天然氣低溫處理站烴水露點控制工藝改造方案

晏傳益　姚愿

摘 要：天然氣處理站烴水露點控制工藝通常采用注乙二醇防凍、J-T閥節流制冷，但隨著氣田開發后期地層壓力的遞減，其外輸天然氣烴水露點有可能出現不穩定、不合格現象。本文針對克75天然氣處理站烴水露點不能滿足外輸氣質要求的問題，提出對壓縮機出口天然氣水冷換熱、壓縮機進口天然氣丙烷外冷和壓縮機出口天然氣丙烷外冷三種改造方案，并采用HYSYS軟件進行模擬，結果顯示三種改造方案均可滿足天然氣烴水露點控制要求。同時，通過對三種改造方案進行比選，可知壓縮機出口天然氣水冷換熱工程費用、耗電量和維護費用最低，所以推薦采用增加水冷換熱器對壓縮機后天然氣進行冷卻。

關鍵詞：水露點 烴露點 改造方案 丙烷外冷

中圖分類號：TE644 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2018）05（c）-0103-04

截至2017年底，中國累計探明常規天然氣地質儲量13.01萬億m?，剩余可采儲量5.2萬億m?。烴水露點為管輸天然氣的重要指標，高低對管道輸送有較大影響，因此如何控制露點在氣田處理工藝中成為最主要的內容[1]。目前，國內大量天然氣處理站場已處于氣田開發中后期，地面集輸工藝已不能滿足烴露點、水露點控制要求，需對其進行適應性改造[2]。本文以克75低溫處理站為目標站場，進行工藝改造分析。

克75低溫集氣處理站位于克拉瑪依東南約18km處，該站建于1993年，經多年開發，地面工藝已不能滿足氣藏開發后期地層壓力衰減的需要。新疆油田公司采氣一廠于2009年對該站進行了適應性改造，總體流程改為進站增壓、注乙二醇防凍、J-T閥節流制冷，低溫分離脫水脫烴工藝。改造后裝置處理規模40×104Nm3/d，目前實際處理量約16×104Nm3/d。

克75天然氣處理站2010年9月改造完成并投運，2011年夏季檢測外輸氣水露點時，出現不合格現象。《輸氣管道工程設計規范》（GB 50251-2003）中的規定，水露點應比輸送條件下最低環境溫度低5℃；烴露點應低于最低環境溫度。據此，外輸氣水露點應<-5℃，烴露點應<0℃。從檢測數據分析，克75天然氣處理站外輸氣氣質不能滿足此要求。

1 烴水露點控制現狀

克75集氣處理站氣處理工藝流程簡述：單井來的高壓氣壓力1.1～3.2MPa、溫度20℃，節流至1.0～3.0MPa，單井來的低壓氣壓力0.6～2.8MPa、溫度10℃，節流至0.6～1.0MPa，分別進入高低壓集氣管匯，進入高低壓生產分離器進行油氣分離，單井計量采用輪井分離計量工藝。分出的氣經過流量計計量后，進入壓縮機增壓至6MPa，與克82潛力區來的高壓氣匯合，在壓力6MPa、溫度30℃條件下注入乙二醇，進入氣-氣換熱器換熱到2.0℃后，經過J-T閥節流降壓到2.5MPa，溫度-17℃，然后進入低溫分離器進行分離，分出的天然氣經過氣-氣換熱器與原料氣復熱后，在壓力2.15MPa，溫度15℃條件下計量、調壓外輸。

2 外輸天然氣烴水露點不合格原因

2.1 環境溫度高影響節點參數控制

天然氣經壓縮機增壓后，溫度升高，而空冷器冷卻天然氣的能力有限，導致氣-氣換熱器殼程的天然氣進口溫度隨環境溫度而改變（夏季≥40℃，冬季20℃～30℃），夏季時天然氣經空冷后溫度為33℃～38℃，節流前溫度達13℃～16℃（工藝要求-5℃～10℃），難以達到低溫分離的要求。

2.2 低溫分離器入口液體發泡

正常生產中，外輸孔板流量計處能排出泡沫狀液體；檢修期間，氣-氣換熱器管程排出大量輕烴與乙二醇混合后發泡的液體，壓縮機出口管線、氣-氣換熱器殼層有發泡油質（天然氣在壓縮過程中，凝析油發泡，分離器無法完全分離，從而進入后端）。根據以上情況，凝析油和乙二醇發泡是影響低溫分離器分離效果的原因之一。

3 天然氣處理工藝改造方案優選

通過分析，高低壓集氣、J-T閥節流制冷、注乙二醇防凍的低溫的分離工藝雖適合克75集氣站的高低壓進料情況，但由于壓縮機后沒有設置冷卻裝置，導致其外輸天然氣烴水露點不合格。因此，針對夏季壓縮機排溫高，造成節流溫度達不到要求的問題，提出增加水冷換熱器對壓縮機后天然氣冷卻、丙烷外冷前置工藝、丙烷外冷后置三種工藝方案進行對比論證。

3.1 方案一：水冷冷卻

在壓縮機空冷器出口管線增加水冷換熱器，當夏季氣溫高，空冷器天然氣出口溫度超過26℃時，啟用冷卻水循環系統冷卻天然氣。夏季流程簡述如下：高、低壓氣井來氣分別進入高低壓集氣管匯，進入高低壓生產分離器進行油氣分離，分出的氣經過流量計計量后，進入壓縮機增壓至6MPa，經空冷器預冷后，進新建水冷換熱器換熱至20℃～26℃后，進壓縮機出口分離器進行氣液分離，分離后的天然氣進注入乙二醇，進入氣-氣換熱器換熱到5℃～8℃后，經過J-T閥節流降壓到2.25MPa，溫度-12℃～-15℃，然后進入低溫分離器進行分離，分出的天然氣經過氣-氣換熱器與原料氣復熱后，在壓力2.15MPa，溫度6℃條件下計量、調壓外輸，HYSYS模擬工藝流程圖如圖1所示，方案一主要工程量如表1所示。

3.2 方案二：壓縮機出口天然氣丙烷外冷

在壓縮機空冷器出口管線增加丙烷換熱器，當夏季氣溫高，空冷器天然氣出口溫度超過26℃時，啟用丙烷外冷系統冷卻天然氣。夏季流程簡述如下：

高、低壓氣井來氣分別進入高低壓集氣管匯，進入高低壓生產分離器進行油氣分離，分出的氣經過流量計計量后，進入壓縮機增壓至6MPa，經空冷器預冷后，進新建丙烷換熱器與丙烷外冷系統來低溫丙烷氣體換熱至20℃～26℃后，進壓縮機出口分離器進行氣液分離，分離后的天然氣進注入乙二醇，進入氣-氣換熱器換熱到5℃～8℃后，經過J-T閥節流降壓到2.25MPa，溫度 -12℃～-15℃，然后進入低溫分離器進行分離，分出的天然氣經過氣-氣換熱器與原料氣復熱后，在壓力2.15Mpa，溫度6℃條件下計量、調壓外輸，HYSYS模擬工藝流程圖如圖2所示，方案二主要工程量如表2所示。

3.3 方案三：J-T閥后丙烷外冷

在J-T閥后天然氣管線增加丙烷換熱器，當夏季氣溫高，J-T閥節流后溫度高于-10℃時，啟用丙烷外冷系統冷卻天然氣。夏季流程簡述如下：

天然氣經壓縮機增壓至6MPa，經空冷器預冷后，40℃～50℃進壓縮機出口分離器進行氣液分離，分離后的天然氣進注入乙二醇，進入氣-氣換熱器換熱到15℃～20℃后，經過J-T閥節流降壓到2.25MPa，溫度-7℃～0℃，進新建丙烷換熱器與丙烷外冷系統來低溫丙烷氣體換熱至-15℃后，進入低溫分離器進行分離，分出的天然氣經過氣-氣換熱器與原料氣復熱后，在壓力2.15MPa，溫度9℃條件下計量、調壓外輸，HYSYS模擬工藝流程圖如圖3所示，方案三主要工程量如表3所示。

3.4 方案對比

從技術上分析，三個方案均可行。以下從工程投資、操作維護、運行成本進行對比分析，方案比選如表4所示。

根據表4三種改造方案對比結果，可見三種方案都可以滿足烴水露點控制要求，總體來說方案一的工程費用、耗電量和維護費用最低，所以推薦采用方案一對集氣站進行工藝改造。

4 結論

通過對克75集氣站烴水露點控制流程的分析，主要結論如下。

（1）天然氣經壓縮機增壓后，溫度升高，而空冷器冷卻天然氣的能力有限，導致氣-氣換熱器殼程的天然氣進口溫度隨環境溫度而改變，夏季時天然氣經空冷后溫度為33℃～38℃，不能滿足低溫分離的要求；氣-氣換熱器管程排出大量輕烴與乙二醇混合后發泡的液體，凝析油和乙二醇發泡是影響低溫分離器分離效果的原因之一。

（2）針對處理后的天然氣不能滿足烴水露點要求，本文提出提出增加水冷換熱器對壓縮機后天然氣冷卻、丙烷外冷前置工藝、丙烷外冷后置三種方案，并通過HYSYS模擬，論證了三種方案的可行性。同時，通過對三種改造方案進行對比，可知采用方案一工程費用、耗電量和維護費用最低，所以推薦采用增加水冷換熱器對壓縮機后天然氣進行冷卻。

參考文獻

[1] 申雷昆，蔣洪.天然氣烴水露點控制問題探討[J].石油化工應用，2017，36（4）：136-140.

[2] 曹洪貴，蔣洪，陶玉林，等.克拉美麗氣田天然氣烴水露點控制工藝改造[J].石油與天然氣化工，2013，42（4）：336-342.