陳南翔 吳印強(qiáng) 蔣 洪

1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；

2.中國石油冀東油田分公司油氣集輸公司，河北 唐山 063200

0 前言

瑪河氣田天然氣處理站于2007 年投產(chǎn)，天然氣氣質(zhì)較富、輕微含硫，天然氣處理設(shè)計(jì)規(guī)模300×104m3/d，凝析油穩(wěn)定裝置設(shè)計(jì)處理量300 t/d， 采用注乙二醇防凍、J-T閥節(jié)流制冷、低溫分離工藝控制外輸氣烴、水露點(diǎn)，凝析油處理采用二級降壓閃蒸+提餾工藝。 其處理工藝能適應(yīng)氣田生產(chǎn)的基本需求，但瑪河氣田天然氣處理站還存在乙二醇再生系統(tǒng)設(shè)計(jì)不合理、凝析油余熱未能有效利用、富氣增壓直接外輸影響外輸干氣烴、水露點(diǎn)等問題，造成處理裝置能耗偏高、乙二醇和凝液損失量大。 為了實(shí)現(xiàn)氣田高效經(jīng)濟(jì)開發(fā)，降低瑪河氣田天然氣處理站裝置能耗和乙二醇損失，需要對現(xiàn)有處理工藝進(jìn)行改進(jìn)。

表1 瑪河氣田天然氣處理站設(shè)備運(yùn)行參數(shù)表

1 處理裝置流程

目前， 瑪河氣田天然氣處理站天然氣處理量260×104m3/d，凝析油處理量270 t/d，要求控制外輸天然氣的烴、水露點(diǎn)低于-5 ℃，設(shè)備主要運(yùn)行參數(shù)見表1。

圖1 瑪河氣田油氣處理裝置工藝流程

瑪河氣田油氣處理裝置工藝流程見圖1。 集氣單元來氣（8.9 MPa，23 ℃）依次通過段塞流捕集器和生產(chǎn)分離器，分離出的氣相進(jìn)入脫水脫烴單元，液相進(jìn)入凝析油穩(wěn)定單元。原料氣采用注乙二醇防凍、J-T 閥節(jié)流制冷控制外輸干氣烴、水露點(diǎn)，注醇位置在原料氣預(yù)冷前和J-T閥節(jié)流前。 低溫分離器出來的冷干氣分別與原料氣和穩(wěn)定凝析油換熱后外輸，分離出的醇烴液經(jīng)導(dǎo)熱油加熱后進(jìn)入液烴三相分離器。 液烴三相分離器分離出的氣相進(jìn)入富氣增壓單元，油相進(jìn)入凝析油穩(wěn)定單元，水相進(jìn)入乙二醇再生單元。 未穩(wěn)定凝析油經(jīng)兩級閃蒸和一級換熱后進(jìn)入凝析油穩(wěn)定塔穩(wěn)定，塔底的高溫穩(wěn)定凝析油依次與低溫未穩(wěn)定凝析油和外輸氣換熱后進(jìn)入凝析油儲罐，閃蒸氣和穩(wěn)定氣進(jìn)入富氣增壓單元增壓后外輸。 乙二醇再生單元的富液與高溫貧液換熱后進(jìn)入乙二醇再生塔再生， 塔底貧液換熱后進(jìn)入乙二醇貧液儲罐進(jìn)一步冷卻。

2 存在問題分析

通過對油氣處理裝置現(xiàn)有工藝流程及運(yùn)行工況進(jìn)行分析， 處理裝置主要存在乙二醇再生系統(tǒng)設(shè)計(jì)不合理、穩(wěn)定凝析油的高溫余熱未得到有效利用、富氣增壓后與干氣混和外輸流程設(shè)計(jì)不合理等技術(shù)問題。

2.1 乙二醇再生系統(tǒng)設(shè)計(jì)不合理

乙二醇再生單元流程見圖2，存在如下問題：

a） 乙二醇再生塔為只有提餾段而無精餾段的簡易分餾塔，無塔頂回流，富液采用塔頂進(jìn)料，進(jìn)塔后直接汽化，攜帶大量乙二醇出塔，造成乙二醇損失量大，并且污染環(huán)境。 根據(jù)處理裝置流程模擬結(jié)果，乙二醇的損失量為1.97 kg/h。

b）乙二醇富液進(jìn)塔前未設(shè)置過濾器，當(dāng)烴液、鹽類、固體碳及容器內(nèi)壁腐蝕雜質(zhì)等混入乙二醇后，會形成活性物質(zhì)造成乙二醇發(fā)泡［1］，影響乙二醇作為水合物抑制劑的性能，這必然導(dǎo)致所需乙二醇注入量增加，甚至引起水合物凍堵事故。

c） 目前乙二醇再生富液量僅為257.8 kg/h， 乙二醇再生塔內(nèi)液體負(fù)荷較小，不能有效潤濕填料表面，再生效率偏低。

d）乙二醇貧液出塔溫度為123.7 ℃，與富液換熱后溫度仍高達(dá)100.9 ℃，導(dǎo)致貧液進(jìn)注入泵溫度偏高，影響泵的壽命。 工藝要求乙二醇貧液的注入溫度須低于40.0 ℃，貧液在儲罐內(nèi)冷卻時(shí)間較長。

圖2 乙二醇再生單元流程圖

2.2 穩(wěn)定凝析油高溫余熱未能有效利用

從穩(wěn)定塔出來的高溫穩(wěn)定凝析油與一級閃蒸后的未穩(wěn)定凝析油換熱后再通過凝析油-外輸氣換熱器與外輸干氣換熱， 以便將其降溫至35.0 ℃進(jìn)入凝析油儲罐，但外輸氣進(jìn)入埋地管道后溫度與地層溫度一致， 造成495.9 kW 凝析油余熱被浪費(fèi)。 另一方面，未穩(wěn)定凝析油進(jìn)塔溫度偏低（僅45.6 ℃）導(dǎo)致凝析油穩(wěn)定塔能耗過高。

2.3 增壓后富氣去向設(shè)計(jì)不合理

由圖1 可知，當(dāng)富氣增壓后與干氣混和外輸時(shí)，由于富氣中含有較多的重組分，在壓縮機(jī)組中空冷后溫度偏高或是壓縮機(jī)出口分離器工況不穩(wěn)定、分離效果不理想時(shí)，富氣中重組分隨著外輸干氣直接外輸，嚴(yán)重影響外輸干氣的烴、水露點(diǎn)，可能導(dǎo)致烴、水露點(diǎn)不達(dá)標(biāo)。 另一方面， 富氣中C5及以上的組分是穩(wěn)定凝析油的重要組成，直接外輸將造成較大資源浪費(fèi)。

3 處理裝置工藝改進(jìn)

3.1 乙二醇再生系統(tǒng)改進(jìn)

針對乙二醇再生系統(tǒng)存在的問題， 分別對富液過濾、乙二醇再生塔結(jié)構(gòu)和貧液冷卻流程進(jìn)行改進(jìn)。 乙二醇富液進(jìn)再生塔前設(shè)置機(jī)械過濾器和活性炭過濾器，活性炭過濾器采用高機(jī)械強(qiáng)度的柱形活性炭，以防止活性炭粉化；在乙二醇再生塔頂設(shè)置換熱盤管，進(jìn)入乙二醇再生單元的富液首先進(jìn)入換熱盤管換熱，再從再生塔中部進(jìn)塔再生；乙二醇貧液出再生塔后設(shè)置空冷器，將高溫貧液空冷至50 ℃以下。

通過在再生塔前設(shè)置過濾器，可有效地防止乙二醇發(fā)泡，充分發(fā)揮抑制劑效能，避免凍堵事故發(fā)生；再生塔塔頂?shù)臍庀嗯c乙二醇富液換熱后，冷凝液利用自然位差回流， 有效地解決了乙二醇再生塔無塔頂回流的問題，減少了乙二醇再生損失，同時(shí)還避免單獨(dú)設(shè)置塔頂回流罐和貧富液換熱器，改進(jìn)后塔頂尾氣中非甲烷總烴含量低于大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定含量，可直接放空處理，簡化處理操作；塔底高溫乙二醇貧液利用空冷器空冷至50 ℃以下后進(jìn)入乙二醇貧液儲罐， 減少了對乙二醇注入泵的損害，并縮短了乙二醇冷卻時(shí)間。 改進(jìn)后乙二醇再生單元流程見圖3。

圖3 改進(jìn)后的乙二醇再生單元流程圖

目前乙二醇再生塔采用規(guī)格為D 219×6 mm 的填料塔，再生塔再生量很小，為保證填料良好的潤濕，塔體考慮換用鋼管，塔頂為方便安裝換熱盤管采用變徑結(jié)構(gòu)［2-3］。 對于小直徑塔器，規(guī)整式填料塔結(jié)構(gòu)簡單，對蒸汽壓力要求不高，投資較低，故乙二醇再生器設(shè)計(jì)精餾段宜采用規(guī)整式填料結(jié)構(gòu)，填料選用金屬板波紋規(guī)整填料更為合適［4-5］。 綜合考慮，填料采用250 Y 型金屬板波紋填料。

3.2 凝析油換熱流程改進(jìn)

將夾點(diǎn)分析技術(shù)［6-9］應(yīng)用在凝析油穩(wěn)定換熱網(wǎng)絡(luò)中，對凝析油換熱流程進(jìn)行改進(jìn)。改進(jìn)后的凝析油換熱流程見圖4，取消凝析油-外輸氣換熱器，保持二級閃蒸換熱器不變，增設(shè)三級閃蒸換熱器，將凝析油進(jìn)塔溫度由45.6 ℃提高到72.4 ℃；取消輕烴-導(dǎo)熱油換熱器原有的導(dǎo)熱油加熱，利用穩(wěn)定凝析油余熱將醇烴液加熱到50 ℃。改進(jìn)后流程合理回收了穩(wěn)定凝析油高溫余熱。

3.3 增壓富氣流程改進(jìn)

取消富氣直接外輸，將增壓后的富氣返回脫水脫烴單元，與節(jié)流后的原料氣混合，再進(jìn)入低溫分離器進(jìn)行氣液分離。 通過改進(jìn)增壓富氣流程，外輸干氣烴、水露點(diǎn)不再受到壓縮機(jī)組中空冷后溫度和壓縮機(jī)出口分離器分離效果的直接影響，可更加有效、穩(wěn)定地控制外輸干氣烴、水露點(diǎn)，回收干氣中較重組分。

圖4 改進(jìn)后的凝析油換熱流程圖

4 處理裝置改進(jìn)后的工藝參數(shù)

瑪河氣田天然氣處理站改造前后技術(shù)參數(shù)對照見表2。 通過對比分析可知，改進(jìn)乙二醇再生工藝后，每年可減少乙二醇損失15.55 t； 改進(jìn)凝析油換熱流程后，整個(gè)處理裝置熱負(fù)荷將降低318.78 kW，考慮導(dǎo)熱油熱效率和輸送過程中熱損失后，每年可節(jié)約燃料氣32.18×104m3，節(jié)能減排效果明顯；改進(jìn)增壓富氣流程后，凝析油增產(chǎn)231 t/a，雖然工藝計(jì)算中外輸干氣烴、水露點(diǎn)僅分別降低0.5、3.8 ℃，但外輸干氣烴、水露點(diǎn)不再受壓縮機(jī)組中空冷后溫度和壓縮機(jī)出口分離器分離效果直接影響，外輸干氣烴、水露點(diǎn)控制更加穩(wěn)定可靠。

表2 瑪河氣田天然氣處理站改造前后技術(shù)參數(shù)對照表

5 結(jié)論

針對瑪河氣田油氣處理裝置乙二醇再生系統(tǒng)設(shè)計(jì)不合理、乙二醇再生損失嚴(yán)重、凝析油余熱未能合理利用、增壓富氣直接外輸影響外輸干氣烴、水露點(diǎn)等問題，結(jié)合HYSYS 模擬以及處理裝置換熱網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行分析，得出結(jié)論：

a） 乙二醇富液進(jìn)再生塔前設(shè)置機(jī)械過濾器和活性炭過濾器，過濾掉其中機(jī)械雜質(zhì)，可有效防止乙二醇發(fā)泡；乙二醇再生塔頂設(shè)置換熱盤管后，提餾塔改為精餾塔，乙二醇富液做塔頂冷源，既能提高乙二醇進(jìn)塔溫度，避免單獨(dú)設(shè)置塔頂回流罐和貧富液換熱器，又能使塔頂蒸汽冷凝回流，減少乙二醇損失；高溫乙二醇貧液空冷至50 ℃左右后再進(jìn)入儲罐，既縮短了乙二醇貧液冷卻時(shí)間，又延長了注入泵使用壽命。

b）取消穩(wěn)定凝析油與外輸氣換熱后，將穩(wěn)定凝析油的余熱用于提高凝析油進(jìn)塔溫度和醇烴液分離溫度， 有利于降低處理裝置能耗，使穩(wěn)定凝析油余熱得到合理回收。

c）通過將增壓后的富氣返回節(jié)流注醇單元，既能有效、穩(wěn)定地控制外輸干氣烴、水露點(diǎn)，又可提高穩(wěn)定凝析油產(chǎn)量，增加經(jīng)濟(jì)效益。

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