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[摘要]上世纪80年代以来，轻烃回收项目的发展作为节能、减排、环保、增效的一项措施得到企业及各级政府部门的大力支持。特别是对于边远地-区的油田伴生气，回收利用伴生气成为了有百利而无一害的不二选择。但是如何提高C+3回收率，将效益最大化，成为永恒的探讨主题。通过改造轻烃回收装置提高了液化气、轻烃产量，减少了伴生气排放，杜绝了环境污染。
[关键词]伴生气
轻烃回收装置
改造
增收
减排
1对王窑轻烃回收装置改造的必要性
王窑站现有的轻烃回收装置已经运转了近20年，由于缺少系统维护，早期的抽气系统、制冷系统已经完全报废，连分馏用的脱乙烷塔也已经损坏而无法使用，原料气压缩机也报废一台，另一台不断维护维持使用，隐患较大。尽管经历了数次大修改造，但是核心的设备、仪表依然不能彻底维护好，给安全生产带来极大安全隐患。目前的运行仅能简单的分离出干气和轻烃，无法生产出合格的干气、液化气、轻烃产品，销售效果不佳，严重影响整体效益。
王窑区块是安塞油田最早开发的区块之一，目前该区日产液量为3390m3/d，净化原油1600m3/d。王窑区块伴生气资源量较大，放空点较多，输气干线基本完善，基础条件较好，集气系统比较容易完善，很大程度上可降低集气成本。据初步统计，王窑作业区周围站场可回收的气量约1.1×104～1.5×104m3/d，接转站的油气基本为原油中的溶解气，组份介于套管气和油罐挥发气之间，c3以上组分含量在20%～35%。每1×104m3气加工后的混烃产量为3.5～6t/d，也是经济效益极高的资源。
王窑集中处理站内大罐气2000～3000m3/d，稳定气6000～7000m3/d。鉴于此部分气量较大，各站点火炬放空浪费严重并且影响环境。设计院以及厂工艺所等相关部门对该部分站点进行了多次勘测，并提出合理的收集方案。最后决定对原有轻烃回收装置进行彻底改造。本次改造后轻烃回收装置设计处理量为2.0×104m3/d，负荷范围60%～120%，其中包括油田伴生气11000m3/d，大罐挥发气3000m3/d，原油稳定气6000m3/d，年运行时间8000h。
2改造內容及关键技术
本次改造主要是完善王窑轻烃厂的处理工艺，提高液化气回收率，并保证生产出满足国家标准的合格的干气、液化气、轻烃产品。改造需要在原有基础上对配电、工艺、设备、仪表、现场布局等几方面进行大范围调整，并本着废旧设施可用则用，能省则省的原则，在现有管网、布局尽量不改变的条件下进行再改造，无疑也为施工增加了难度。
2.1完善上游伴生气集气系统
根据长庆油田多年集气经验，王窑站外集气采用伴生气独立管道输送方案，做好输气前的脱水脱重烃处理即可。根据调研，本次完善王二、王三、王四、王五转四个接转站输气，铺设或改造站点到输气干线的管线。同时因输气线路较长，气量及工作压力不太稳定，需每个站点增加一台小型增压机以提高并稳定集气压力。
伴生气出站点进行增压至0.25MPa左右，其流程大致如下：接转站气液分离器伴生气首先进入增压橇内压缩机入口分离器，经压缩机增压后，进空冷器冷却，经分离器分离后的气体直接进入外输管线输至王窑轻烃回收装置，分离出的液体返回原油缓冲罐，入口分离器分离液体自流进站内污油箱。另外，分离后气体通过自力式调节阀补气至原料气进口，以保证压缩机工作稳定。撬装要求：
（1）增压系统独立成橇。设备外形尺寸5m×2.2m×2.5m（L×W×H）。
（2）橇内压缩机采用v型无油润滑往复活塞式，主要由压缩机主机、防爆电动机、冷却系统、润滑系统、气管路、控制系统、仪表等组成，全部设备均集成在橇装的底座上。具备结构紧凑、启动转矩小、惯性力平衡性好、机械震动小、可靠性高、易维护、连续运转平稳使用寿命长等特点。
（3）压缩机冷却方式采用风冷冷却。
2.2王窑处理站新增大罐抽气系统
本次改造新增了大罐抽气工艺，增加了抽气压缩机及相关流程。大罐气与原油稳定装置产生的原油稳定气一起进抽气压缩机入口缓冲罐，缓冲罐压力为0.01mpa，之后经抽气压缩机，增压到0.15MPa空冷后进气液分离器，不凝气体进入轻烃回收装置进行分馏，凝液罐内沉降分理出的水分自流至地埋污水罐，液罐内的凝液经泵增压后打到到液化气塔，进行再加工处理，提高回收率。
大罐抽气控制大罐压力为0～10kpa，一是，保证大罐不被抽瘪；二是，避免负压情况下，空气被抽入压缩机，造成安全事故；三是，低于10kpa，不会再有喷气现象发生，便于上罐量油、探明水等操作事项。
2.3分馏系统改造
浅冷冷凝分馏工艺：来自抽气压缩机的0.15MPa的原油稳定气、大罐抽气气与管输进站的0.15MPa（G）的油田伴生气混合再进入原料气压缩机，一级压缩到0.8MPa，冷却至35℃，后进入分子筛干燥装置脱水，脱水.后进行二级压缩到1.6—2.0MPa并通过冷却器冷却至55℃后再经过贫富液换热器换热进入高压分离器，低温凝液去脱乙烷塔，气相部分经过制冷系统降温至30℃左右进入低温分离器，低温干气与脱乙烷塔顶部的干气混合后经贫富气换热器换热升温到常温出装置进入配气系统，作为燃料供给站内以及供气站点，消除供气站点使用湿气直接燃烧的安全隐患。
根据原料气组分相对较富的特点，轻烃回收采用中压浅冷冷凝分馏工艺。原料气采用级间分子筛脱水防冻技术，确保后续流程不冻堵。分子筛采用原料气循环再生工艺，避免引入干气进行再生的麻烦，同时省去二级压缩气分离器，简化了流程。外冷采用丙烷制冷，增压后的二级压缩气经空冷器后进制冷循环撬，依次经贫富换热器、丙烷蒸发冷箱冷却后进低温分离器。低温分离器分离的气体经贫富换热器复热后作为干气进入燃料气系统；分离的液体进贫富换热器付热后进脱乙烷塔进行深度分离。分馏系统、制冷系统、分子筛、冷却水循环系统分别采用成块撬装模式，以便于布局及维护，也有利于节约现场施工周期。除充分利用现有空冷器外，其余冷却采用水冷，循环水全部为软水闭式循环。 2.4原油稳定系统全密闭排污
稳定塔三相分离器排污进行了改造，以便使用全密闭排污。生产过程中，稳定塔顶三相分离器排污时携带部分有轻组分，引起油气挥发，弥散站场，给日常安全生产带来隐患，在本次改造过程中，为三相分离器加装了油水界面仪，分离出的污水通过脱水管线排入地埋罐，再经液下泵收至沉降罐进行再次处理。改变了以往污水经漏斗直接排入脱水管线，再进入敞口污油池，导致烃气全部损失的弊端。
3改造的创新点及经验分享
（1）循环水系统实现全密闭循环，冷却采用干湿联合空冷，变频控制，循环水系统设计规模为100m3/h。循环给水温度32℃，装置区回水温度40℃。冷却循环水采用站内锅炉岗处理好的软化水，因采用闭式循环系统，冷却水不与空气接触，不易产生由微生物引起的各种危害；没有盐类浓缩，不会产生结垢。减少了系统由于结垢产生的维护工作量，同时全闭式的循环模式可节约用水20～30m3/d。降低了生产成本。
（2）貧富换热器采用铝板翅式换热器，对原料气、干气以及低温分离器底部凝液三种介质进行冷热交换，大大提高了换热效率。
（3）液化气回流泵采用屏蔽泵，可实现自动启停，自身冷却及润滑，大大减少了操作人员劳动强度。
（4）站外气分离器、地埋罐、各压缩机、分离器排污全部利用自身压力压至系统低压点凝液罐，通过凝液泵将凝液打入液化气塔进行再次回收处理，分离出的污水经地埋罐打入沉降罐。系统实现全密闭处理，避免轻组分挥发。
（5）大罐气管线在u型管架最低处实行排液收气流程，即在u型管最低端连接排液管线，同时在u型管出口连接收气管线。既避免了管线由于高低不均出现的冻堵情况，又可以将地埋罐等处挥发的气体进行回收。
4改造后运行效果分析
（1）大罐抽气流程投运后，沉降罐再没有出现过从机械呼吸阀、液压安全阀喷油的事故。化验岗可以随时上罐进行探明水、量油等操作。液压安全阀也不再需要频繁更换机油。
（2）轻烃回收装置及稳定系统排污全密闭，经液下泵打至沉降罐进行二次处理，改善了以往站内排污烃气挥发的现象。
（3）本次改造后，王窑轻烃厂运行参数及产量结构将发生较大变化，液化气产量将增加约10t/d，轻烃产量增加约1t/d，重烃降低12.5t/d，主要产品从原来的稳定轻烃转至液化气。王窑站转油差及损耗量将降低约25t/d，间接提高了区块的原油产量。较改造前增加干气10800m3/d，解决了周边站点燃料气不足现象。
[关键词]伴生气
轻烃回收装置
改造
增收
减排
1对王窑轻烃回收装置改造的必要性
王窑站现有的轻烃回收装置已经运转了近20年，由于缺少系统维护，早期的抽气系统、制冷系统已经完全报废，连分馏用的脱乙烷塔也已经损坏而无法使用，原料气压缩机也报废一台，另一台不断维护维持使用，隐患较大。尽管经历了数次大修改造，但是核心的设备、仪表依然不能彻底维护好，给安全生产带来极大安全隐患。目前的运行仅能简单的分离出干气和轻烃，无法生产出合格的干气、液化气、轻烃产品，销售效果不佳，严重影响整体效益。
王窑区块是安塞油田最早开发的区块之一，目前该区日产液量为3390m3/d，净化原油1600m3/d。王窑区块伴生气资源量较大，放空点较多，输气干线基本完善，基础条件较好，集气系统比较容易完善，很大程度上可降低集气成本。据初步统计，王窑作业区周围站场可回收的气量约1.1×104～1.5×104m3/d，接转站的油气基本为原油中的溶解气，组份介于套管气和油罐挥发气之间，c3以上组分含量在20%～35%。每1×104m3气加工后的混烃产量为3.5～6t/d，也是经济效益极高的资源。
王窑集中处理站内大罐气2000～3000m3/d，稳定气6000～7000m3/d。鉴于此部分气量较大，各站点火炬放空浪费严重并且影响环境。设计院以及厂工艺所等相关部门对该部分站点进行了多次勘测，并提出合理的收集方案。最后决定对原有轻烃回收装置进行彻底改造。本次改造后轻烃回收装置设计处理量为2.0×104m3/d，负荷范围60%～120%，其中包括油田伴生气11000m3/d，大罐挥发气3000m3/d，原油稳定气6000m3/d，年运行时间8000h。
2改造內容及关键技术
本次改造主要是完善王窑轻烃厂的处理工艺，提高液化气回收率，并保证生产出满足国家标准的合格的干气、液化气、轻烃产品。改造需要在原有基础上对配电、工艺、设备、仪表、现场布局等几方面进行大范围调整，并本着废旧设施可用则用，能省则省的原则，在现有管网、布局尽量不改变的条件下进行再改造，无疑也为施工增加了难度。
2.1完善上游伴生气集气系统
根据长庆油田多年集气经验，王窑站外集气采用伴生气独立管道输送方案，做好输气前的脱水脱重烃处理即可。根据调研，本次完善王二、王三、王四、王五转四个接转站输气，铺设或改造站点到输气干线的管线。同时因输气线路较长，气量及工作压力不太稳定，需每个站点增加一台小型增压机以提高并稳定集气压力。
伴生气出站点进行增压至0.25MPa左右，其流程大致如下：接转站气液分离器伴生气首先进入增压橇内压缩机入口分离器，经压缩机增压后，进空冷器冷却，经分离器分离后的气体直接进入外输管线输至王窑轻烃回收装置，分离出的液体返回原油缓冲罐，入口分离器分离液体自流进站内污油箱。另外，分离后气体通过自力式调节阀补气至原料气进口，以保证压缩机工作稳定。撬装要求：
（1）增压系统独立成橇。设备外形尺寸5m×2.2m×2.5m（L×W×H）。
（2）橇内压缩机采用v型无油润滑往复活塞式，主要由压缩机主机、防爆电动机、冷却系统、润滑系统、气管路、控制系统、仪表等组成，全部设备均集成在橇装的底座上。具备结构紧凑、启动转矩小、惯性力平衡性好、机械震动小、可靠性高、易维护、连续运转平稳使用寿命长等特点。
（3）压缩机冷却方式采用风冷冷却。
2.2王窑处理站新增大罐抽气系统
本次改造新增了大罐抽气工艺，增加了抽气压缩机及相关流程。大罐气与原油稳定装置产生的原油稳定气一起进抽气压缩机入口缓冲罐，缓冲罐压力为0.01mpa，之后经抽气压缩机，增压到0.15MPa空冷后进气液分离器，不凝气体进入轻烃回收装置进行分馏，凝液罐内沉降分理出的水分自流至地埋污水罐，液罐内的凝液经泵增压后打到到液化气塔，进行再加工处理，提高回收率。
大罐抽气控制大罐压力为0～10kpa，一是，保证大罐不被抽瘪；二是，避免负压情况下，空气被抽入压缩机，造成安全事故；三是，低于10kpa，不会再有喷气现象发生，便于上罐量油、探明水等操作事项。
2.3分馏系统改造
浅冷冷凝分馏工艺：来自抽气压缩机的0.15MPa的原油稳定气、大罐抽气气与管输进站的0.15MPa（G）的油田伴生气混合再进入原料气压缩机，一级压缩到0.8MPa，冷却至35℃，后进入分子筛干燥装置脱水，脱水.后进行二级压缩到1.6—2.0MPa并通过冷却器冷却至55℃后再经过贫富液换热器换热进入高压分离器，低温凝液去脱乙烷塔，气相部分经过制冷系统降温至30℃左右进入低温分离器，低温干气与脱乙烷塔顶部的干气混合后经贫富气换热器换热升温到常温出装置进入配气系统，作为燃料供给站内以及供气站点，消除供气站点使用湿气直接燃烧的安全隐患。
根据原料气组分相对较富的特点，轻烃回收采用中压浅冷冷凝分馏工艺。原料气采用级间分子筛脱水防冻技术，确保后续流程不冻堵。分子筛采用原料气循环再生工艺，避免引入干气进行再生的麻烦，同时省去二级压缩气分离器，简化了流程。外冷采用丙烷制冷，增压后的二级压缩气经空冷器后进制冷循环撬，依次经贫富换热器、丙烷蒸发冷箱冷却后进低温分离器。低温分离器分离的气体经贫富换热器复热后作为干气进入燃料气系统；分离的液体进贫富换热器付热后进脱乙烷塔进行深度分离。分馏系统、制冷系统、分子筛、冷却水循环系统分别采用成块撬装模式，以便于布局及维护，也有利于节约现场施工周期。除充分利用现有空冷器外，其余冷却采用水冷，循环水全部为软水闭式循环。 2.4原油稳定系统全密闭排污
稳定塔三相分离器排污进行了改造，以便使用全密闭排污。生产过程中，稳定塔顶三相分离器排污时携带部分有轻组分，引起油气挥发，弥散站场，给日常安全生产带来隐患，在本次改造过程中，为三相分离器加装了油水界面仪，分离出的污水通过脱水管线排入地埋罐，再经液下泵收至沉降罐进行再次处理。改变了以往污水经漏斗直接排入脱水管线，再进入敞口污油池，导致烃气全部损失的弊端。
3改造的创新点及经验分享
（1）循环水系统实现全密闭循环，冷却采用干湿联合空冷，变频控制，循环水系统设计规模为100m3/h。循环给水温度32℃，装置区回水温度40℃。冷却循环水采用站内锅炉岗处理好的软化水，因采用闭式循环系统，冷却水不与空气接触，不易产生由微生物引起的各种危害；没有盐类浓缩，不会产生结垢。减少了系统由于结垢产生的维护工作量，同时全闭式的循环模式可节约用水20～30m3/d。降低了生产成本。
（2）貧富换热器采用铝板翅式换热器，对原料气、干气以及低温分离器底部凝液三种介质进行冷热交换，大大提高了换热效率。
（3）液化气回流泵采用屏蔽泵，可实现自动启停，自身冷却及润滑，大大减少了操作人员劳动强度。
（4）站外气分离器、地埋罐、各压缩机、分离器排污全部利用自身压力压至系统低压点凝液罐，通过凝液泵将凝液打入液化气塔进行再次回收处理，分离出的污水经地埋罐打入沉降罐。系统实现全密闭处理，避免轻组分挥发。
（5）大罐气管线在u型管架最低处实行排液收气流程，即在u型管最低端连接排液管线，同时在u型管出口连接收气管线。既避免了管线由于高低不均出现的冻堵情况，又可以将地埋罐等处挥发的气体进行回收。
4改造后运行效果分析
（1）大罐抽气流程投运后，沉降罐再没有出现过从机械呼吸阀、液压安全阀喷油的事故。化验岗可以随时上罐进行探明水、量油等操作。液压安全阀也不再需要频繁更换机油。
（2）轻烃回收装置及稳定系统排污全密闭，经液下泵打至沉降罐进行二次处理，改善了以往站内排污烃气挥发的现象。
（3）本次改造后，王窑轻烃厂运行参数及产量结构将发生较大变化，液化气产量将增加约10t/d，轻烃产量增加约1t/d，重烃降低12.5t/d，主要产品从原来的稳定轻烃转至液化气。王窑站转油差及损耗量将降低约25t/d，间接提高了区块的原油产量。较改造前增加干气10800m3/d，解决了周边站点燃料气不足现象。