5.4 原油稳定

5.4.2  稳定前的原油集输和处理工艺过程必须密闭是对井口至联合站的集输和处理流程而言。这段流程严禁中间开口，否则轻组分损耗很大，以至失去原油稳定的意义。

5.4.3  原油稳定装置与原油脱水净化和外输有着密不可分的关系。这些装置应统一规划，集中设置，不但可以共用水、电、热及污水处理等公用工程，而且可以减少物流、热流往来过程中间环节，合理利用能量，降低综合能耗。

5.4.4  原油稳定的深度是指对未稳定原油中C₁～C₅的提取程度。提取的越多，则稳定程度越高。由于原油饱和蒸气压主要取决于原油易挥发组分的含量，所以用最高储存温度下的原油饱和蒸气压来衡量原油稳定的深度。

    从降低原油储运过程中蒸发损耗的角度考虑，稳定原油的饱和蒸气压越低越好。但追求过低的饱和蒸气压，不仅会使投资增大，成本升高，经济效益下降，而且会使稳定原油数量减少，还会使原油中C6及C6以上重组分携带率增大，减少原油中汽油馏分的潜含量，造成原油的品质下降。

    本规范要求，稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压的设计值不宜高于当地大气压的0.7倍。从理论上分析，当稳定原油的饱和蒸气压等于当地大气压时，用浮顶罐储存，并实现全密闭输送，是可以把原油的蒸发损耗降到最小。考虑到国内油田集输站场生产作业、事故储存的需要，原油储罐多采用拱顶罐，并且原油储运过程中有相当数量的原油通过铁路运输，同时考虑到原油稳定装置实际运行会有波动，饱和蒸气压设计值比保证值要低一些，因此，稳定原油在最高储存温度下的饱和蒸气压设计值不宜高于当地大气压的0.7倍。

5.4.5  在达到规定的原油稳定深度的前提下，采用合理的稳定方法，对降低能耗、取得较高的经济效益是非常重要的。究竟采用何种方法，应根据原油的组分、物性数据、原油稳定的深度及产品要求，对产品收率、能量消耗、操作费用、基建投资、经济效益诸方面进行综合对比分析后，选择最佳方案。

    (1)负压闪蒸工艺和正压闪蒸工艺(有压缩机)的投资相差不大，但单位原油处理能耗负压闪蒸比正压闪蒸低。同时，负压闪蒸的组分切割精度高，提取的轻烃中原油重组分携带少，产出轻烃量少。但原油轻组分含量较高时，负压压缩机的排量增加，会增大投资和能耗。因此，原油轻组分含量不高时，优先选择负压闪蒸工艺。

    (2)正压闪蒸工艺需要提高原油的温度才能使稳后原油蒸气压指标达到要求，单位原油处理能耗较高。同时，由于组分切割精度不如负压闪蒸，提取的轻烃中原油重组分携带量大，相应产出轻烃量大。在原油中C₁～C₄的轻组分含量大于2.5％(质量分数)时，宜选择正压闪蒸。在原油中C₁～C₄的轻组分含量不大于2.5％(质量分数)时，若对轻烃产品收率有一定要求，或原油稳定气可不经压缩机升压直接进入与其相邻的天然气处理系统，也可考虑采用正压闪蒸。

    (3)分馏工艺的组分切割精度高，可达到较高稳定深度，投资和单位原油处理能耗也是最高的，在凝析油处理中普遍采用。对于轻组分含量高的原油，当对原油组分分离的精度要求较高、稳定深度较深时，可考虑选择分馏工艺。

5.4.6  原油的组分很复杂，很难用纯组分把它分析清楚，应由原油中轻组分含量和原油蒸馏标准实验数据拟合而成。采用虚拟组分法来描述原油的组成是目前国内外的习惯做法。蒸馏标准实验数据的每一馏分可以认为是一个虚拟组分，每一馏分的物性(相对分子质量、密度等)就是这一虚拟组分的性质。这样就把原油处理成由若干个与纯组分相似的虚拟组分组成的混合物。原油中的轻组分含量可采用气相色谱法分析。

5.4.7  原油稳定装置的设计能力宜根据油田开发预测资料合理确定。装置处理量的波动范围设计过宽有很多弊病，各种设备在低效率下工作，能耗高。尤其是加热炉，炉管里的流速很低，会使油在炉管里结焦，以至于堵塞炉管。因此推荐波动范围为80％～120％。在工程适应期内，装置负荷率不应低于60％。

5.4.8  原油稳定装置设进油总管自动关断阀和事故越装置旁路是为了停产或装置发生事故时，停止进料，未稳定原油转往下游的事故油罐。旁路的未稳定原油不应进浮顶罐。

5.4.9  原油稳定装置生产的气相富含C₃、C₄，不应直接作为燃料，应就近输入天然气处理系统。