橋古集中處理站工藝系統調整改造

中石化中原石油工程設計有限公司

橋古區塊為超深層、小型規模的凝析氣藏，建有1座簡易拉油站與天然氣處理裝置。凝析油經簡單分離、高架罐儲存后裝車外運；天然氣處理裝置最大能力為13×104m3/d，采用“輔助制冷+超音速渦旋管分離”工藝?，F有天然氣處理裝置為試采期簡易建設，天然氣處理能力不足，造成資源浪費、效益流失；工藝不完善，脫水脫烴效果較差，外輸氣質量不達標；凝析油未穩定，蒸發損失大，造成站場環保與職業衛生不達標。

根據橋古區塊凝析氣藏特點，結合同類天然氣處理工藝技術的應用[1-3]，通過優化研究確定工藝技術與關鍵設備設施，達到外輸氣質量指標，提高混烴收率和經濟效益，滿足橋古區塊凝析氣藏開發生產需要，并為類似項目的改造提供借鑒。

1 系統現狀

1.1 集氣拉油系統

目前橋古1、橋古101、橋古1-1H、橋古1-1CH采出油氣集中輸送至橋古1井進站閥組，通過加熱爐加熱后，再經節流閥節流至4.5 MPa，節流后溫度為32 ℃。節流后的油氣在三相分離器中進行氣液分離，分出的氣去天然氣處理系統，凝析油進高架罐、裝車外運，工藝流程如圖1所示。

圖1 集氣拉油系統工藝流程示意圖Fig.1 Schematic diagram of gas gathering and oil treatment system process flow

1.2 天然氣處理系統

橋古天然氣處理系統經過初期建設、兩次擴建后形成了“輔助制冷+低溫分離+超音速渦旋管分離”的天然氣回收流程。主要生產流程為：集氣拉油系統來氣（3.6 MPa、38 ℃）進入預冷管束換熱器換熱之后（3.6 MPa、14 ℃）進入預冷分離器，分離出的氣相進入后冷板式換熱器與冰機冷媒換熱后（3.6 MPa、-5 ℃）進入后冷分離器，后冷分離后氣相進入超音速渦旋管分離，分離后干氣（2.4 MPa、-15 ℃）經過后冷管束換熱器、預冷管束換熱器進行換熱，換熱后（2.4 MPa、12 ℃）進行外輸。天然氣回收系統工藝流程如圖2所示。

1.3 存在的問題

（1）現有裝置能力不配套、工藝不完善。首先，天然氣處理能力不足。橋古區塊天然氣處理（脫水脫烴）裝置分三次建設，天然氣處理能力為13×104m3/d，不能滿足天然氣開發增長（產量為20×104m3/d）的需要，造成7×104m3/d放空，效益流失。其次，工藝不完善。目前天然氣含H2S濃度達到42 mg/m3，隨著開采的深入，天然氣H2S 含量還有上升的趨勢，缺少脫硫設施，外輸氣含硫超標。再次，氟利昂冷能不足。目前主要是輔助冷源設備為氟利昂冰機，冷能不足，制冷溫度為-11～-15 ℃，脫水脫烴深度不夠，造成輸至東河塘卸氣站進入中石油管道的外輸氣質量不達標。

（2）站場油氣揮發大，環保和職業衛生不達標。凝析油未穩定直接進高架罐儲存，油氣損耗大（約4 500 m3/d)，且含H2S，造成環保和職業衛生不達標，污染環境，帶來安全隱患。

（3）氣井壓力能未得到充分利用。目前，氣井進站壓力為4.5 MPa，天然氣處理流程高速噴管節流壓力由3.6 MPa 降至2.4 MPa，利用壓力差僅為1.2 MPa。目前該區井口油壓為20～27 MPa，氣井壓力能未得到充分利用。

2 產品質量指標

2.1 凝析油

含水率：滿足SY/T 7513—1988《出礦原油技術條件》的要求，小于0.5%。

飽和蒸汽壓：滿足SY/T 0069—2008《原油穩定設計規范》要求，即不超過當地大氣壓的0.7倍。

2.2 管輸天然氣

滿足GB 17820—2012《天然氣》二類技術指標，見表1。

圖2 天然氣處理系統工藝流程Fig.2 Natural gas treatment system process flow

表1 商品天然氣技術指標Tab.1 Techincal index of commercial natural gas

本項目中的天然氣一部分用來生產壓縮天然氣（CNG），所以還應遵循GB 18047—2000《車用壓縮天然氣》的要求，H2S質量濃度應不大于15 mg/m3。

2.3 混烴

混烴通過液化氣車拉運，其蒸氣壓參考液化石油氣標準，蒸氣壓（37.8 ℃）≤1 380 kPa。

3 系統改造方案

針對現有系統中所存在問題，充分結合氣藏特點和現有簡易拉油站現狀，對已建集氣拉油系統、天然氣處理系統進行改造，實現凝析油穩定、提高混烴收率、天然氣外輸達標的目標。

根據橋古區凝析氣含凝析油、含水特點，地面配套裝置總工藝包括兩大系統（圖3）：凝析油氣分離穩定系統和天然氣處理系統。

圖3 總工藝流程框圖Fig.3 Overall process flow block diagram

3.1 凝析油氣分離穩定系統改造

穩定工藝的選擇要結合周邊區塊在運行原油穩定裝置的情況，考慮到橋古井區為封閉環境下高礦化度CaCl2型地層水，常規的正壓穩定要求溫度高，高溫下設備容易結垢堵塞，裝置難以平穩運行，凝析油穩定采用負壓穩定工藝[4-5]。采用HYSYS軟件進行流程模擬和參數優化，最終確定工藝流程如下：自閥組來油氣水（6 MPa）進入三相分離器，分離的天然氣去天然氣處理系統，含油污水去污水處理系統，凝析油氣降壓至0.25 MPa經水套加熱爐加熱至65 ℃后進入閃蒸分離器；閃蒸分離器分離的凝析油（含水0.5%）降壓至60 kPa 進入凝析油穩定塔；凝析油穩定塔底穩定油經泵提升進入高架罐儲存裝車外運，凝析油穩定塔頂氣由負壓壓縮機增壓進入閃蒸氣壓縮機組。經穩定處理后，凝析油飽和蒸氣壓為49 kPa，滿足規范要求。

3.2 天然氣處理系統改造

天然氣處理系統主要包括天然氣脫硫、脫水和脫烴（回收混烴）三部分。

橋古區塊目前天然氣H2S含量最大為42 mg/m3，考慮天然氣脫硫工藝應具有一定的適應性，本次脫硫單元進料H2S含量按照100 mg/m3考慮，處理氣量20×104m3/d，潛硫量為20 kg/d，屬于典型的低H2S含量的工況。通過對濕法脫硫、干法脫硫工藝的比選，考慮到工藝簡單、一次性投資較低、操作簡便等因素，選用氧化鐵干法脫硫工藝[6]。

考慮到后續天然氣脫烴或回收混烴需在低溫下進行，為了防止低溫產生水合物堵塞[7]，采用向氣流中注入水合物抑制劑的方式。本項目采用乙二醇作為抑制劑，并設置乙二醇再生回收系統。該工藝流程簡單，投資省，生產操作、維護方便。

天然氣處理工藝的選擇根據處理規模、天然氣組分、產品構成和價格、進出裝置的壓力、溫度條件等來確定[8]。本工程推薦J-T 閥節流膨脹制冷，此種工藝流程簡單、投資少，且無動設備，生產管理與維修費用低。

最終確定天然氣脫烴工藝流程如下：原料天然氣（約32 ℃、6 MPa）自高壓分離器首先進入雙塔干法脫硫橇，脫硫合格的天然氣（H2S 質量濃度≤15 mg/m3），注入乙二醇防凍劑（或抑制劑）進入原料氣預冷器（板翅式換熱器）與產品氣及醇烴換冷至-5 ℃后，經J-T 閥節流膨脹降溫至-27 ℃、2.4 MPa 進入低溫分離器進行分離，分出的干氣進入干氣聚結器，進一步分離出少量的醇烴液后進原料氣預冷器與原料氣逆流換熱，換熱后的產品氣經計量后外輸。從低溫分離器底部出來的醇烴混合液經換熱后進入醇烴分離器進行分離，醇烴分離器頂部出來的閃蒸氣（0.8 MPa）去閃蒸壓縮機組（二級）；底部分離出的液烴（混烴）和乙二醇富液分別進入混烴儲罐和乙二醇再生及注醇裝置。

3.3 效果分析

改造前后產品產量和質量指標如表2～表4 所示，改造后產品質量指標滿足規范的要求。

表2 改造前后凝析油產品指標Tab.2 Index of condensate oil production before and after adjustment

表3 改造前后干氣產品指標Tab.3 Index of dry natural gas production before and after adjustment

表4 改造前后混烴產品指標Tab.4 Index of hydrocarbon mixture production before and after adjustment

改造后，工藝方案充分利用壓力能，無外加冷能，能耗低，效益較高。年耗電量為151.85×104kWh，年耗氣量為13.68×104m3，年均生產成本為385.04萬元。生產合格的天然氣產品19.54×104m3/d，生產混烴產品12.45 t/d，生產穩定凝析油68.49 t/d，年均產品收益為5 949.01萬元。

4 結束語

針對橋古集中處理站存在的問題，開展工藝調整改造研究，得到了以下經驗：

（1）結合生產規模、氣質特點，合理制定工藝方案和產品方案。針對橋古集中處理站天然氣處理能力不足、外輸氣質量不達標的問題，擴建天然氣處理裝置處理規模至20×104m3/d，采用干法脫硫工藝、注入乙二醇脫水抑制劑、J-T閥節流膨脹制冷脫烴工藝，生產合格的天然氣產品19.54×104m3/d，生產混烴產品12.45 t/d。

（2）結合凝析油氣特點、優化分離處理技術。針對橋古集中處理站凝析油蒸發損耗量大的問題，根據凝析油氣組分和水質特點，結合周邊凝析油穩定處理成熟技術，采用負壓穩定工藝，生產穩定凝析油68.49 t/d，減少蒸發損耗4 500 m3/d。