采用泵
抽、敞開式簡易裝車鶴管，地面安裝的原油儲罐現(xiàn)場裝
車系統(tǒng)見圖3。儲罐閃蒸出來的含硫閃蒸氣站內(nèi)就地
排放。
1．3設(shè)置現(xiàn)狀的安全風險分析
1)中國石油塔里木油田各片區(qū)試采井含硫原油一
般采用50 lltl 3常壓方罐儲存，儲罐為高架安裝或地面安
裝。罐頂設(shè)置呼吸閥，儲罐內(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)大部分為簡易的敞
開式裝車鶴管或不能實現(xiàn)完全密閉的密閉裝車產(chǎn)品(目
前塔中片區(qū)正在對該部分產(chǎn)品進行改造)，裝車操作時
存在H，S泄漏的風險，對操作人員的人身安全帶來嚴重
的安全隱患"-。
收稿日期：2016—02—29
基金項目：中國石油“塔里木油田含硫油氣場站風險與對策研究”項目資助(JCF一2014—100—19)
作者簡介：吳超(1979一)，男，四川成都人，工程師，學士，主要研究方向為工藝安全。
萬方數(shù)據(jù)
第34卷第6期
Nil AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
二溉
圖2地面安裝原油儲罐
圖3地面安裝的原油儲罐現(xiàn)場裝車系統(tǒng)
2)含硫原油在進入儲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)測脫硫效果，一旦
脫硫劑配比效果不理想，將達不到脫硫的預(yù)定目標，存
在安全風險‘31。
2原油儲存的改進方案
2．1 對原油儲罐的改進
1)H：s含量>10 ppm的試采井凝析油或原油儲存、
油號儲運23
裝車均采用全密閉系統(tǒng)H1；H：S含量≤10 ppm時，可不
采用密閉系統(tǒng)。
2)儲罐應(yīng)采用壓力容器”]，罐頂設(shè)置手動放空閥及
安全閥。同時儲罐應(yīng)具有相應(yīng)的強度、鋼度及耐腐蝕
性能‘6|。
3)為防止儲罐溢流，儲罐裝油量應(yīng)在安全液位內(nèi)，
儲罐宜單獨設(shè)置高、低液位報警裝置等就地變量檢測，
有條件時可上傳至控制室。
4)為防止油品凝固，儲罐設(shè)置油品溫度就地檢測，
并對儲罐進行保溫，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行加熱。
2．2密閉壓力儲罐儲存工藝
單井站內(nèi)氣液分離器分離后的原油進人儲罐儲存，
儲罐采用密閉壓力容器o7|，罐頂設(shè)置放空EI，儲罐內(nèi)的
閃蒸氣通過放空口排人放空系統(tǒng)，當需對罐內(nèi)閃蒸氣進
行回收時，罐頂設(shè)置的出氣El將閃蒸氣接入回收流程。
單井原油儲存流程見圖4，壓力容器示意圖見圖5。
上游來凝析洲
[> Ill
密閉壓力
接站內(nèi)燃料儲罐
氣管線補氣E>_唯1L書——卜—毒—一pd口冊—I丌
量
量聶量
臣強量
娶
[>
去密閉裝車系統(tǒng)
圖4單井原油儲存流程
圖5帶壓50 m 3高架儲罐示意圖
萬方數(shù)據(jù)
24
天然與與石油
NAllJRAL GAS AND OIL
2016年12月
3含硫閃蒸氣的處理方案
由于每口單井的產(chǎn)油量不同，儲罐內(nèi)的閃蒸氣量也
不同，在工程設(shè)計時，需根據(jù)各單井的實際產(chǎn)油量計算
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：一是對閃蒸氣進行回收利用，二是無法
回收時對閃蒸氣進行安全排放。
3．1 閃蒸氣的計算
閃蒸又叫平衡汽化，特點是所形成的氣、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
時存在于氣、液兩相中，而兩相中的每一個組分也都處
于平衡狀態(tài)。液相和氣相問的平衡關(guān)系，用亨利定律
表示：
Yi=kixi (1)
兩相之間的氣、液平衡關(guān)系為：
ΣYi=Σ(七i‘茹i)=1．0(泡點方程式) (2)
Σ茗。=Σ(})=1．0(露點方程式) (3)
。。i
式中：Yi為氣相中組分i的摩爾分數(shù)；zi為液相中組分i
的摩爾分數(shù)；后i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)計工作手冊》第三分冊《氣
田地面工程設(shè)計》，求閃蒸氣量也就是計算在一定壓力
下處于泡點之上和露點之下的氣、液混合物中到底含有
多少液體和蒸汽的問題。
在工程項目中，通常采用HYSYS軟件模擬計算閃蒸
氣量隅]。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及污染問題，通常考慮回收
利用p叫0|。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)濟可靠的方法。回收的閃蒸氣經(jīng)壓縮
機增壓后可直接進入集輸管網(wǎng)¨¨，需增加壓縮機橇及配
套設(shè)施。
3．2．1．2無依托的單井閃蒸氣的回收
對于部分無集輸管網(wǎng)依托的偏遠單井，其閃蒸氣回
收采用CNG技術(shù)方案¨2|。回收的閃蒸氣經(jīng)脫水、脫硫、
壓縮機增壓后，再用CNG槽車拉運到卸氣站，通過卸氣
工藝將處理后的天然氣壓縮外輸，實現(xiàn)回收利用。
CNG技術(shù)方案采用橇裝式工作平臺，集成壓縮機、
自控、電力等設(shè)施、設(shè)備，可實現(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壓縮機機組選型
壓縮機機組選型應(yīng)根據(jù)閃蒸氣的實際回收情況，結(jié)
合經(jīng)濟效益綜合確定。
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、空冷器等工藝設(shè)備和自控、電力等配套設(shè)施，實
現(xiàn)單井放空天然氣回收。各工藝設(shè)備和自動控制系統(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)濟效益
某單井閃蒸氣量為4 000 m 3／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 m 3／d，按原料氣
單價0．867元／m3計算，每年閃蒸氣回收價值為121．4
萬元，年耗電量42 X 104(kW·h)，按0．56元／(kw·h)
計算，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)濟效益，同時，減少天然氣放空也具有較
好的社會效益。當然，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，在進行經(jīng)濟對比后，投資回
收年限過長，不具有回收經(jīng)濟效益，那么就可以考慮將
該部分閃蒸氣進行單井點火放空。
3．3閃蒸氣不回收
對于不具有回收經(jīng)濟效益的閃蒸氣，可以將儲罐內(nèi)
的閃蒸氣接人單井放空系統(tǒng)。目前中國石油塔里木油
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，放空火炬或焚燒池設(shè)置電點火系統(tǒng)
及人工點火系統(tǒng)，放空時均能點火。閃蒸氣放空燃燒流
程見圖7。
外運
圖7 閃蒸氣放空燃燒流程圖
萬方數(shù)據(jù)
第34卷第6期
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
4 結(jié)論
對含硫試采單井原油儲存應(yīng)采用壓力容器更加安
全，同時配備相應(yīng)的安全措施。閃蒸氣或放空天然氣
回收應(yīng)進行技術(shù)經(jīng)濟分析，對單井經(jīng)濟效益較高的單
井應(yīng)回收，可減少天然氣放空，具有較好的經(jīng)濟和社會
效益。對生產(chǎn)年限較短的單井，產(chǎn)量低，投資回收年限
過長，不具有回收經(jīng)濟效益，應(yīng)將該部分閃蒸氣點火
放空。
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