轻烃回收装置全流程模拟

轻炷回收全流程模拟计算模型开发应用彭进 白俊生（河南石油勘探局勘察设计研究院）16油气III地面I程第22卷第3期（2003.3）注采集输* *来请访问网站http：/ 询信息轻灼何收装咒全流程模拟计算模型是利用美国SI MSCI （模拟科学公司）PKO/II软件环境，针对新瑚宝浪油IH轻绘 I叫收装置开发的。包括液化气生产和I人j烷生产的两套全流 程模拟计算模型，既可以对全流程进行模拟计算，也可以 对单个的单元设备进行计算。该模型具有通用性,修改数 据方便、灵活，查询结果简便，收敛性较好等特点。这- 模樂的开发和使用，对丁优化设计、寻找装亘瓶颈，优化 操作条件，改造方案评估以及节能降耗等起到了相当大的 作用。该模熨同时还在河南江河净化站轻桂装置和魏岗液 化气站技改程得到了实际应用，收到良好的效果。1. 工艺过程说明1.1液化气生产原油伴生原料气经过脱除朵质净化后进入石油气斥缩 机，压缩到2.2MPa后进行空气冷却（或水冷），进入高压 分离器分去冷凝液怪，分出的气体加入乙二醇防冻液后与 低温干气在冷箱换热，再进入丙烷蒸发器冷却到- 251以 下进行气液分离，低温干气在冷箱换热后出装置，低温液 坯去脱乙烷塔，脱乙烷塔顶的乙烷气返回压缩机进口循环, 塔底混合液绘进入下游液化气塔分离出液化气和稳定轻油 产品。1.2 I人j烷生产生产内烷的流程与生产液化气的流程基本一样，只需 改变液化气塔的操作条件即可生产出纯度96%的|AJ烷供 本装置制冷系统使用,而不需再外购丙烷。生产丙烷时, 液化气塔底出料进入混合液泾储8L待生产液化气时.将 这部分液烂再打回液化气塔处理。宝浪油田轻绘回收装置 设计两塔是出丁为地液化气、丙烷的市场价格较低考虑的, 以后如果市场好转，可以再加上一个塔，实现内烷、丁烷 等产品的连续生产。2. 模拟计算范围及功能3.1模拟范围轻怪冋收装置全流程模拟系统包括两部分：生产全流 程模拟系统和内烷生产流程模拟系统。液化气生产全流程 模拟系统包括原料气压缩系统、内烷制冷系统、乙：醇循 环系统、脱乙烷塔和肢化气塔稻饰系统四部分内容。丙烷 生产流程同样也包含上述四大系统的模拟。3.2核算功能（1）全流程核算功能。模拟计算系统可以对J：装置的 液化气生产和丙烷牛产分别进行全流程的物料和能试核算, 并可得到所有单元模块的1艺参数、物流的组成和热状态 数据等。任总改变原料气的量和组成,都可以迅速仿真计 算出产胡的产屋及合理操作工况。（2）单个设备孩算功能。模拟计算系统同时还可以分 别对装置的液化气、丙烷生产条件下所冇单元模块进彳J：核 算，并可获得所有单元模块的工艺参数、物流组成和热状 态等数据。比中脱乙烷塔和液化气塔模块属严格模拟, 可以得到所有各板卜.的物料和热状态参数，方便r设备的 标定。3. 典型应用事例和效果（1）投产及仿真培训。宝浪油田轻绘回收装置1997年 设计为处理伴生原料气20 x lnr/d，而且原料气较富（C3 及以上巫绘组份摩尔分数为25%）,液化气产园90|,轻 汕产量601AI。1998年10月建成投产时,实际气ft只有11 xlOW/d,按设计确定的主耍操作参数运行时,液化气产 鼠只有20t/d，轻油产鼠101/（1左右。经过对原料气的多次 取样分析，并使用全流程模拟分析核算，计算结果与实际 产鼠切合。产品产最低主耍原因表现在：原料气气鼠过 少H较贫（G及以上重绘组份摩尔分数不足17%）,与原 设计时建设单位提供的参数出入较大；原设计操作匸况 不适合J投产半负荷的运行匸况，实际运行参数还难以控 制丫稳：关键设备如丙烷蒸发器运行效果不理想。在根 据实际气冒和细成全流稈模拟分析核算的基础上,进行工 况研究，模拟出一套最佳操作工况，如将脱乙烷塔塔底温 度山原设计681调整到621,液化气塔底温度由1481下 降到1351等，优化参数投入运行后，液化气的产戢大约増 加了 4.5t/d，由此回收了宝贵的油气资源。生产技术丄人的岗位操作培训也是借助丁 轻烧回收全 流程模拟计算模型來完成的。从工艺流程的理论学习，关 键设备的操作性能，以及事故处理方法等，均可以通过流 用模也数7化地仿真出來，齐岗位工人的理论和实跣操作 水平得到了极大提高。（2）制冷系统流程改造.宝浪油田轻婭回收装置由J- 处在半负荷状态下运行，尽管一些塔器等设备运行参数得 到r优化，但是由像床缩机、内烷蒸发器等关键设备的 操作弹性的限制，加I：环境条件的彩响，整个装置的操作 参数调优必然受到很大彫响。制冷系统流程（卜转19页）转向挖掘非主力层及动用较差层的潜力，山挖掘河床 相带潜力转向挖掘边缘相带的潜力。（1）补孔改层。1997 2001年，共实施补孔改层 161井次，占措施井次的17.8%,增油12.5x10*1,占 措施增油的23.9%虽然补孔井层逐渐转向非主力 层、薄层，补孔潜力越來越小，增油效果越來越差, 但从梵所占措施增油最的比例來看，该项措施仍是孤 岛油田的主力描施之一，是提高储鼠动用程度的冇效 途径。补孔措施方案的优化原则是：逐层上返，分层 系开采，即山下向上逐层上返，物性相近、能量状况 相为的采取合采方式，物性和能鼠状况差界大的则采 取单采措施，因此，冇效地避免了储最动用不平衡弊 端的出现，减少了可采储量的损失。（2）防砂。1997 2001年，共实施防砂278井次, 占措施井次的30.8%,增油15.6x10，占措施增油 的29.8%。孤岛油田的长期停产停注井一般見冇油 稠、出砂严重、井况差等特点，施工难度大，工艺复 杂。为此，通过开展高压大剂昴地层填砂试验，研制 和生产了割缝筛管、塑性防砂管和井卜配套工具即新 熨液压防顶封隔器和绕幺幺一次性充填工具，取得了较 好的防砂效果。热采防砂技术是提高孤岛油田蒸汽呑吐开发效果 的乘要环节，针对以往热采转周井防砂工作最大、占 井时间长、热效率低、转周费用高等问题，热采井防 砂实现了两个根本性转变：一是“高温涂敷砂-注汽 -热采绕丝”的“两步法”防砂向“高温涂敷砂+热 采绕丝-注汽”的“一步法”防砂的转变；二是冇效 期山一个呑吐周期向多个呑吐周期的转变，形成了注 汽前一次防砂后能够满足多轮次注汽呑吐需要的综合 防砂T艺技术，实施后油井冇效率91.3%,平均冇效 期达242天。（3）卜大泵。1997 2001年，共实施卜大泵143 井次，占措施井次的15.8%,增油7.4xlOh，占措施 増油的I4.1%o与“八五”期间相比，近5年卜大泵 工作最明显减少，山1212井次卜降到143井次，措施 增油就所占比例山41.3%卜降到14.1%，增油效果变 差。尖原因是随着油田进入高含水开发后期，卜大泵 井液帚増长幅度减小，加之含水居高不卜导致冇效 期缩短。4）堵水。1997 2001年，共实施堵水80井次, 占措施井次的8.9%，增油3.6X10U，占措施增油的 6.9%o与“八五”相比，堵水工作量明显减少。其 中卡封堵水由190井次卜降到31井次;措施增油量所 占比例I1J6.8% F降2.9%,増油效果变差；化学堵水 山129井次卜降到49井次,措施增油量所占比例由 3.1%上升到4.0%，单井年增油由269（上升到423（, 增油效果变好。主要原因是：油层层间差界减小, 使卡封堵水效果变差；化学堵水的堵水剂山单一分 子熨向高强度、耐高温、化学性质稳定、冇效期长的 颗粒型调剖剂发展；推广应用了 DKJ-2（5）油井 堵水剂、增强熨聚介物调剖剂CDH-1、活性稠油调 剖剂AQD - 02、HS-2调剖剂、SJD - 03调剖剂等堵水 调剖新技术，収得较好效果。4. 结论及建议1）经过实践证明，近5年孤岛油田通过优化措 施方案、优化井下工艺、优选措施井点、减少描施工 作最、挖掘差油层及难动用储最，进一步提高了增油 效果，降低了作业成本，取得了较好的经济效益。（2）深化对特高含水期水驱疏松砂岩储集层的精 细描述和剩余油分布的研究，应该成为增储挖潜的基 础工作。（3）应运用单井生产历史分析法、产液剖而分析 法、吸水剖而分析法、油井工作制度观察法等方法, 进行油层改造与挖掘层内潜力，以解决特高渗透层或 大孔道封堵问题，捉高油井的堵水效果。（栏目主持杨军） I. |! I ：! ! 1|1*1 III* I ! llll !（上接16页）改造就是为了使制冷系统中设备能够T稳运 行而进行的从制冷系统冬季实际运行的参数了解到，高 床原料气经过空冷器麻，从白夭到夜间因气温变化很大, 进入内烷蒸发器的温度也是白天温度高夜间温度低，引起 蒸发器制冷负荷波动很人。活塞制冷压缩机仃时夜间在其 负荷瓜低限以下运行，曾出现过一些问题，利用制冷系统 模拟仿真模型对此可以作出预测和参数化無释。通过在内烷储罐气相与制冷压缩机进口设置一条补气 线來稳定制冷床缩机进口的床力，解决了活塞式制冷爪缩 平稳运行的问题。（3）轻烧回收装置标定。河南油田节能监测中心1999 年8月对宝浪油【II地而匸程中的油气集输系统的系统效率 和油气损耗等内容进行了节能测试，其中对轻绘回收装置 中的换热器、机泵、压缩机和产晶收率均进行了详细的测 试分析和总结，在将其报告中的有关轻绘装豐数据输入到 开发的全流程模拟模型中计算厉对比，发现换热器，机泵 和压缩机的结杲比较一致，测试出的产品收率C3为52%, 模拟计算C3为50%，分析原因认为是原料气组份冇一定波 动，其中的组份含彊分析因取样谋差所产生。（栏目主持杨军19油气田地面工程第22卷第3期（2003.3）注采集输* * *欢迎投稿 欢迎刊在广告