趙建龍，杜文文，王 飛，黨紅星

（新疆石油勘察設(shè)計(jì)研究院（有限公司），新疆 克拉瑪依 834000）

1 存在問(wèn)題

目前陸梁油田集中處理站建有油田伴生氣處理裝置和氣田氣處理裝置各1 套。其中，油田伴生氣處理裝置于2002 年9 月建成投產(chǎn)，設(shè)計(jì)規(guī)模15×104Nm3·d-1，采用壓縮機(jī)增壓、三甘醇脫水的處理工藝，外輸氣設(shè)計(jì)壓力5.8MPa。目前實(shí)際處理規(guī)模12×104Nm3·d-1，外輸壓力3.4MPa。氣田氣處理裝置在2012 年后，因氣井壓力降低，產(chǎn)量逐年下降，滿足不了裝置最低運(yùn)行工況，裝置最終于2012 年停產(chǎn)至今。

水露點(diǎn)是指氣體在一定壓力下析出第一滴液態(tài)水時(shí)的溫度，若天然氣在管道輸送過(guò)程有液態(tài)水出現(xiàn)，則會(huì)加大管道內(nèi)壁的腐蝕，并且易生成水合物而導(dǎo)致輸氣管道或設(shè)備堵塞[1]。根據(jù)《天然氣》（GB 17820-2012）要求：在輸送條件下，當(dāng)管道管頂埋地溫度為0℃時(shí)，水露點(diǎn)應(yīng)不高于-5℃[2]。根據(jù)新疆油田分公司實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院提供的檢測(cè)報(bào)告，目前經(jīng)處理后的外輸氣水露點(diǎn)為27.4℃，水露點(diǎn)不達(dá)標(biāo)，因此需要采取相應(yīng)的措施解決這一問(wèn)題。

2 原因分析

2.1 三甘醇脫水裝置現(xiàn)狀

陸梁伴生氣處理裝置有1 套三甘醇脫水裝置，設(shè)計(jì)處理規(guī)模為15×104Nm3·d-1?，F(xiàn)經(jīng)三甘醇脫水裝置后的外輸氣水露點(diǎn)不合格，出口溫度為35℃，壓力為3.8MPa，露點(diǎn)為27.4℃，且三甘醇脫水橇內(nèi)閃蒸罐腐蝕穿孔比較嚴(yán)重。

2.2 脫水深度分析

用Hysys 軟件對(duì)三甘醇脫水橇廠家技術(shù)建議書(shū)中的設(shè)計(jì)工況和實(shí)際工況進(jìn)行模擬，主要參數(shù)對(duì)比見(jiàn)表1。

表1 主要參數(shù)對(duì)比表

實(shí)際工況下外輸氣水露點(diǎn)不合格，主要從6 個(gè)方面分析影響脫水深度的原因：①進(jìn)氣組分；②進(jìn)氣溫度；③進(jìn)氣壓力；④貧三甘醇的注入量；⑤貧三甘醇的注入濃度；⑥再生塔的溫度。

2.2.1 伴生氣組分對(duì)比

原設(shè)計(jì)伴生氣組分和目前實(shí)際檢測(cè)組分對(duì)比見(jiàn)表2。由表2 分析可知， 目前實(shí)際檢測(cè)組分的甲烷含量比原設(shè)計(jì)伴生氣組分的甲烷含量高，現(xiàn)組分所含的飽和水比原組分所含的飽和水少，因此進(jìn)氣組分不是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素。

表2 伴生氣組分對(duì)比表

2.2.2 進(jìn)氣溫度

表3 是不同進(jìn)氣溫度下水露點(diǎn)對(duì)照表。由表3分析可知，在恒定壓力下，進(jìn)氣溫度越高，氣體所含的飽和水也越高，水露點(diǎn)就越高?？膳袛噙M(jìn)氣溫度是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素之一。操作時(shí)，進(jìn)氣溫度應(yīng)保持在15 40℃之間。若此溫度過(guò)低，吸收塔塔板上的三甘醇黏度增大，塔板效率下降，壓降增大，三甘醇的損耗量增大。若此溫度過(guò)高，天然氣中的含水量將增大，需提高貧三甘醇的濃度才能滿足脫水工藝要求，天然氣溫度過(guò)高還會(huì)增加三甘醇的氣化損失。

表3 不同進(jìn)氣溫度下水露點(diǎn)對(duì)照表

2.2.3 進(jìn)氣壓力

表4 是不同進(jìn)氣壓力下水露點(diǎn)及分離器出口含水量對(duì)比表。由表4 可知，在恒定的溫度下，隨著進(jìn)氣壓力降低，水露點(diǎn)在一定范圍內(nèi)有所升高，其原因是壓力降低后，壓縮機(jī)出口分離器分離出的游離水減少，天然氣中的飽和含水量增加。由此可判斷，進(jìn)氣壓力不是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素。

表4 不同進(jìn)氣壓力下水露點(diǎn)及分離器出口含水量對(duì)比表

2.2.4 貧三甘醇的注入量

表5 是不同貧三甘醇注入量下水露點(diǎn)對(duì)比表。由表5 可知，在進(jìn)氣溫度、壓力、組分、貧三甘醇的濃度、實(shí)際塔板數(shù)一定的情況下，隨著三甘醇的注入量增加，水露點(diǎn)降低，但是一味地增加TEG 的循環(huán)量不能提高露點(diǎn)降。由此可判斷，三甘醇的注入量是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素之一。

表5 不同貧三甘醇注入量下水露點(diǎn)對(duì)比表

2.2.5 貧三甘醇的注入濃度

表6 是不同貧三甘醇注入濃度下水露點(diǎn)對(duì)比表。由表6 可知，在進(jìn)氣溫度、壓力、組分、貧三甘醇的注入量、實(shí)際塔板數(shù)一定的情況下，TEG 濃度越大，則水露點(diǎn)越低。如果進(jìn)塔的濕飽和氣溫度一定，干氣的露點(diǎn)溫度根據(jù)設(shè)計(jì)也已確定，就決定了必須的貧TEG 濃度。三甘醇脫水主要是以露點(diǎn)降為主，注入濃度越高，露點(diǎn)降越大，所以注入濃度是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素之一。

表6 不同貧三甘醇注入濃度下水露點(diǎn)對(duì)比表

2.2.6 再生溫度

表7 是不同再生溫度下水露點(diǎn)的對(duì)比表。根據(jù)表7 分析，當(dāng)其他條件不變，再生塔溫度升高，水露點(diǎn)會(huì)降低，其原因是再生溫度升高，TEG 濃度升高。原設(shè)計(jì)的再生溫度與實(shí)際溫度相差不大，所以再生溫度是影響三甘醇濃度的主要因素，而不是影響本套三甘醇脫水裝置脫水深度的主要因素。

表7 不同再生溫度下水露點(diǎn)對(duì)比表

綜上所述，在富三甘醇濃度偏低的情況下，再生出來(lái)的貧三甘醇濃度為96.97%，表明三甘醇脫水裝置再生系統(tǒng)能繼續(xù)使用。影響本套三甘醇脫水裝置的主要因素是吸收塔的操作條件，即三甘醇貧液的注入量、濃度以及進(jìn)氣溫度，可以通過(guò)改變吸收塔的操作條件，使外輸氣的水露點(diǎn)達(dá)標(biāo)。

3 解決方案

為解決陸梁伴生氣處理站外輸氣水露點(diǎn)不合格的現(xiàn)狀，根據(jù)處理站實(shí)際情況，考慮以下兩個(gè)方案：方案一：加注乙二醇防凍、丙烷制冷的處理工藝；方案二：三甘醇脫水、丙烷制冷的處理工藝。

3.1 方案一：加注乙二醇防凍+丙烷制冷處理工藝

3.1.1 脫水工藝

考慮到氣田氣處理站已建有1 套注乙二醇泵及再生系統(tǒng)，因此推薦在陸梁集中處理站內(nèi)采用加注乙二醇防凍+丙烷制冷的處理工藝，使外輸氣露點(diǎn)達(dá)標(biāo)。將乙二醇富液輸送至氣田氣處理站進(jìn)行再生，氣田氣處理站中的液烴分離單元、乙二醇再生單元、注醇泵橇單元、熱煤爐單元、原料氣單元均可利用。

3.1.2 工藝流程

1）氣相工藝流程

油田伴生氣（0.25MPa，25℃）進(jìn)入壓縮機(jī)進(jìn)口分離器進(jìn)行分離，分離后氣相進(jìn)入壓縮機(jī)增壓至4MPa，經(jīng)空冷器冷卻至45℃后進(jìn)入壓縮機(jī)出口分離器分離，氣相注入24.86kg·h-1乙二醇去氣氣換熱器進(jìn)行預(yù)冷，溫度降至0 10℃，預(yù)冷后天然氣先進(jìn)入一級(jí)低溫分離器進(jìn)行分離，分離出的氣相注入4.75kg·h-1乙二醇后進(jìn)入丙烷蒸發(fā)器降溫，溫度降至-15℃，進(jìn)入二級(jí)低溫分離器進(jìn)行氣液分離，分出的天然氣去氣氣換熱器復(fù)熱，溫度升為33℃后計(jì)量外輸。

2）液相工藝流程

壓縮機(jī)進(jìn)出口分離器的烴液、一級(jí)低溫分離器來(lái)的油相及二級(jí)低溫分離器油相混合后，進(jìn)入輕油緩沖罐。一級(jí)低溫分離器來(lái)的水相與二級(jí)低溫分離器水相混合后進(jìn)入已建氣田氣處理站的液烴分離器，分離出的氣相進(jìn)入伴生氣處理裝置，油相進(jìn)入液烴區(qū)緩沖罐，水相進(jìn)入乙二醇再生裝置進(jìn)行再生。

3.2 方案二：三甘醇脫水＋丙烷制冷處理工藝

陸梁集中處理站的設(shè)計(jì)處理規(guī)模為15×104Nm3·d-1，可以滿足所有陸梁伴生氣的處理任務(wù)，已建三甘醇脫水撬、分離器等設(shè)備均可利用，故本方案先經(jīng)過(guò)三甘醇脫水后再進(jìn)行丙烷制冷處理，使處理后的烴、水露點(diǎn)合格后外輸。

3.2.1 脫水工藝

影響本套三甘醇脫水裝置的主要因素是吸收塔的操作條件，即三甘醇貧液的注入量、濃度、進(jìn)氣溫度。用Hysys 模擬后調(diào)整三甘醇脫水裝置的操作參數(shù)，可以達(dá)到外輸氣水露點(diǎn)的輸送要求，并將腐蝕嚴(yán)重的三甘醇閃蒸罐進(jìn)行更換。

三甘醇貧、富液濃度檢測(cè)報(bào)告指出，目前貧三甘醇的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為96.97%，富三甘醇的濃度為69.85%。三甘醇脫水裝置的進(jìn)出天然氣水露點(diǎn)檢測(cè)分析報(bào)告指出，目前進(jìn)氣時(shí)的露點(diǎn)為35.7℃，出氣時(shí)的露點(diǎn)為27.4℃。根據(jù)Hysys 模擬來(lái)看，三甘醇富液的濃度為86%左右，但現(xiàn)在檢驗(yàn)出來(lái)富三甘醇的濃度為69.85%。出現(xiàn)這一現(xiàn)象的原因分析如下：

1）結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)的設(shè)備分析，由于壓縮機(jī)分離器的脫水效果不好，直接導(dǎo)致進(jìn)三甘醇脫水裝置的游離水含量增多，富三甘醇的濃度變低。

2）注醇泵目前密封不好，貧三甘醇達(dá)不到設(shè)計(jì)時(shí)的注入量，導(dǎo)致富三甘醇濃度比較低。

根據(jù)上述分析，為使外輸氣水露點(diǎn)達(dá)標(biāo)，只需要改變?nèi)蚀济撍b置的操作條件。將進(jìn)氣溫度先降低至15 25℃，換熱后再用立式分離器將氣液分離，氣體進(jìn)入三甘醇脫水裝置，建議貧三甘醇的濃度為99.5%，注入量為0.2208m3·h-1，再生溫度為202℃，氣提氣為1.307kg·h-1，可滿足外輸氣的水露點(diǎn)為-14.69℃，符合管道輸送水露點(diǎn)的要求。圖1為三甘醇脫水裝置出口天然氣的物性包絡(luò)線圖。

圖1 天然氣物性包絡(luò)線圖

3.2.2 工藝流程

進(jìn)行改造后新增加了進(jìn)站換熱器、生產(chǎn)分離器、氣氣換熱器、丙烷制冷撬以及低溫分離器，改造后工藝流程簡(jiǎn)述如下。

1）氣相工藝流程

油田伴生氣（0.25MPa，25℃）進(jìn)入壓縮機(jī)進(jìn)口分離器進(jìn)行分離，分離后氣相進(jìn)入壓縮機(jī)增壓至4MPa，經(jīng)空冷器冷卻至45℃后進(jìn)入壓縮機(jī)出口分離器分離，分離后氣相進(jìn)入進(jìn)站換熱器，與低溫氣換熱至20 27℃后進(jìn)入生產(chǎn)分離器分離，分離后氣相去精濾分離器除塵后，再進(jìn)入三甘醇脫水橇進(jìn)行脫水，脫水后的氣體經(jīng)氣氣換熱器降溫至5℃左右，分離后的氣相進(jìn)入一級(jí)低溫分離器分離后去丙烷制冷裝置制冷，降溫至-10℃左右，降溫后氣體進(jìn)入二級(jí)低溫分離器進(jìn)行氣液分離氣相去氣氣換熱器復(fù)熱，溫度升到-5℃左右，再和進(jìn)站換熱器進(jìn)行復(fù)熱，溫度升到30℃左右進(jìn)行外輸。

2）液相工藝流程

壓縮機(jī)進(jìn)出口分離器、生產(chǎn)分離器、精濾分離器分出的烴液與低溫分離器分出的烴液和水，混合排入輕油緩沖罐。

4 方案分析

方案比選見(jiàn)表7。從技術(shù)角度講，方案一、二都能滿足要求；方案二存在改造后產(chǎn)品不合格的風(fēng)險(xiǎn)；從工程投資、施工方面考慮，方案二優(yōu)于方案一。

表7 方案比選表

5 總結(jié)

目前，很多處理站都存在與陸梁集中處理站類似的問(wèn)題，即外輸氣水露點(diǎn)不達(dá)標(biāo)。通過(guò)研究分析，采取加注乙二醇防凍＋丙烷制冷處理工藝可較好地解決這一問(wèn)題，前提是處理站已建有1 套注乙二醇泵及再生系統(tǒng)。若處理站已有三甘醇脫水裝置，亦可采用三甘醇脫水＋丙烷制冷處理工藝。采取何種工藝降低天然氣水露點(diǎn)，還需根據(jù)各處理站實(shí)際情況，從經(jīng)濟(jì)、施工角度選取最優(yōu)方案。

[1] 向波，曲月.氣田外輸天然氣水露點(diǎn)確定研討[J].天然氣與石油，2005，23（4）：15-19.

[2] GB 17820-2012，天然氣[S].

[3] 王遇冬.天然氣處理原理與工藝[M].北京：中國(guó)石化出版社，2011.