中亚某天然气处理厂位于沙漠地带，投产至今已5年多，装置在运行过程中多次因气田水乳化严重堵塞装置并导致停产。同时，造成下游凝析油处理后机械杂质超标、未稳定凝析油带水、凝析油收率降低、外排气田水H2S含量超标以及夏季喷淋后丙烷罐、球罐周围管线、设备腐蚀严重等一系列问题。通过优化装置操作，解决了装置生产过程中出现的异常情况，提高了凝析油收率，使装置运行平稳。
集气装置来料、再生气分离器分离出的污油及来自脱烃装置的凝液共3股物料直接进入三相分离器。脱硫单元排出的污油和污水装置撇出的污油进入罐区污油罐后，再由污油泵送至三相分离器。
三相分离器利用降压闪蒸的原理，对未稳定凝析油、气田水中部分H2S和轻质组分进行初步分离，同时分离气田水和未稳定凝析油，提供缓冲空间，以保证后续处理设施进料平稳。
分离出的未稳定凝析油分为两股，一股经凝析油换热器换热升温后进入凝析油稳定塔中部，另一股直接进入顶部。稳定塔底部设有重沸器，以蒸汽作为重沸器的热源。凝析油在稳定塔中精馏，脱除轻质组分和H2S。
经稳定塔稳定后的凝析油产品自塔底出来，依次经未稳定凝析油换热器和稳定凝析油冷却器冷却后直接去凝析油罐区储存。
凝析油稳定装置工艺流程图见图 1，由图 1可知，装置未设置机械杂质脱除设施，该流程中仅三相分离器可以利用气田水将部分机械杂质带出。
中亚某天然气处理厂设有两套相同的凝析油稳定装置，按正常情况下两套装置同时运行设计，每套装置正常处理量为89.64×103 t/a，年生产时间为330 d。若其中一套装置停工检修，则另一套装置运行达到单套装置最大处理量134.46×103 t/a，装置中未稳定凝析油三相分离器的最大处理量为179.28×103 t/a，其中稳定系统不能处理的未稳定凝析油送至凝析油罐区未稳定凝析油罐储存，待检修完毕，两套装置同时运行时，再从未稳定凝析油罐用泵输送至凝析油稳定装置进行处理。
凝析油稳定装置的设计目的是脱除未稳定凝析油中的易挥发轻质组分及H2S，以保证稳定后的凝析油在运往原油储罐场或炼油厂过程中的运输安全。
自投产以来，凝析油稳定装置出现了以下问题，严重影响装置的正常运行。
气田水乳化严重，多次堵塞装置并导致停产。同时，造成下游凝析油处理后机械杂质超标。
从上游来的天然气和油水混输，首先进入处理厂集气单元。在集气单元将天然气和油水进行分离，天然气去脱硫脱碳单元，油水则在凝析油稳定装置进一步分离。在凝析油稳定单元发现黑色乳化物，排出的乳化物具有如下特征：
(1) 乳化物呈黑色浆糊状，黏度极大，流动性极差。
(2) 乳化物密度不恒定，随组成变化而发生变化，大部分存在于油水之间的界面(水相以上、油相以下)，还有少部分悬浮在油面上方。
(3) 乳化物吸收溶解了大量气体，故均含有气泡，并释放出H2S、CH4等气体。
乳化物流动性差和含有气泡是造成装置堵塞的根本原因，因装置压力表、变送器及液位计等处发生堵塞，造成测量数据失真。凝析油稳定装置排出的乳化物见图 2。
未稳定凝析油经过三相分离器分离的酸水仍乳化严重，乳化物气田水(见图 3)经过汽提处理后外排进入蒸发池，经过长时间的沉淀，逐渐分离出凝析油，造成污水带油现状，成为安全隐患。上游加入的缓蚀剂是一种很强的表面活性剂，加强了油水乳化程度。
稳定凝析油多次出现凝析油机械杂质超标情况，不能合格外输。机械杂质主要为黑色的粉末状物质，直径小于100 μm，悬浮在凝析油中，需经过很长时间的沉淀，造成外运凝析油中机械杂质含量指标超高。
在上游气源生产过程中，气井切换时带出的液体夹带的固体杂质较多，不同气井杂质种类和量不同，产液机械杂质较多的气井生产时，集气来料带入稳定装置的固体杂质增加，使稳定凝析油质量达不到指标要求，见表 1。
段塞流捕集器、三相分离器、球罐具有一定的沉淀分离机械杂质作用，被气田水带走部分固体杂质、乳化物。若固体杂质沉积量较多，随着处理量的波动和设备内流体扰动，会将附着在管道、设备内的杂质和乳化物带入凝析油稳定塔，此为稳定凝析油产品中机械杂质含量超标且不易沉淀的主要原因。
原料气中H2S含量超过设计值是外排气田水中H2S含量超标的最根本原因。按照设计气田天然气中H2S最高体积分数为3.8%，未稳定凝析油中的H2S含量也相对偏高，酸水中H2S质量浓度约1 g/L。由实验室采样分析结果可知，装置运行过程中酸水处理量发生波动。当处理量增加时，操作条件不能完全跟踪调节，酸水中的H2S浓度随之增大。
气田水乳化对酸水气提塔的影响是最重要原因。由于气液混输的原因，未稳定凝析油来料中含有大量乳化物。乳化物随酸水进入气提塔中处理，经过蒸汽加热，析出的轻组分凝析油挥发，造成气提塔控制压力升高，塔顶温度超高，影响气田水中的H2S析出，从而导致外排气田水中H2S含量超标。
为了保证未稳定凝析油罐和丙烷罐的安全运行，防止罐内介质因温度升高导致超压，设计采用超压放空和新鲜水喷淋冷却两种方式。自投运以来，夏季均采用新鲜水喷淋冷却的方式进行降温处理。但由于新鲜水水质较差，在不断蒸发和浓缩后，致使罐区附近设备、管线、钢结构等腐蚀严重，形成重大安全隐患[1]。
通过优化装置工艺流程，调整操作参数，解决了装置运行过程中出现的主要问题[2]。
通过优化凝析油稳定工艺生产流程，解决了凝析油带水严重和机械杂质超标问题，提高了凝析油收率，同时，减少了气田水乳化对装置运行造成的影响。针对装置运行过程中油水乳化、机械杂质较多的问题，对操作流程进行了优化，优化后凝析油收率提高0.6%~0.9%。
按照原设计流程，凝析油稳定装置中从集气装置来料到凝析油外运流程上未设置过滤设备，且三相分离器分离效果较差。单套装置运行时，气田水中带油、稳定凝析油中带水严重，已多次出现稳定凝析油中机械杂质含量超标的情况，使得凝析油不能外运。
由于凝析油和水的比热容相差较大，凝析油带水量不稳定，造成稳定塔温度、压力不易控制，温度、压力波动较大，闪蒸气带走较多重组分凝析油，因而降低了凝析油收率。
为了对流程进行优化，将来自段塞流捕集器的未稳定凝析油在Ⅰ套三相分离器中分离出的大部分气田水送至Ⅰ套酸水汽提装置进行蒸汽汽提，酸气进入硫磺回收装置，净化气田水排入污水处理装置后外排至蒸发池。油相从Ⅰ套三相分离器压入原料油球罐，两个球罐切换使用，收集来自Ⅰ套三相分离器初步脱水的未稳定凝析油，在球罐内通过重力沉降，使油、水、机械杂质完成重力分层，保证机械杂质的沉降。沉降后取样观察凝析油和水分层明显，球罐收集满未稳定凝析油后通过未稳定凝析油泵压入Ⅱ套装置三相分离器，未稳定凝析油与脱烃装置来料一起进入Ⅱ套稳定装置生产。
优化后的装置流程如图 4所示。
优化工艺流程后，经过在三相分离器和球罐内的两次重力沉降分离，使油、水、机械杂质实现更好的分离。由于凝析油在球罐内的分层处理时间充足，未稳定凝析油带水较少，稳定塔温度、压力控制平稳，解决了因稳定塔压力、温度波动导致的闪蒸气夹带凝析油重组分较多的问题，凝析油收率有很大的提高。
经球罐储存后，未稳定凝析油、乳化物、气田水得到有效分离，原料中固体杂质部分沉积到油相底部，随气田水带入酸水汽提系统处理后外排至污水处理系统。球罐内油相乳化物、水分及固体杂质明显减少，进入凝析油稳定装置的机械杂质较少，经过几天的沉降，稳定凝析油中机械杂质质量分数小于0.05%。
虽然增加球罐储存能减少未稳定凝析油中夹带的部分固体杂质与乳化物含量，提高油水分离效果，但并不能使未稳定凝析油与固体杂质、乳化物完全分离，乳化物的存在仍会影响固体杂质的沉淀效果[1, 3]。
通过降低气田水汽提塔操作压力，可基本解决外排气田水中H2S含量超标的问题。
为了确定塔顶压力对酸水中H2S质量浓度的影响[4]，取蒸汽流量基本相同的3个数据，在不同的塔顶压力条件下得到H2S质量浓度，如图 5所示。
由图 5可知，在塔底蒸汽流量不变的条件下，随着塔顶压力的降低，酸水中H2S质量浓度随之降低，尤其是在塔顶压力大于80 kPa后，曲线斜率明显增加，表明此时塔顶压力对H2S质量浓度的影响较大。当系统压力控制在60 kPa以下时，基本可解决气田水中H2S含量超标的问题。
通过对球罐采取降压措施，同时对丙烷罐进行遮阳处理，可基本解决夏季喷淋降温带来的腐蚀问题。
(1) 通过放空压力调节阀控制罐内压力。球罐压力控制在0.70 MPa以下，超过0.70 MPa则通过调压阀放空处理。在气温较高的5月~8月，球罐压力情况列于表 2。
根据球罐进料储存、出料生产、停产备用3种状态下的控制压力变化情况分析，目前完全可以通过球罐放空压力调节阀控制球罐压力，无需启运新鲜水喷淋系统降温降压。
球罐进料期间调节放空调节阀开度，将压力适当提高至0.5~0.6 MPa，保证未稳定凝析油泵进口压力，减少泵的运行负荷。随着球罐内未稳定凝析油的生产，液位逐渐降低，球罐压力随之降低，此时需将进料球罐和出料球罐气相连通，补充生产球罐气相压力。
球罐生产期间，压力随着液位降低而降低，进料球罐压力通过球罐放空调节阀控制压力。至今球罐压力未达到需喷淋降温所规定的压力。
(2) 喷淋水冷却降温，控制罐内压力[4-5]。若压力调节阀开度达到100%，球罐压力超过0.70 MPa时，则应立即启动喷淋水对球罐进行降温。当压力降至0.70 MPa以下时，及时关闭喷淋水。
球罐设计控制压力为1.0 MPa，实际生产过程中进料球罐一般压力控制在0.5 MPa左右。放空调节阀开度约19%~25%，压力调节缓冲空间仍较大。
(3) 丙烷罐AB喷淋系统运行情况。丙烷罐设计控制压力为1.58 MPa，对应温度为48 ℃，但现场温度未达到此温度。为了保证丙烷罐安全，将控制压力控制在1.3 MPa以下。
对丙烷罐新建遮阳篷，避免了阳光对罐体的直射，在气温较高的7月，当环境温度为48 ℃时，丙烷罐内压力仅约1.1 MPa。
凝析油稳定装置运行5年以来，出现了凝析油机械杂质超标、未稳定凝析油带水、凝析油收率降低、外排气田水H2S含量超标、夏季喷淋造成设备腐蚀等技术问题，通过分析并采取相应的应对措施，解决了运行过程中存在的上述问题，排除了影响装置正常运行的不利因素，可为装置平稳运行总结经验，同时为其他凝析油稳定装置的操作提供参考。
2015, Vol. 44 Issue (2): 38-42
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