含硫单井原油安全储存及闪蒸气回收研究

吴超 曾正平 宫彦双 朱丽静 张爱良 郭艳林

含硫单井原油安全储存及闪蒸气回收研究

吴超1曾正平2宫彦双1朱丽静2张爱良1郭艳林2

含硫原油储存及闪蒸气排放的安全一直是油气单井特别是试采单井的关注热点。通过对塔里木油田含硫单井H2S泄漏点的分析，提出更优的设置方式和防范措施，并经过对经济效益的分析给出合适的建议。在项目开发设计时应全面考虑原油储存安全，对闪蒸气进行回收，在减少温室气体排放、保护环境的同时，还能带来经济、社会、政治上的多重效益。

含硫原油;闪蒸气;回收;储油罐

0 前言

目前国内外关于单井储存和闪蒸气排放相对较成熟，但对含硫原油储存、闪蒸气排放的安全处理还缺乏成熟的工艺及设备。中国石油塔里木油田的试采井、生产井对采出的含硫原油通常采用常压储罐储存，但该储存方式存在一定的安全隐患。为此，塔里木油田开展了含硫单井原油安全储存及闪蒸气回收研究。

1 试采井储罐设置现状

1.1 高架油罐及装车现状

目前，中国石油塔里木油田部分地区单井含硫原油储存采用50 m3常压方形高架储油罐储存，罐顶设置有呼吸阀，不能完全密闭［1］。单井一部分采用密闭装车系统，一部分采用不能完全密闭的装车系统。储罐闪蒸出来的含硫闪蒸气经碱洗后站外就地排放。高架安装的原油常压储罐及装车系统见图1。

1.2 地面油罐及装车现状

中国石油塔里木油田还有部分试采井含硫原油采用50 m3常压方形地面储油罐储存，安装方式为地面安装［2］，见图2。试采井的含硫原油在进入储罐前均加入适量配比的脱硫剂，将原油中的H2S含量降至≤10 ppm(10 ppm=14.41 mg/m3)。装车方式均采用泵抽、敞开式简易装车鹤管，地面安装的原油储罐现场装车系统见图3。储罐闪蒸出来的含硫闪蒸气站内就地排放。

图1 高架安装的原油常压储罐及装车系统

1.3 设置现状的安全风险分析

1)中国石油塔里木油田各片区试采井含硫原油一般采用50 m3常压方罐储存，储罐为高架安装或地面安装。罐顶设置呼吸阀，储罐内的含硫闪蒸气就地散排或者引出站外直接散排。其装车系统大部分为简易的敞开式装车鹤管或不能实现完全密闭的密闭装车产品(目前塔中片区正在对该部分产品进行改造)，装车操作时存在H2S泄漏的风险，对操作人员的人身安全带来严重的安全隐患［3］。

图2 地面安装原油储罐

图3 地面安装的原油储罐现场装车系统

2)含硫原油在进入储罐前加入适量配比的脱硫剂，目前的配比方式为边添加脱硫剂边监测脱硫效果，一旦脱硫剂配比效果不理想，将达不到脱硫的预定目标，存在安全风险［3］。

2 原油储存的改进方案

2.1 对原油储罐的改进

1)H2S含量＞10 ppm的试采井凝析油或原油储存、装车均采用全密闭系统［4］;H2S含量≤10 ppm时，可不采用密闭系统。

2)储罐应采用压力容器［5］，罐顶设置手动放空阀及安全阀。同时储罐应具有相应的强度、钢度及耐腐蚀性能［6］。

3)为防止储罐溢流，储罐装油量应在安全液位内，储罐宜单独设置高、低液位报警装置等就地变量检测，有条件时可上传至控制室。

4)为防止油品凝固，储罐设置油品温度就地检测，并对储罐进行保温，且应设置电加热设施。加热方式宜选用插入式的电加热棒进行加热。

2.2 密闭压力储罐储存工艺

单井站内气液分离器分离后的原油进入储罐储存，储罐采用密闭压力容器［7］，罐顶设置放空口，储罐内的闪蒸气通过放空口排入放空系统，当需对罐内闪蒸气进行回收时，罐顶设置的出气口将闪蒸气接入回收流程。单井原油储存流程见图4，压力容器示意图见图5。

图4 单井原油储存流程

图5 带压50 m3高架储罐示意图

3 含硫闪蒸气的处理方案

由于每口单井的产油量不同，储罐内的闪蒸气量也不同，在工程设计时，需根据各单井的实际产油量计算闪蒸气量，再确定闪蒸气的处理方案。闪蒸气的处理方案主要有两种:一是对闪蒸气进行回收利用，二是无法回收时对闪蒸气进行安全排放。

3.1 闪蒸气的计算

闪蒸又叫平衡汽化，特点是所形成的气、液两相都处于同样温度和压力下，并呈平衡状态。所有组分都同时存在于气、液两相中，而两相中的每一个组分也都处于平衡状态。液相和气相间的平衡关系，用亨利定律表示:

两相之间的气、液平衡关系为:

式中:yi为气相中组分i的摩尔分数;xi为液相中组分i的摩尔分数;ki为相平衡常数，它是压力和温度的函数。

根据《石油和化工工程设计工作手册》第三分册《气田地面工程设计》，求闪蒸气量也就是计算在一定压力下处于泡点之上和露点之下的气、液混合物中到底含有多少液体和蒸汽的问题。

在工程项目中，通常采用HYSYS软件模拟计算闪蒸气量［8］。单井闪蒸气的大小与单井原油产量、组分有关。

3.2 闪蒸气回收利用方案

单井储罐内原油产生的大量闪蒸气，如果直接放空，将造成大量的资源浪费及污染问题，通常考虑回收利用［9－10］。单井站闪蒸气回收方式主要有单井加压回输、CNG技术回收两种。

3.2.1 闪蒸气回收增压流程

3.2.1.1 有依托的单井闪蒸气的回收

单井有集输管网依托，采用加压后回送管网是目前技术条件下最经济可靠的方法。回收的闪蒸气经压缩机增压后可直接进入集输管网［11］，需增加压缩机橇及配套设施。

3.2.1.2 无依托的单井闪蒸气的回收

对于部分无集输管网依托的偏远单井，其闪蒸气回收采用CNG技术方案［12］。回收的闪蒸气经脱水、脱硫、压缩机增压后，再用CNG槽车拉运到卸气站，通过卸气工艺将处理后的天然气压缩外输，实现回收利用。

CNG技术方案采用橇装式工作平台，集成压缩机、自控、电力等设施、设备，可实现单井闪蒸气或放空天然气回收。闪蒸气回收增压流程见图6。

图6 闪蒸气回收增压流程

3.2.2 压缩机机组选型

压缩机机组选型应根据闪蒸气的实际回收情况，结合经济效益综合确定。

3.2.3 闪蒸气回收一体化橇装装置

单井天然气闪蒸气回收一体化橇主要集成分离器、压缩机、空冷器等工艺设备和自控、电力等配套设施，实现单井放空天然气回收。各工艺设备和自动控制系统集成于同一橇座上，结构紧凑，操作方便，且可重复利用。

3.2.4 闪蒸气回收的经济效益

某单井闪蒸气量为4 000 m3/d，考虑增压回收至集输管道，管道系统压力为8.5 MPa，需增加1套单井闪蒸气回收一体化橇，及配套阀门及公用工程(电、自控等)，总投资150万元，回收闪蒸气量为4 000 m3/d，按原料气单价0.867元/m3计算，每年闪蒸气回收价值为121.4万元，年耗电量42×104(kW·h)，按0.56元/(kw·h)计算，年耗电23.5万元，年净收入为97.9万元，按投资回收率12%考虑，1.8 a可以收回投资。因此，闪蒸气回收具有较高经济效益，同时，减少天然气放空也具有较好的社会效益。当然，如果单井的生产年限较短(如碳酸盐岩类的单井)，产量低，在进行经济对比后，投资回收年限过长，不具有回收经济效益，那么就可以考虑将该部分闪蒸气进行单井点火放空。

3.3 闪蒸气不回收

对于不具有回收经济效益的闪蒸气，可以将储罐内的闪蒸气接入单井放空系统。目前中国石油塔里木油田含硫单井均设置放空火炬或焚烧池，单井站上燃料气管线敷设至放空点，放空火炬或焚烧池设置电点火系统及人工点火系统，放空时均能点火。闪蒸气放空燃烧流程见图7。

图7 闪蒸气放空燃烧流程图

4 结论

对含硫试采单井原油储存应采用压力容器更加安全，同时配备相应的安全措施。闪蒸气或放空天然气回收应进行技术经济分析，对单井经济效益较高的单井应回收，可减少天然气放空，具有较好的经济和社会效益。对生产年限较短的单井，产量低，投资回收年限过长，不具有回收经济效益，应将该部分闪蒸气点火放空。

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10.3969/j．issn．1006－5539.2016.06.005

2016－02－29

中国石油“塔里木油田含硫油气场站风险与对策研究”项目资助(JCF－2014－100－19)

吴超(1979－)，男，四川成都人，工程师，学士，主要研究方向为工艺安全。