原油稳定

第三节原油稳定设计

一、原油稳定的目的和标准

原油是由碳氢化合物组成的复杂混合物，其元素组成主要为碳和氢，其中碳含量为83～87%，氢含量为11～14%，此外，原油中还含有硫、氮、氧及其他一些微量元素。碳氢组成的烃类化合物有分子量很小的气态轻烃，也有分子量为1500～2000的重烃。在常温常压下，含有一个碳原子到四个碳原子的正构烷烃是气体，这些轻烃从原油中挥发出来的同时还会夹带出大量的C5、C6等组份，造成原油的大量损失。

为了降低油气集输过程中的蒸发损耗，将原油中挥发性强的轻组份较完全的脱除出来，以降低原油在常温常压下的蒸汽压，这种在原油储存前将轻组份从原油中除去的工艺即原油稳定。原油稳定的深度是指对未稳定原油中挥发性最强组分C1～C4的分离程度，分出的愈多愈彻底，原油稳定的程度愈高。由于原油饱和蒸汽压主要取决于原油中易挥发组分的含量，所以原油稳定的深度通常可以用最高储存温度下原油的饱和蒸汽压来衡量。

从降低原油在储运过程中蒸发损耗的角度考虑，稳定原油饱和蒸汽压愈低愈好。但追求过低的饱和蒸汽压，不仅在投资和能量损耗上造成很大的浪费，还会使稳定原油数量减少，原油中汽油馏分潜含量减少，原油的品质下降。因此，应根据综合经济效益来确定稳定原油的饱和蒸汽压。

我国现行行业标准《原油稳定设计技术规定》（SY/T0069-2000）要求，国内各油田的原油稳定后的饱和蒸汽压，在其最高储存温度下的设计值不宜超过当地大气压的0.7倍，对于采用敞口贮运（如铁路、公路、水路等）的原油，其稳定后饱和蒸汽压可略低一些，但稳定装置对于C5和C5以上组份的收率（重量）一般不应超过未稳定原油在储运过程中的原油自然蒸发损耗率。

由于各国具体情况不同，对稳定原油饱和蒸汽压的要求不完全一致。国外一般是以雷特蒸汽压衡量。所谓雷特蒸汽压，是一个条件性的测定值，必须按照GB-257-64规定的操作步骤进行。测定时规定，在测定器中液体油品与蒸发空间的体积比为1：4，并在38℃时，测出油品蒸汽的最大压力，称为雷特饱和蒸汽压。稳定后原油的雷特蒸汽压应控制在10～12 lb/in2。

对于我国海上原油稳定流程的设计，如果稳定原油储存在FPSO的油舱中，推荐采用国际通用的雷特蒸汽压小于10～12 lb/in2，同时应根据不同的油品性质和储存温度综合考虑，但在最高设计储存条件下，原油的饱和蒸汽压不大于当地大气压，并适当考虑一定的设计余量及适应性；如果原油通过海底管线直接输送到平台上或陆地终端的油罐中储存的，推荐执行我国行业标准《原油稳定设计技术规定》（SY/T0069-2000），即稳定后的饱和蒸汽压在其最高储存温度下的设计值不宜超过当地大气压的0.7倍。

通过原油稳定，使原油的蒸汽压达到一定的要求，也是原油在运输和储存过程中的安全保障。

二、原油稳定的原理和工艺方法

原油稳定的方法基本上可以分为闪蒸法（一次平衡汽化可以在负压、常压、微正压下进行）和分馏法两类。采用哪种方法，应根据原油的性质、能耗、经济效益等因素综合考虑。原油稳定工艺设计的出发点即如何在能耗最小的情况下，达到最理想的稳定效果。衡量原油稳定效果的好坏，不能只看轻组分的脱除率，而是应从装置的投资和运行费用等多方面综合

评价。

1．原油稳定的原理

原油稳定即从原油中脱除轻组分，从而降低原油蒸气压的过程，其目的是使原油在常温常压下储存时减少蒸发损失，保持稳定。因此，如何降低原油的蒸气压是原油稳定的核心问题。

各种纯烃的蒸气压与温度的关系，可由考克斯图（图2-3-24）查到。该图是以蒸气压的对数值与修正后的温度倒数值的关系图。考克斯图也适用于窄的石油馏分，利用它可查出各种烃类在某一温度下的蒸气压。

图2-3-24 考克斯图

原油是复杂的烃类混合物，其蒸气压除了与温度有关外，还与组成有关。图2-3-25为原油的蒸气压计算图，可以利用原油的雷特蒸气压求得任一温度下原油的真实蒸气压。

图2-3-25中，左边为真实蒸气压标尺，右边为温度标尺，中间为雷特蒸气压标尺。连接雷特蒸气压与温度参数，在真实蒸气压标尺上即可读出原油的真实蒸气压值。

图2-3-25 原油蒸气压图

对于同一种原油而言，其蒸气压随温度的升高而增大；在同一温度下，轻组分含量越高的原油其蒸气压也越高。因此，要降低原油的蒸气压，可以从降低原油的温度和减少原油中的轻组分含量来实现。但降低温度的方法受到工艺条件的限制，不容易在油气集输和处理的整个工艺系统中实现。因此，比较切实的方法是减少原油中的轻组分含量，尽可能地脱除C1～C4组分。

由考克斯图可知，在同一温度下，分子量越小的组分蒸气压越高，分子量越大的组分蒸气压越低，也就是说轻组分比重组分更容易从液相中挥发出来。分馏法就是通过把原油加热到一定温度，利用蒸馏原理，使汽液两相经过多次平衡分离，使其中易挥发的轻组分尽可能的转移到气相，难以挥发的重组分保留在液相来实现原油稳定的。

在某一温度下，如果降低压力，也会破坏原来的汽液平衡状态，使原油中一部分组分会发出来，此时，轻组分由于饱和蒸气压高率先挥发出来，而重组分挥发出来的数量相对少得多，这样也达到了从原油稳定的目的，此即闪蒸法所利用的原理。

闪蒸法和分馏法都是利用轻重组分挥发度不同来实现从原油中分离出C1～C4组分，从而达

到降低原油蒸气压的目的。由于稳定要求、原油组成和工艺系统不同，这两类方法的工艺参数、设备选型、流程安排也各有不同。

2．闪蒸分离法

一般情况下，原油稳定装置的流程在原油脱水后。进装置的未稳定原油为经过加热脱水之后的原油。由于原油组成、进料温度和轻组分拔出率的要求不同，闪蒸分离稳定的操作压力又分为负压闪蒸法、正压闪蒸法和多级分离法。

1）负压闪蒸法

负压闪蒸分离法是国内陆上油田采用最为普遍的原油稳定方法，一般适用于密度较大的原油。因为重质原油中轻组分含量较低，在负压条件下闪蒸能得到较好的效果。原油脱水后，一般在0.06～0.08MpaA，55～65℃进行负压闪蒸。稳定塔塔顶气体被负压压缩机抽出并压缩至0.35MpaA左右，再经冷凝器部分冷凝，然后进三相分离器分出未凝气、烃液和水。其原理流程图如图2-3-26。

图2-3-26 负压闪蒸法原理流程图

对于脱水温度较低，要求轻烃拔出率高的工况，则可以采用加热负压闪蒸工艺。但是与不加热的负压流程相比，投资和能耗均有所增加。

2）正压闪蒸分离法

对于原油中轻组分含量高，汽化量较大，利用气体压缩机抽吸塔顶气体耗能过多，在经济上不合理。此时可采用加热促进闪蒸分离，适当提高分离压力，在常压或微正压下操作。原理流程图如图2-3-27。

图2-3-27 正压闪蒸法原理流程图

由于加热闪蒸分离是在常压或微正压条件下进行的，因而其闪蒸温度也相应提高。一般情况下，分离压力为0.3MpaA时，闪蒸温度应提高到120℃左右。此时稳定塔塔底出来的稳定原油温度也比较高，这部分热量可以回收，一般用来加热进料原油。

这种方法的工艺特点是：

●闪蒸出的气体可利用闪蒸塔的压力外输，能省掉外输压缩机；

●稳定原油可以与进站原油和脱水原油换热，降低能耗；

负压闪蒸和加热闪蒸均属一次平衡汽化过程，并不能使未稳定原油中轻、重组分彻底分离，即汽相中含有C5以上的重组分，与之平衡的液相中也含有少量的C1～C4的轻组分。由于负压下原油中轻、重组分的相对挥发度差别较大，两者易于分离，因而负压闪蒸分离的效果优于加热闪蒸。而且，加热闪蒸工艺需对未稳定的原油加热使之部分汽化，其能耗也比较高。

闪蒸法的缺点是：

●装置运行中原油容易发泡，雾沫夹带现象严重，有时会造成跑油冲塔事故；

●轻烃的回收率低；

●负压闪蒸工艺安全性差，采用这种方法时，应确保真空管路和设备的严密性，防治空

气窜入造成潜在的不安全因素。

3）多级分离

多级分离稳定是将原油分若干级进行油气分离稳定，每一级的油和气都接近于平衡状态，这种方法实际上是用若干次连续闪蒸使原油达到稳定，其典型流程图见图2-3-28。

图2-3-28 多级分离法原理流程图

采用这种方法的前提是井口来的油气有足够高的压力，亦即这一方法适用于高压油田，可以充分利用地层能量来实现原油稳定。这种工艺一般要求二到四段分离，每级分离器内的压力都不同。由于海上平台对重量和空间的要求限制了塔类设备的应用，因此海上的原油稳定多采用多级分离工艺。

3．分馏稳定法

原油中轻组分的蒸气压高，沸点低，易于汽化，重组分的蒸气压高，沸点高，不易汽化，根据这一特点，可以利用精馏原理脱除原油中的轻组分来实现原油稳定，这就是分馏法，其典型流程图如图2-3-29。

图2-3-29 分馏法原理流程图

脱水原油与稳定原油换热后进入稳定塔，并在塔内部分汽化。汽化部分在塔的上段进行精馏。塔顶气体中C5以上的组分经冷凝器冷却后液化，从气体中分离出来，一部分回流，重新进入稳定塔；C1～C4组分以气态输出；塔底的稳定原油可直接外输或储存。

分馏稳定法利用的是精馏原理，稳定塔是一个完全精馏塔，其上部为精馏段，下部为提馏段，塔顶有回流系统，塔底有再沸系统，可以按照原油稳定的要求控制C1～C4的分离程度。对某些原油，如果原油稳定深度的要求不高，只需粗分离时，稳定塔可以只设提馏段就能满足稳定的要求，此即“提馏法”。与分馏法相比，提馏法的进料温度、塔内操作温度、重组分拔出率和能耗都较低，因此，在满足稳定要求的前提下，可以用提馏法实现原油稳定。

分馏法的工艺特点是：

●操作温度高，要求换热面积大；

●流程复杂，对操作过程的控制要求严格；

●稳定效果好，轻烃收率高。

三、海上原油稳定工艺方法

根据海上油（气）田开发工程的特点，油气集输、处理工艺基本上都是密闭流程。对于应用电脱水工艺，原油稳定采用微正压闪蒸法工艺设置在电脱水之前，既保证净化原油进舱是能基本稳定，又非常有利于电脱水的安全操作。这种方法满足海上油田开发常用的工艺流程。对于非密闭的工艺流程，原油稳定可以依据原油性质、能耗、经济效益等因素综合考虑。

海上平台和FPSO由于受到空间和经济效益的限制，一般利用一系列油气水三相分离器，在油、水分离的同时达到气、液分离的目的。判断原油稳定的标准是：如果稳定原油储存在FPSO的油舱中，推荐采用国际通用的雷特蒸汽压小于10～12 lb/in2，同时应根据不同的油品性质和储存温度综合考虑，但在最高设计储存条件下，原油的饱和蒸汽压不大于当地大气压，并适当考虑一定的设计余量及适应性；如果原油通过海底管线直接输送到平台上或陆地终端的油罐中储存的，推荐执行我国行业标准《原油稳定设计技术规定》（SY/T0069-2000），即稳定后的饱和蒸汽压在其最高储存温度下的设计值不宜超过当地大气压的0.7倍。

1．分离压力的选择

由平衡汽化原理可知：在压力越低、温度越高的条件下，从原油中分出的气体越多；高压下分出的气体中轻组分所占的比例（分子分数）比低压下分出的气体多；在轻组分挥发的同时伴有重组分的挥发。理论上看，分离级数越多，原油稳定效果越好。但是过多地增加分离级数，会使设备的投资和经营费用大幅上升。

因为海上原油处理的主要目的是脱出原油中所含的水分和易挥发的轻组分，使合格原油的含水率达到销售的指标并安全的储存，所以各级分离器的操作温度都是根据原油脱水实验的结果所选取的最佳操作温度，而操作压力的选择则与原油稳定有关。大多数油气田采取在FPSO或中心平台上进行原油稳定和脱水处理。对于利用电潜泵采油的油气田，第一级分离器的操作压力不宜太高（300～600kPa），否则会引起电潜泵或增压泵出口压力升高，造成不必要的浪费；对于一些高压油气田，所产井流到达一级分离器后可能剩余压力仍然很高，此时需要增加分离的级数，使压力分配平衡。

在原油处理工艺流程中，起稳定作用的通常是热化学脱水器。为了使轻组分最大限度的挥发出来，达到原油稳定的目的，一般将该设备的操作压力设置为微正压。

对于海上凝析气田，由于天然气处理、输送工艺的需要，不能单纯为了使原油稳定而一

味地降低压力，需综合考虑各种因素，以确定合理的工艺流程和操作条件。

2．海上原油稳定的典型流程

根据目前我国海上已经投产的油气田设计资料，海上原油稳定所采用的工艺流程主要有四种：

●热化学脱水稳定工艺体系

●分离脱水+稳定+泵+电脱水工艺体系

●分离脱水+电脱水+稳定工艺体系

●分离脱水+电脱水（兼稳定）体系

1）热化学脱水稳定工艺体系

对于东海和南海海域的某些油田，其原油密度较低，原油和水容易分离，在2～4级分离器内，依靠不同的温度和压降完成稳定和脱水，这种工艺流程的特点是没有电脱水工艺。此类流程原油稳定的关键在进舱储存前的最后一级分离器，一般该级分离器的操作压力略高于常压(如惠州油田群FPSO上处理器的操作压力为109kPaA),原油达到稳定后进舱储存。

采用这种流程的海上油田有：惠州油田群、平湖油气田、文昌13-1/13-2油田、原渤中28-1油田及渤南油气田群等。

惠州油田群和文昌13-1/13-2油田的工艺流程框图如图2-3-30、图2-3-31。

1-入口换热器；2-段塞流捕集器；3-生产分离器；4-处理器；

5-货油舱；6-污水舱；7-污水泵

图2-3-30 惠州油田群开发原油处理工艺流程框图

1-一级分离器；2-换热器；3-二级分离器；4-冷却器；5-污水处理系统

图2-3-31 文昌13-1/13-2油田开发原油处理工艺流程框图2）分离脱水+稳定+泵+电脱水工艺体系

对于一些稠油油田，由于原油密度较大，油水分离仅依靠重力作用很难实现，因此除了分离脱水和原油稳定设备之外，还需增加电脱水工艺以将控制合格的原油含水率。此类流程中，原油在进入电脱水器之前已经达到稳定，电脱水前一级分离器的操作压力略高于常压(如陆丰22-1油田FPSO二级分离器的操作压力为180kPaA，锦州9-3油田储油动力平台上热处理器和秦皇岛32-6FPSO上热处理器的操作压力均为130 kPaA),原油达到稳定后进储油沉箱或储油舱储存。

采用这种流程的海上油田有：埕北油田、渤中34-2/4油田、锦州9-3油田、秦皇岛32-6油田、陆丰22-1油田和西江24-3/30-2油田等。

锦州9-3油田和秦皇岛32-6油田的工艺流程框图如图2-3-32、图2-3-33。

1-东区原油热交换器；2-东区原油分离/储存器；3-原油热交换器；4-原油预热器；5-热处理器；6-电脱水器进料泵；7-电脱水器；8-含油污水泵；9-游离水分离器；10-原油冷却器；11-污水处理系统

图2-3-32 锦州9-3油田开发原油处理工艺流程框图

1-自由水分离器；2-原油/合格原油换热器；3-热化学处理预热器/热化学处理器；4-电脱水器进料泵；5-电脱水预热器；6-电脱水器；7-合格原油冷却器；8-货油舱；9-计量模块；10-污水处理系统；11-清洁水缓冲罐；12-注水增压泵

图2-3-33 秦皇岛32-6田开发原油处理工艺流程框图

3）分离脱水+电脱水+稳定工艺体系

此类流程中，电脱水器也有助于原油的稳定。为了保证原油的稳定程度，电脱水器后面

再增加一级操作压力更低的原油闪蒸罐，将溶解在原油中的轻组分最大限度的脱除。这种流程与陆地油田有很大的不同，为了安全起见，陆地油田原油处理流程中，不允许电脱水器内有气体分离出来。

采用这种工艺流程的海上油田有陆丰13-1油田，其原油闪蒸罐的操作压力为1.5psi。陆丰13-1油田工艺流程框图如图2-3-34。

1-计量分离器；2-一级分离器；3-电脱水器进料泵；4-海水冷却器；5-电脱水器；6-原油闪蒸罐；7-外输泵；8-储油舱；9-外输泵；10-污水处理系统

图2-3-34 陆丰13-1油田开发原油处理工艺流程框图

4）分离脱水+电脱水（兼稳定）工艺体系

此类流程中，电脱水器兼原油稳定的功能。此类流程应用较少，目前仅在流花1-1油田应用。流花1-1油田工艺流程框图如图2-3-35。

1-井流换热器；2-生产分离器；3-原油脱水/脱盐换热器；4-原油脱水/脱盐器；5-原油增压泵；6-储油舱；7-污水处理系统

图2-3-35 流花1-1油田开发原油处理工艺流程框图3．原油稳定的有关计算

未稳定原油在一定压力下进行闪蒸分离的过程，实质上是一个平衡汽化的过程。因此，

在进行原油闪蒸分离的工艺设计中，首先要对未稳定原油进行平衡汽化计算，从而确定闪蒸气及稳定原油的数量与组成，即进行物料平衡计算。

对于原油这种复杂的体系，以往通常都是用经验的方法来处理汽液平衡数据。另一种方法是根据比较容易得到的恩氏蒸馏或实费点蒸馏数据，借助经验图表换算为平衡汽化曲线。但是由于汽液平衡的实验数据较难获得，经验换算方法又缺乏足够的可靠性，影响了这些方法的推广。

计算机的广泛应用使采用比较严格的理论或半理论的解析计算方法解决石油馏分汽液平衡问题成为可能，其重要的途径之一是采用假多元系法。这种方法是将原油按沸程分成一系列的窄馏分并将每一个窄馏分看成一个虚拟组分，称为假组分（或称虚拟组分），用窄馏分的平均沸点、密度和平均分子量等性质来表示它的性质。这样，就可以把原油看成一个假多元体系，然后按多元系汽液平衡的处理方法进行计算，此即假组分（虚拟组分）法。应用这种方法可以由原油的实沸点蒸馏曲线通过理论计算，取得平衡汽化数据。这样得到的平衡汽化数据比利用经验图表得到的数据更加准确。

原油作为一种复杂的混合物，其稳定计算是一种复杂的多元体系相平衡计算。对于总组成和数量已知的石油多元体系，要计算汽液平衡时两相的数量及各组分在这两相中所占的比例，需要多次的猜算，计算步骤繁琐复杂，人工计算不仅要花费大量的时间，还很容易出错。因此，较准确、快捷的办法是借助计算机程序来完成。

目前我们进行物料平衡和热平衡计算所使用的是加拿大HYPROTECH公司的HYSYS软件。利用该软件进行流程模拟时，需输入的数据如下：

●原油组成

●假组分的性质（至少提供分子量、密度、中平均沸点中的两个）

●实沸点蒸馏曲线

●进料流量

●各单元控制的温度、压力条件

具体的计算步骤请参考HYSYS使用手册。

对于海上不常用的稳定塔的计算，请参见陆上终端原油稳定的相关章节。

4．原油稳定设备

海上原油稳定设备主要是分离器，在一些海上油田的陆上终端还用到原油稳定塔。其他辅助设备还有闪蒸罐、泵类、压缩机及冷换设备等。

参考文献：

[1] 冯叔初、郭揆常、王学敏编，《油气集输》，石油工业出版社，1994.

[2] 林世雄主编，《石油炼制工程》，石油大学出版社，1994.

[3] 《油田油气集输设计技术手册》编写组，《油田油气集输设计技术手册》，石油工业出版社，1995.