凝稳塔底温提温差原因分析及应对措施

杨 刚 杨超超 杨 阳 李 超 王 建 时 腾

中国石油化工股份有限公司西北油田分公司雅克拉采气厂, 新疆 库车 842017

0 前言

雅克拉集气处理站(简称雅站)位于新疆库车县境内的塔克拉玛干沙漠北缘,设计天然气处理量260×104m3/d,凝析油处理量17×104t/a,是集油气计量、天然气脱水、天然气脱汞、制冷回收轻烃、凝析油稳定、西气东输为一体的大型综合型处理装置。其中,凝析油稳定采用闪蒸分离+精馏稳定的工艺[1]。凝稳塔及塔底重沸器堵塞严重影响换热效果[2-3],影响凝析油轻组分的拨出率,造成轻烃、液化气产量减少和进罐凝析油挥发量增加。

1 凝稳单元流程简介

凝稳单元流程为:高压计量单元的凝液经过二级凝析油换热器与稳定凝析油换热后依次进入一级闪蒸分离器、二级闪蒸分离器、洗盐分离器,在分离器内完成油、气、水的分离；脱水后的凝液再经过一级凝析油换热器换热后进入凝稳塔进行精馏稳定；塔底液相经一级、二级凝析油换热器换热降温后进入凝析油储罐。塔顶回流罐气相经稳定气压缩机增压、冷却、分离后进入旋流分离器,液相经回流泵增压后进入液化气塔。雅站凝稳单元工艺流程见图1。高压计量单元凝液(2.45 MPa,32 ℃)从二级凝析油换热器的管程下部进入,从管程上部流出;低压高温稳定的凝析油(0.08 MPa,130 ℃)从二级换热器壳程上部进入,从壳程下部流出,实现凝析油换热。

图1 雅站凝稳单元工艺流程图

2 凝稳单元运行情况

凝稳塔塔底温度正常情况下在145 ℃运行,2019年1月7日凝稳塔塔底温度开始降低,只能加热到110 ℃左右。1月8日、1月17日、1月25日分别进行3次洗盐,塔底提温最高至125 ℃就开始下降,从洗盐后运行效果来看仍不能恢复到原温度运行。由此判断为塔底重沸器芯子脏堵、盐堵导致凝稳塔重沸器底温回升受限。2月2日对凝稳塔塔底重沸器进行抽芯检查,发现芯子外壁存在严重的盐堵和部分泥砂,见图2～3。2月3日更换20#+锌铝稀土共渗新管束[4]。2月3日18:00投运新管束,塔底温度从45 ℃开始提温,2月4日塔底提温至105 ℃(对封头热紧),后开始逐步缓慢提温(每日提温5 ℃),2月7日提温至125 ℃(最高);2月8日～2月12日塔底温逐渐降低至100 ℃,14日开始在塔底温度100 ℃运行下进行洗盐且洗盐前后未加破乳剂,洗盐时间40 h。对塔底进行提温,最高提温至120 ℃,本次洗盐后塔底温在105 ℃运行。当塔底温度提至110 ℃以上时,塔顶回流罐排水频率明显加快,塔顶温和塔底热油阀波动,严重时采取全回流提高分离效果。强制对凝稳塔提温,容易造成凝稳塔液泛[5]。

图2 管束外壁盐堵照片

图3 壳程内清出的泥砂和盐照片

3 相关因素分析

3.1 进站油品物性

前期雅站凝析油油品颜色为稻黄色,二级闪蒸分离器取油水样分二层。通过在站内二级闪蒸分离器油相取样,加入站内消防水,发现样品分三层,中间有一层不溶于水和油的絮状物,见图4;目前从凝析油进罐管线上取凝析油样,油样颜色为黑褐色,怀疑进站油品物性可能发生了变化,见图5。

3.2 热水溶解盐试验

通过对凝稳塔塔底重沸器管束外壁取样进行热水溶解。将3大块样放入烧杯中,见图6;取热洗手水,水温约45 ℃,原热水氯根含量为625 mg/L,倒入烧杯中,5 min 后,3大块样大部分已溶解,取溶盐后的水,化验氯根为32 827 mg/L,见图7。根据盐的溶解度与温度的关系,水温在40 ℃时,盐的溶解度最大,温度低于或高于此温度后盐的溶解度均降低。

图4 油样加水后分三层照片

图5 进罐凝析油样照片

图6 盐块未加热水时照片

图7 盐块加热水溶解后照片

3.3 破乳剂

破乳剂加入后向油水界面扩散,由于破乳剂的界面活性高于原油中成膜物质的界面活性,能在油水界面上吸附或部分置换界面上吸附的天然乳化剂,并且与原油中的成膜物质形成具有比原来界面膜强度更低的混合膜,导致界面膜破坏,将膜内包裹的水释放出来,水滴互相聚结形成大水滴沉降到底部,油水两相发生分离,达到破乳目的[6]。沥青质含量越高,油-水界面膜的剪切黏度越大,界面膜强度越高,液滴在相互碰撞时界面膜越不易破裂[7-12]。所以在进行破乳剂加注前,需根据进站凝析油物性和含水情况进行破乳试验,筛选出合适的破乳剂。根据雅站凝析油物性、凝析油含水、进站凝析油处理液量、站内处理温度等情况筛选出的破乳剂型号为FJ-3 B,破乳剂加注浓度为100 mg/kg。

3.4 洗盐方式优化

鉴于雅站前期凝析油稳定单元凝稳塔重沸器管束和二换管束发生过盐堵和砂堵问题[13],判断凝稳塔塔板有可能存在不同程度的盐堵和砂堵[14],结合雅站凝稳塔塔底重沸器管束外壁盐块热水溶盐试验,制定两种洗盐方案,分别是边生产边洗盐方式和跨塔洗盐方式。

3.4.1 边生产边洗盐方式

边生产边洗盐方式工艺流程见图8。

图8 边生产边洗盐方式工艺流程图

1)通过关小塔底重沸器导热油出口热油阀开度,降低凝稳塔塔底温度,控制塔底温度在80 ℃左右。

2)在二级凝析油换热器计量、生产单元来液管线上进行破乳剂加注。

3)投运清水加热器,调节稳定凝析油出口调节阀开度提高洗盐水进塔温度,洗盐水进塔温度控制在40 ℃左右,用稳定的凝析油给清水加热器的洗盐水进行加温。

4)加大洗盐水的用量,洗盐水用量由1 m3/h增加为3 m3/h,利于把凝稳塔塔板和塔底重沸器管束附着盐带出。

5)在凝稳塔塔底去重沸器进口管线去开排阀门 W 11020 处取样,化验洗盐水氯根含量,根据氯根变化情况,观察洗盐效果和确定洗盐时间,图8红色部分为洗盐水加注流程。

3.4.2 跨塔洗盐方式

跨塔洗盐方式工艺流程见图9。

1)关小塔底重沸器导热油出口热油阀开度,降低凝稳塔塔底温度,控制塔底温度在60～70 ℃;用凝稳塔塔底重沸器洗盐热水对清水加热器的洗盐水进行加温,使洗盐水进塔温度在40 ℃左右。按规程投用凝稳塔全部跨塔事故流程,将洗盐分离器液相出口调节阀后一级凝析油换热器、二级凝析油换热器旁通阀门LV 1107打开,关闭洗盐分离器液相进一级凝析油换热器进口阀门,一级凝析油换热器出口阀门LV 1103保持打开,凝析油通过图9红色管线进二级凝析油换热器后进凝析油储罐。

2)视凝稳塔回流罐压力按操作规程停运稳定气压缩机。

3)按操作规程逐步停运凝析油塔底回流泵、停运凝析油塔顶空冷器、关闭凝稳塔回流罐采出及回流流程。

4)加大洗盐水的用量,延长对凝稳塔和塔底重沸器的洗盐时间;中控注意凝稳塔回流罐的压力、液位,发现压力、液位波动及时处理并通知现场岗位人员。

5)在凝稳塔塔底去重沸器进口管线去开排阀门 W 11020 处取样,化验洗盐水氯根含量,根据氯根变化情况,观察洗盐效果并确定洗盐时间。

图9 跨塔洗盐方式工艺流程图

因跨塔洗盐方式需停运稳定气压缩机[15-16],造成大量低压气长时间放空[17-20],优选边生产边洗盐方式进行洗盐作业,2月24日6:00停止洗盐流程,累计洗盐34 h,期间在凝稳塔进塔底重沸器入口管线去开排位置取洗盐水样,每次取样5 L,取样时发现洗盐水中有细微泥砂;洗盐26 h时取洗盐水样化验氯根23 448 mg/L,洗盐停止前取洗盐水样化验氯根11 724 mg/L,结合洗盐氯根变化,说明洗盐时已将凝稳塔塔盘内存在的部分盐和砂带出。洗盐后对凝稳塔塔底温度缓慢提温,2月26日凝稳塔塔底温度已恢复至145 ℃运行,运行中始终保持在二级凝析油换热器计量、生产单元来液管线上按破乳剂加注浓度要求进行加注。

4 结论和建议

随着雅克拉气田开发进入递减阶段,单井凝析油物性变化及部分低产井出砂严重,单井含水上升、矿化度增加,给站内装置带来腐蚀、盐堵、砂堵的隐患和分离脱水难度增加等问题。进站凝析油物性变化,造成凝析油稳定单元一级闪蒸分离器、二级闪蒸分离器、洗盐分离器三台三相分离器分离脱水效果变差,凝稳塔塔底温度105 ℃运行,水在塔内汽化经空冷器冷却后大量进入凝稳塔回流罐;加之凝稳塔塔盘存在一定程度的结盐、泥砂,造成塔内换热效果差,导致凝稳塔底温提温效果变差。

针对进站原油物性变化和二级凝析油热管束、凝稳塔及塔底重沸器砂堵问题，建议在站内凝析油稳定单元前端进行破乳剂加注,增加站内分离脱水效果；在凝液进换热器前加装除砂器,对凝液中的泥砂进行分离脱除；优化洗盐流程,在计量单元凝液进换热器前进行水洗脱盐处理。