凌宇，程鹏，袁瑞合，丁勇超，侯涛，周文鹏

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

南海西部某陆岸终端天然气处理系统分为中压、脱水、冷分离和精馏四个单元，目的是分离出原油处理系统的伴生气和上岸天然气中的乙烷气，回收液化气、轻油组分，并将合格干气外输给下游用户。

精馏单元利用脱乙烷塔、脱丁烷塔两座精馏塔将各产品组分馏出得到乙烷气、液化气和轻油。重沸器在石油化工行业应用非常广泛，终端两座精馏塔均采用重沸器加热。脱丁烷塔重沸器进料组分复杂、操作温度较高，在运行过程中可能出现结焦、结垢等现象，均可能造成淤堵；在国内一些相同或相似的工艺装置中都出现过不同程度、不同性质的堵塞[1-3]。重沸器发生堵塞后，换热效率降低，精馏塔处理负荷下降，严重影响产品质量及产量。终端生产过程中脱丁烷塔重沸器换热效率不断降低，拆检发现导热油路壳程没有明显堵塞，但产品物料路管程大面积淤堵，淤堵面积约70%，淤堵物致密且粘附力强。

根据现场采样化验淤堵物，从脱丁烷塔重沸器的工作原理、淤堵物来源以及装置运行工况分析，得出淤堵原因并采取相应措施，保障终端精馏装置长周期稳定高效运行，避免不确定性停产检修。

1 脱丁烷塔工艺流程概括

脱丁烷塔有两股进料，上段进料来自脱乙烷塔塔底液，下段进料来自原油稳定系统和各天然气压缩机出口涤气罐经过重烃闪蒸罐闪蒸后的液相轻烃，塔顶分离出的C3、C4馏分脱硫后经脱丁烷塔塔顶换热器降温后进入脱丁烷塔回流罐冷凝，未冷凝气优先送至中压单元进行循环处理回收，其次放空至火炬，凝液由脱丁烷塔回流泵加压后，一部分作为脱丁烷塔的回流液进入塔顶，另外一部分作为液化气产品进入液化气球罐。塔底馏分油经脱丁烷塔塔底换热器降温后，作为轻油产品进入轻油储罐。脱丁烷塔塔底液由脱丁烷塔重沸器加热，导热油提供热源，脱丁烷塔返塔温度由温度控制器和温度控制阀自动控制在正常操作温度。脱丁烷塔重沸器为立式热虹吸式换热器，重沸器管束内物料被加热后密度和状态发生变化，较轻组分汽化转化为气相逐级上升，较重组分伴随气相以雾沫夹带形式返回塔内。汽化率愈大，则出入口密度差愈大；塔底的液相物料在密度差的作用下不断被虹吸进入重沸器。主要工艺流程如图1所示。

图1 脱丁烷塔工艺流程

2 脱丁烷塔重沸器淤堵现象

终端生产过程中，在脱丁烷塔来液工况相对稳定的情况下，脱丁烷塔塔底返塔温度低于正常指标，即使导热油系统高负荷运转，温度控制阀全开，脱丁烷塔塔底返塔温度仍达不到设计操作温度，重沸器导热油出入口温降远低于设计值。虽然塔顶液化气产品质量合格，但塔底轻油产品中液化气组分（C3、C4）含量偏高，导致轻油进罐饱和蒸气压超标，并在轻油储罐挥发逸出，造成挥发性有机物排放增加，周围产生异味，生产面临的环保问题随之即来。同时，由于重沸器换热效率不断降低，造成导热油系统燃气消耗量增加。具体操作参数如表1所示。

表1 脱丁烷塔操作参数

3 淤堵机理分析

3.1 淤堵物分析

现场取样观察，淤堵物为含油污物，呈黑色半固体，如图2所示。样品在显微镜下观察，未发现矿物特征，如图3所示。

图2 淤堵物样品

图3 淤堵物样品显微镜观察

取部分样品进行全岩X衍射分析，发现无晶体形态特征。该样品可被点燃并散发出刺鼻气味，但不能自燃。取适量样品分别加入到石油醚Ⅱ、正庚烷、苯、氯仿中，结果如表2所示。样品微溶于正庚烷，溶于苯，根据化学性质相似相容原理，推测淤堵物是以沥青质为主的可溶有机物。

表2 淤堵物溶解情况

3.2 淤堵物来源分析

精馏单元脱丁烷塔的来料主要是原油稳定塔稳定分离冷凝后的液相轻烃和脱乙烷塔塔底液。脱乙烷塔的来料是天然气经过压缩、脱水、过滤和深冷后产生的凝液，不可能含有沥青质等重组分，故淤堵物应当来源于原油稳定塔稳定分离冷凝后的液相轻烃。

随着海上油田群滚动开发，产量逐年递增，海上平台不定期地进行新井投产、老井修井以及酸化压裂等一系列增产作业，作业后对井筒中的蜡质及近井地带沉积的胶质、沥青质等重组分进行溶解且含有固相颗粒的返排液通过原油管线输至终端，导致终端上岸原油乳化物含量突增。胶质、沥青质、蜡质及固体颗粒为原油中的天然乳化物，其中沥青质和胶质具有很强的协同乳化作用，胶质对沥青质的分散能力可以阻碍沥青质的聚并和缔和，两者的分散度直接影响着油水界面膜强度或刚性，进而影响油水乳状液的稳定性，同时固相颗粒和蜡质在其中也发挥着重要作用[4]。

终端通过对上岸原油取样进行离心实验，结果如图4所示，离心管底部明水与上部原油之间存在明显的乳化层，该乳化层成分复杂，流动性差，最高测得上岸原油乳化物含量达9.6%。终端上岸原油乳化物含量增加，油水乳状液稳定性增加，导致三相分离器、电脱水器脱水效果差，高含水率原油被加热后进入原油稳定塔进行深度稳定时容易发生液泛。原油生产处理过程中，老化油最终储存在原油储罐、事故罐中，分布于油水界面附近，其成分复杂，含水率高，含有高于普通原油的胶质、沥青质、蜡质等重组分和固体杂质，油水乳状液具有很高的稳定性且流动性差，需要经过特殊处理才能被回收利用[5]。为保证原油外输质量合格避免销售纠纷，终端每次原油外输作业前必须进行原油储罐、事故罐切水作业，作业时罐中存在的老化油混入上岸原油进行循环处理，导致三相分离器、电脱水器脱水效果急剧下降，从而导致恶性循环，增加了原油稳定塔液泛频次。

图4 上岸原油离心实验结果

当原油稳定塔发生液泛时，沥青质等重组分随轻烃以雾沫夹带形式蒸出，经降温后在原油稳定塔回流罐冷凝下来，最后进入脱丁烷塔。

3.3 淤堵原因分析

脱丁烷塔重沸器淤堵状况如图5所示。导热油路壳程没有明显堵塞，但产品物料路管程大面积淤堵，淤堵主要集中在出口。生产过程中，进入脱丁烷塔的沥青质等重组分富集在塔底，在热虹吸作用下循环至重沸器，由于沸点高未能汽化，且不能完全被气相以雾沫夹带形式携带返回塔内，最终在重沸器管束内经过沉淀、聚集、表面接触和粘附[6]。重沸器操作温度较高，管壁上的沥青质等重组分久而久之开始结焦。结焦层形成后，进一步增加管壁的附着能力，从而不断粘附沥青质等重组分，最终导致管束淤堵。重沸器导热油是上部进下部出，管束上部局部温度更高，造成管束上部结焦淤堵更严重。重沸器部分管束淤堵后，换热效率降低，为维持脱丁烷塔正常操作温度，只能提高导热油温度或者循环量，势必又会造成未被淤堵的管束温度过高而加剧结焦造成淤堵，形成“滚雪球”效应。

图5 脱丁烷塔重沸器淤堵状况

4 处理措施

4.1 定期对装置进行清洗

脱丁烷塔重沸器淤堵是一个长期累积的过程。生产过程中，持续关注重沸器的换热效率，将重沸器清洗纳入终端确定性停产检修项目，同时抓住上下游意外停产检修窗口期，在重沸器完全淤堵前将沉积在脱丁烷塔塔盘、塔底及重沸器管束内壁上的沥青质等重组分进行清洗，从而避免不确定性停产检修，降低重沸器淤堵对精馏装置带来的危害。

4.2 合理控制工艺参数，减少原油稳定塔液泛频次

原油稳定塔液泛是导致沥青质等重组分随轻烃以雾沫夹带形式蒸出最后进入脱丁烷塔的直接原因。减少原油稳定塔液泛的频次，可有效降低沥青质等重组分进入脱丁烷塔。原油稳定塔进料含水率高、进料组分轻、进料量多、塔底温度高、塔压差高、塔顶回流量控制不稳、降液管堵塞都容易导致液泛[7,8]。

根据终端日常生产情况，上岸原油乳化物含量突增，油水乳状液稳定性增加，三相分离器、电脱水器脱水效果差是导致原油稳定塔发生液泛的主要原因。当海上平台来液工况不稳定，适时控制原油储罐、事故罐切水作业，调整破乳剂注入量，注好注够破乳剂、精细有效注破乳剂，从而达到高效破乳的目的。优化三相分离器、电脱水器运行参数，提高脱水效果；控制好原油稳定塔进料量、进料温度、塔压差、塔顶回流量等工艺参数，防止误操作。

4.3 改造增加原油稳定塔回流泵出口至三相分离器循环处理流程

沥青质等重组分进入脱丁烷塔是造成重沸器淤堵的根本原因。当原油稳定塔液泛时，沥青质等重组分随轻烃以雾沫夹带形式蒸出，经过风冷器、水冷器降温后在原油稳定塔回流罐冷凝，通过原油稳定塔回流泵泵至重烃闪蒸罐进行闪蒸，最后通过重烃泵泵至脱丁烷塔。因此，防止沥青质等重组分进入脱丁烷塔是解决问题的关键。结合现场实际情况，增加原油稳定塔回流泵出口至三相分离器循环处理流程，如图6所示，虚线为新增管线。

图6 改造后流程

当原油稳定塔发生液泛时，通过在原油稳定塔回流泵进口加密取样观察液相轻烃颜色，如图7所示，颜色泛黄，轻微液泛；颜色泛黑，重度液泛，说明液相轻烃中存在重组分。将液相轻烃倒入三相分离器进行循环处理，当颜色纯净过后，将液相轻烃倒回重烃闪蒸罐，从而确保进入脱丁烷塔的液相轻烃合格。

图7 原油稳定塔回流泵出口轻烃颜色观察

5 结论

受海上平台作业返排液以及老化油循环处理影响，终端上岸原油脱水效果差。高含水率原油被加热后进入原油稳定塔进行深度稳定时容易发生液泛，沥青质等重组分随轻烃以雾沫夹带形式蒸出进入脱丁烷塔，最终在重沸器管束内壁不断沉积导致淤堵。

针对脱丁烷塔重沸器淤堵，通过定期对装置进行清洗，清除淤堵物，避免不确定性停产检修；合理控制工艺参数，减少原油稳定塔液泛频次，从而减少沥青质等重组分进入脱丁烷塔；通过增加原油稳定塔回流泵出口至三相分离器循环处理流程，确保进入脱丁烷塔的液相轻烃合格，进一步防止沥青质等重组分进入脱丁烷塔从而造成重沸器淤堵。

通过实行以上措施，终端脱丁烷塔重沸器淤堵得到了有效解决，提高了产品的质量和产量，保障了精馏装置长周期平稳高效运行，节能环保。