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1、第六章 原油稳定,原油稳定的目的和要求原油稳定的方法原油脱硫,原油稳定装置,原油稳定的概念,使净化原油中的溶解天然气组分汽化，与原油分离，较彻底地脱除原油中蒸气压高的溶解天然气组分，降低储存温度下原油蒸气压的过程称原油稳定。原油稳定通常是原油矿场加工的最后工序，经稳定后的原油成为合格的商品原油。,原油稳定的必要性,采用有稳定装置的全密闭流程可使油气蒸发损耗由1.52%降低为0.290.5以下。若流程不密闭，即使原油稳定装置运行良好，油田油气损耗率仍可高达1.3%。,全密闭油气集输流程,l一计量分离器；2一加药泵；3一换热器；4一三相分离器；5一加热炉；6一电脱水器；7一原油稳定器；8一油罐；9
2、一外输泵,原油稳定的目的,1、降低原油蒸气压，满足原油储存、管输、铁路、公路和水运的安全和环境规定；2、从原油中分出对人体有害的溶解杂质气体；3、从原油稳定中追求最大利润；,我国把“降低原油蒸发损耗、合理利用油气资源、保护环境、提高原油在储运过程中的安全性”作为原油稳定的主要目的。,原油稳定要求,稳定过程中从原油中分出轻组分，使原油蒸气压降低的程度称为稳定深度。我国原油稳定的重点是从原油内分出C1C4，稳定后在最高储存温度下规定的原油蒸气压“不宜大于当地大气压的0.7倍”。,原油蒸气压,可以用原油蒸气压表示原油中轻、重组分的比例，即表示原油的组成。同样，可以用原油蒸气压来表示原油的稳定深度。油
3、品蒸气压的获得可以用以下几种方法:,烃类蒸气压图雷特蒸气压经验关系式,烃类蒸气压经验关系式,降低原油蒸汽压的方法,提高原油的温度 降低系统压力,原油稳定的方法,根据蒸馏原理，可采用闪蒸法和分馏法脱除原油中的轻组分使其稳定。另外，多级分离也是一种原油稳定的方法，多级分离实质上是利用若干次减压闪蒸使原油达到一定程度的稳定。,闪蒸稳定,利用平衡蒸馏（闪蒸）原理使原油蒸气压降低，称闪蒸稳定。按照闪蒸分离稳定的操作压力可分为负压闪蒸、正压闪蒸两类。按闪蒸需要的能量可将闪蒸分为负压闪蒸和加热闪蒸两种。按容器形状，立式容器常称闪蒸塔、卧式容器称闪蒸罐。闪蒸容器实质上是一种气液分离器，但在结构上侧重考虑使闪蒸
4、尽量接近平衡汽化。,闪蒸稳定原理,通过对原油加热或减压使原油部分气化，然后在一个压力和温度不变的容器内，把气液两相分开并分别引出容器。由于轻组分浓集于气相，重组分浓集于液相，使经上述处理后的原油内轻组分含量减少、蒸汽压降低，原油得到一定程度的稳定，这种方法称闪蒸稳定。闪蒸时，原料中各种组分同时存在于气液两相中，气相中轻组分C1C4的纯度不高，液相中也得不到纯度很高的重组分，轻重组分的分离轻粗糙，油气分离器内进行的过程就属于闪蒸过程。,负压闪蒸原理流程,1电脱水器；2稳定塔；3负压压缩机；4冷凝器；5三相分离器；6泵。,5070,0.050.07MPa,2040左右,0.30.4 MPa,负压闪
5、蒸稳定塔的关键参数,负压稳定塔的关键参数是操作压力、温度和汽化率。汽化率是指气相流量(mol或质量流量)与进料流量之比，也称气相产品收率或稳定装置的拔出率。汽化率的大小取决于原油内溶解的C1C4的含量和要求的原油蒸气压的高低。一定的操作压力和温度条件下，原油的汽化率是一定的。,大庆原油操作条件与汽化率的关系,由图可见，操作温度和压力对汽化率的影响十分显著。温度愈高、真空度愈大，汽化率愈大。从另一个角度来看，要达到规定的原油蒸气压，需要的操作压力与闪蒸温度有关。闪蒸压力的确定除了要考虑温度以外，还受压缩机入口所能达到的真空度的制约。,负压闪蒸适应条件,负压闪蒸适于密度大、含轻组分少的原油，否则将
6、因气化量大、压缩机功耗过大而不经济,正压闪蒸原理流程,1一进料换热器；2一加热炉；3一稳定塔；4一水冷器；5一三相分离器；6一泵,0.2 MPa左右(表),80120,若离气体处理厂较近不凝气可直接送往处理厂，否则在塔顶与水冷器间设置压缩机。,负压闪蒸与正压闪蒸的比较,采用负压闪蒸时，进塔原油温度低，耗热少，可利用脱水后的原油温度直接进稳定塔。负压下轻、重组分的分离效果好于正压下轻、重组分的分离效果。,原油平衡汽化计算,虚拟（假）多元系的建立 虚拟组分性质的计算,闪蒸分离的其它形式,1、多级分离,闪蒸分离的其它形式,2、油罐烃蒸汽的回收,分馏稳定原理,原油中轻组分蒸汽压高、沸点低、易于汽化，重
7、组分的蒸汽压低、沸点高不易汽化。按照轻重组分挥发度不同这一特点，利用精馏原理对净化原油进行稳定处理的过程称分馏稳定。与前几种稳定方法相比，在符合稳定原油蒸气压要求的前提下，分馏稳定所得的稳定原油密度小、数量多。,分馏稳定原理流程,1-进料换热器；2稳定塔；3一冷却器；4一分离器；5一回流罐；6一回流泵；7一再沸炉；8一塔底泵,分馏稳定的分类,分馏塔通常有两段，进料口以上部分称为精馏段，进料口以下部分称为提馏段，这样的塔，称为完全塔；只有其中一段的塔称为不完全塔。根据精馏塔的结构和回流方式的不同，分馏法又可分为提馏稳定法、精馏稳定法和全塔分馏稳定法等三种。我国推荐用不完全分馏塔对原油进行稳定。如
8、只设提馏段的不完全塔称提馏塔，这种塔的进料温度和操作温度相对都较低，没有塔顶回流，因此能耗低，而且节省设备投资及建设费用。但由于提馏塔没有精馏段，塔顶产品质量没保障，塔底稳定原油收率比较低。,提馏稳定流程,精馏稳定流程,稳定方法与能耗,稳定方法选择,稳定方法的选择原则是：在满足商品原油质量要求前提下，使油气田获得最高经济效益。具体应考虑的因素有：原油组成、轻组分C1C4的含量，或气油比；原油处理规模，规模愈大分馏稳定装置的经济性愈好；稳定单元上下游工艺条件和要求；市场因素，市场对各种产品需求的预测和价格走向等。因而，稳定方法的选择是综合寻优问题。,各种稳定方法适用条件,我国建议，原油中C1C4
9、质量分数低于0.5时，一般不需进行稳定处理；C1C4的质量分数低于2.5、无需加热进行原油稳定时，宜采用负压闪蒸；C1C4的质量分数高于2.5，可采用正压闪蒸，有废热可利用时也可采用分馏稳定。我国大部分原油的C1C4的质量分数在0.82.0范围内，因而负压闪蒸法在我国得到广泛使用。前苏联则推荐，轻质原油(含C1C4烷烃5.5以上)适合采用分馏法稳定，而轻组分含量低的原油(C1C4的质量分数2.24以下)宜采用闪蒸分离。,进料原油的含水要求,为减少稳定设备的腐蚀和污染，稳定装置对进料原油的水含量和盐含量应加控制。美国霍金斯油田原油在进塔前要求将含水脱至0.1%以下，而盐的质量浓度要求低于285
10、mg/L。前苏联一般要求脱水至0.30.5%，脱盐至30 mg/L以下。我国原油水的质量浓度一般在0.5%以下，盐质量浓度小于50 mg/L，盐质量浓度非强制性指标。,操作参数,气油比与集输流程的关系,井流气油比能间接反映井口压力，油气组成和原油密度等信息。根据气油比可大致确定所需油气分离级数和原油处理设备。,原油稳定塔,原油脱硫,由于H2S毒性很大又极具腐蚀性，必须限定商品原油内溶解的H2S的质量浓度，根据各国的国情不同H2S的质量浓度常限定在1060 mgkg范围内。原油脱硫的方法气提法：采用分馏塔或提馏塔，塔底注入冷天然气、热天然气或经再沸炉加热的原油蒸气，对原油进行脱硫的方法。气提法脱
11、硫的原理：气体向上流动过程中与向下流动的原油在塔板上逆流接触，由于气相内H2S的分压很低、液相内H2S含量高，产生浓度差促使H2S进入气相，从而降低原油内溶解的H2S含量。,Moins(1980)曾对相对密度0.887、含H2S的质量浓度由50mg/kg变化至5000mg/kg的原油进行各种稳定和脱H2S工艺模拟计算。要求稳定原油雷特蒸气压小于0.069 MPa，H2S质量浓度小于60mg/kg。模拟结果表明，原油H2S的质量浓度1000mg/kg，达到要求原油蒸气压和H2S含量时，各种稳定工艺的稳定原油收率见图,1多级分离；2冷汽提；3热汽提；4经多级分离与回收轻烃；5二级精馏,H2S含量与
12、投资、能耗的关系,1冷汽提；2多级分离；3热汽提；4气体增压热汽提；5多级分离与轻烃回收；6二级精馏,举例：塔河油田12区,原油为高粘度、高含蜡、高含硫的超重质原油。其物理性质：密度为0.99501.0337g/cm3，平均为1.0259g/cm3；流动性能较差，凝固点为3060，平均在49；平均硫含量2.99，平均蜡含量为4.33；盐含量为747931902.3mg/L，平均为20123.2mg/L。已发生原油在运输途中挥发出高浓度H2S气体，导致铁路部门中断塔河原油运输的情况，影响了油田的正常生产。,举例：塔河油田12区,共有l0口井的原油伴生气进行了H2S检测，结论是12区西部硫化氢浓度
13、较高，东部浓度较低。按照产能权重进行加权平均，12区原油的H2S平均含量为5649mg/m3，体积百分数为3.67。原油中H2S溶解量可以根据气液平衡的原理进行测算。将含硫伴生气和原油进行平衡闪蒸计算，得出在温度 70、压力 400kPa条件下，原油中H2S含量为2046mg/kg，常压条件下为1107mg/kg(以下计算以此为基础进行)。,举例：塔河油田12区,汽提脱硫工艺的模拟流程图,原油处理规模按18010t4/a基准设计，对脱硫塔的负压(温度为80)、常压(温度为95）、正压(温度为120)3种脱硫工艺进行了评价。3种脱硫工艺的主要技术参数见下表：,对比上述3种脱硫工艺，正压操作所需的气提气量最大，电耗最低；负压操作所需的气提气量最少，电耗最高；常压操作气提气量和电耗居中。此外，脱硫塔在正压下操作条件下，可以取消塔底泵和塔顶压缩机，大大简化工艺流程。因此，在不考虑热消耗及后续气体处理的情况下，原油脱硫工艺的选择顺序应是正压、常压、负压。脱硫工艺参数的选择还与原油脱水参数紧密相关。当脱水温度不超过70时，宜采用负压脱硫工艺。当脱水温度达到90时，宜采用常压或微正压脱硫工艺。,本章内容结束,
