罗焕 王建伟（大港油田分公司采油工艺研究院）

目前国内最常用的原油处理工艺是原油经两相分离器进行气液分离后，油、水混合物进入原油重力沉降罐进行沉降脱水[1-2]，原油沉降罐多数为拱顶罐，在生产运行过程中，罐中油气轻组分挥发升至罐的顶部，在温度变化及液位变化时，通过呼吸阀开关动作维持罐内压力稳定，部分轻组分排入大气中，造成一定的环境污染和能源浪费。同时原油沉降罐内溶解气随原油进入低含水油储罐，低含水油储罐大多数也是拱顶罐，同样存在天然气的排放，造成周围空间天然气浓度较大；另一方面一部分溶解气随着底部污水进入下一级采出水沉降罐，可能造成底水排水管道气阻，促使下游污水提升泵发生抽空停泵，影响正常生产。

由于烃蒸汽密度比空气密度大，容易在油罐区内聚集，给站场的人员健康和生产稳定造成一定的安全隐患[3-4]。因此，为了提高油气集输密闭率，消除能源浪费和安全隐患问题，有必要进行拱顶罐罐顶气回收技术研究，在罐顶配备挥发气回收装置，不仅能够节约油气能源，也有利于联合站安全平稳运行[5-6]。

1 联合站储罐运行现状及存在问题

1.1 联合站储罐运行现状

油田联合站脱水系统主要采用沉降罐脱水的开式处理工艺，原油沉降罐均为拱顶罐，主要脱水工艺有：

1）一段脱水工艺：来液→分离缓冲罐→原油脱水沉降罐。

2）二段脱水工艺：来液→三相分离器→原油脱水沉降罐。

3）三段脱水工艺：来液→三相分离器→原油脱水沉降罐→热化学脱水器。

拱顶罐罐顶配套有呼吸阀和安全阀，呼吸阀设定压力为1 765 Pa，液压安全阀设定压力为1 911 Pa。目前联合站大部分拱顶罐未配套罐顶气回收装置，油气为非密闭输送。在生产运行过程中，随着储罐液面不断上升或者下降，以及储罐周围大气温度和压力变化，罐内的气体空间压力不断变化，导致呼吸阀开启，使混合气体不断排出，空气又不断进入罐内，形成“大呼吸损耗”和“小呼吸损耗”。储罐中油气呼吸损耗会导致油品蒸发，降低油品质量，造成经济损失和环境污染等。

1.2 存在问题

油气损耗是油田油气储运过程中普遍存在的，而联合站内的储罐呼吸损耗最为典型。根据SH/T 3002—2019《石油库节能设计导则》规范，对于拱顶罐大、小呼吸损耗有相关的理论计算公式，但是利用公式计算具有较大的局限性，通常还是以实际检测数据作为损耗量较为准确。

为了明确拱顶罐呼吸损耗气量以确定罐顶气回收工艺及装置规模，对拱顶罐呼吸阀呼吸损耗量进行实地取样检测化验，从罐顶呼吸阀进行密闭取样，在实验室采用气相色谱法检测分析，依据SY/T 5267—2009《油田原油损耗的测定》标准进行计算，得到拱顶罐呼吸损耗检测数据见表1。

表1 拱顶罐呼吸损耗检测数据

根据大罐呼吸损耗检测数据，部分储罐呼吸阀呼出气量较大，一方面会造成较大的油气损失、减少经济效益，另一方面也会带来极大的环保问题及安全隐患，从节能降耗和安全生产的角度出发，需要对这部分天然气进行回收。同时根据GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》中对大气污染物排放控制指标的要求，也亟需对储罐挥发性有机物排放进行治理，切实改善大气环境。

2 罐顶气回收技术方案

国内油田联合站主要采用的罐顶气回收工艺是大罐抽气技术，大罐抽气技术是将原油储罐中挥发的轻组分进行收集、压缩再输送到已建天然气处理系统，以达到节约能源、防止空气污染、实现原油密闭集输的目的[7-8]。

在石油石化行业中应用较为普遍的大罐抽气工艺是皮囊稳压、压缩机抽气装置，但是该装置设备较多，结构复杂；皮囊使用周期较短，后期运行维护复杂；对于低流量和气液共存工况适应性较差[9-10]。经调研，活塞气液抽吸大罐抽气装置运行效果较好，撬装集成安装方便，收气运行范围较宽，气量范围为50～1 000 m3/d，能够在气量较小的工况下稳定运行，避免应用压缩机采用回流循环运行造成的能耗浪费问题；同时能够适应气中携液的情况，消除了压缩机带液运行的风险。

大罐抽气工艺流程见图1，主要工作原理是通过可编程控制器进行自动化控制，接收微压差变送器输出的信号，控制活塞气液抽吸装置的启停以及变频运行。从罐顶通光孔连接集气管道，将罐顶挥发气输送至大罐抽气装置，天然气经过增压后就近接入站内气系统管线；装置采用自动控制系统，实现数据实时采集监控及传输，并满足安全环保要求。

图1 大罐抽气工艺流程

以油田某联合站为例进行大罐抽气配套工艺研究，装置布置见图2。其他各联合站可根据储罐呼吸损耗量进行配套。该联合站储罐区共有7 具储罐，均为拱顶罐，属于非密闭集输。西侧罐区有5具储罐，其中原油沉降罐1 具，采出水沉降罐2具，好油罐2 具；东侧罐区有2 具储罐，均为合格油储罐。东西罐区7 具储罐都通过集气管线连接到大罐抽气系统，根据大罐呼吸损耗气量实际检测数据，选用一台大罐抽气装置。

图2 大罐抽气装置布置

1）工艺气系统。分别从拱顶罐罐顶通光孔连接集气管线，西侧5 具储罐集气支线汇合在一起，东侧2 具储罐集气支线汇合在一起，东西两侧集气支线再汇入到一条集气干线，集气干线沿着罐区与分离缓冲罐之间的路由敷设，进入大罐抽气装置。装置布置在缓冲罐南侧，满足安全距离规范要求，气体经增压后就近接入分离缓冲罐气出口管线，与站内分离出来的天然气一起进入天然气净化装置进行处理。

原油储罐储存压力为295～800 Pa，为了保证原油储罐的安全，大罐需处于密闭状态，将活塞气液抽吸入口压力控制在500～800 Pa。在每个大罐顶部设置微差压变送器，联锁控制大罐抽气装置，装置的运行根据装置进口安装的微差压变送器的压力信号，当达到设定压力时，PLC 自动控制变频器运行。当油罐气量减少至压力降至设定下限时自动停止抽气，如果压力持续下降至下限报警值时，二次强制保护系统自动动作，停止装置运行并报警提示。当罐内压力因储油罐液位持续下降补气平衡阀自动打开，进行补气，当压力回升至启动值时，系统重新自动启动，开始抽气运行。

2）补气系统。在活塞气液抽吸装置入口主管线上设置补气阀组，当入口压力低于295 Pa时，装置停止抽气，打开补气阀组为大罐补气，补气气源来自站内天燃气系统。

3）控制系统。为保证安全生产，罐顶设置微差压变送器，大罐抽气装置自带控制系统，采用变频控制方式，通过压力信号调节抽气装置转速，实现连锁控制。为了增加系统的安全性和可靠性，在装置入口也配置微差压变送器进行二次保护。同时大罐抽气装置可预留接口与站内通讯光缆连接，将数据信号传输至联合站中控室，实现远程监控。

4）可燃气体泄漏检测与报警系统。为了保证站场内安全，罐区和工艺设备区等可能有可燃气体泄漏的地方设置可燃气体泄漏检测装置，报警信号上传至站内控制系统。

3 节能效益预测

1）经济效益预测。根据前述表1 中大罐呼吸损耗气检测数据，油田联合站15 具拱顶原油沉降罐全部配套大罐抽气装置后，每天可回收天然气总量约12 000 m3/d，每日可回收液化气（C3～C4）量约4.6 t/d，回收轻烃产量（C5+）约0.62 t/d，天然气量（C1～C2）约9 000 m3/d。每年可减少天然气排放总量近400×104m3，综合考虑装置的运行效率等影响因素，年节省近500 万元。有效降低了油气挥发损耗，节约了能源，具有较好的经济效益。

2）社会效益分析。联合站拱顶罐配套大罐抽气装置后不仅可以消除因为天然气排放产生的环保安全隐患，保证联合站安全平稳生产。同时储罐生产运行过程中产生的VOCS也得到有效回收治理，避免造成环境污染问题，有利于营造出安全、绿色、环保的生态环境，具有良好的社会效益。

4 结论

活塞式气液抽气装置结构紧凑、运行维护方便、收气运行范围较宽、适应气液共存工况，应用在油田联合站罐顶气回收运行更为稳定可靠；采用自动化变频控制，在一定程度上节约了能耗以及现场人工管理。通过该大罐抽气技术的应用，将有效解决联合站拱顶罐罐顶气回收和油气密闭集输的问题，降低不可再生资源损耗，减少环境污染，消除站场的不安全因素。