凝析氣田外輸氣熱值不達(dá)標(biāo)原因分析和措施

張偉寧，王成帥

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司文昌油田群作業(yè)公司， 廣東 湛江 524057）

凝析氣田生產(chǎn)的氣體中含有大量丙烷、丁烷、戊烷和戊烷以上烴類，從天然氣中最大程度地回收液烴，其目的是使天然氣符合商品氣質(zhì)量指標(biāo)，滿足管輸氣質(zhì)量要求[1]。南海西部海域文昌氣田地質(zhì)構(gòu)造屬凝析氣田，脫烴系統(tǒng)選擇低溫脫烴工藝，利用JT（焦耳-湯姆遜）閥節(jié)流制冷，配合低溫分離器回收烴液。氣田投產(chǎn)后氣井重?zé)N組分含量偏高，原設(shè)計(jì)中高含CO2氣井產(chǎn)能不足，脫烴系統(tǒng)投產(chǎn)運(yùn)行后，產(chǎn)品氣熱值超標(biāo)，不能滿足用戶合同要求，對(duì)下游用戶造成了一定影響。針對(duì)該脫烴工藝進(jìn)行分析研究，找出原因并提出解決方案。

1 文昌氣田工藝處理系統(tǒng)

文昌9-2/9-3平臺(tái)除處理本平臺(tái)生產(chǎn)井物流外，還接收文昌10-3水下井口的氣液混合物。文昌9-2/9-3平臺(tái)高壓井進(jìn)入高壓分離器（操作壓力9150kPa）氣液兩相分離后，氣相直接進(jìn)入水露點(diǎn)控制單元，液相進(jìn)入低壓分離器（操作壓力1750kPa）降壓穩(wěn)定。文昌9-2/9-3平臺(tái)低壓井進(jìn)入低壓分離器氣液兩相分離（操作壓力1750kPa），文昌10-3水下井口進(jìn)入段塞流補(bǔ)集器氣液兩相分離（操作壓力1750kPa），氣相進(jìn)入濕氣壓縮機(jī)兩級(jí)增壓后進(jìn)入水露點(diǎn)控制單元，液相進(jìn)入凝析油緩沖罐（操作壓力100kPa）進(jìn)行降壓穩(wěn)定。閃蒸氣通過(guò)低壓螺桿壓縮機(jī)回收可進(jìn)入低壓往復(fù)壓縮機(jī)或濕氣壓縮機(jī)增壓進(jìn)入水露點(diǎn)控制單元。

高壓天然氣經(jīng)水露點(diǎn)處理合格后（＜6bl/mmscf），經(jīng)過(guò)氣氣換熱器換熱，通過(guò)JT閥節(jié)流降溫后進(jìn)入低溫分離器進(jìn)行脫烴，脫烴后干氣與未脫烴干氣換熱后增壓外輸。

圖1 文昌氣田工藝處理系統(tǒng)流程圖

2 低溫脫烴工藝

在海上采氣技術(shù)中，天然氣重?zé)N成分的脫除常采用低溫方法，實(shí)際流程主要包括制冷部分（JT閥或丙烷制冷系統(tǒng)）、低溫氣／高溫氣熱交換器、低溫分離器。對(duì)只作低溫分離的處理來(lái)說(shuō)，烴露點(diǎn)控制過(guò)低會(huì)影響氣田的收入，同時(shí)也加大處理的難度；氣體的烴露點(diǎn)過(guò)高又容易使成品氣規(guī)格超標(biāo)，所以把低溫分離器控制在最優(yōu)點(diǎn)是操作的要點(diǎn)。在整個(gè)烴露點(diǎn)控制的設(shè)計(jì)和操作過(guò)程中，一直要以烴露點(diǎn)的相態(tài)圖為指導(dǎo)[2]。

3 低溫分離器參數(shù)調(diào)整

3.1 天然氣熱值逼近合同指標(biāo)上限

2019年2月，文昌9-2/9-3平臺(tái)低壓回收氣系統(tǒng)投用。同年7月，文昌9-2/9-3平臺(tái)3口調(diào)整井陸續(xù)開(kāi)井生產(chǎn)。低溫分離器處于原工作點(diǎn)（4.9MPa，-12.5℃）情況下，外輸氣出現(xiàn)熱值和烴露點(diǎn)偏高的情況，接近外輸氣交付指標(biāo)，存在違約風(fēng)險(xiǎn)。

圖2 低溫分離器的工作相態(tài)圖

表1 文昌氣田的天然氣交付規(guī)格

表2 文昌9-2/9-3平臺(tái)外輸天然氣組分分析

相對(duì)密度 0.7299 0.7542 0.7516計(jì)算熱值 1091 1084 1090沃泊指數(shù) 53.5 52.3 52.7

3.2 反凝析現(xiàn)象

天然氣在等溫過(guò)程中降低壓力或者在等壓過(guò)程中升高溫度引起烴類蒸汽液化凝析的現(xiàn)象稱為天然氣反凝析現(xiàn)象。反凝析現(xiàn)象廣泛存在于兩組分以上的多組分體系中。

由圖3可看出，由泡點(diǎn)線、臨界點(diǎn)C和露點(diǎn)線構(gòu)成的曲線位置取決于體系組成和各組分的蒸氣壓線。在壓力高于臨界壓力pc時(shí)仍有飽和蒸氣存在，直到最高壓力點(diǎn)N為止。點(diǎn)N的壓力pn是曲線上氣、液能夠平衡共存的最高壓力，稱為臨界冷凝壓力。在溫度高于臨界溫度Tc時(shí)仍有飽和液體存在，到M點(diǎn)達(dá)到最大值，溫度TM是氣、液能夠平衡共存的最高溫度，稱為臨界冷凝溫度。圖3中的臨界點(diǎn)C、臨界冷凝溫度點(diǎn)M和臨界冷凝壓力點(diǎn)N不重合，它們?nèi)Q于物系中的組分和各自的含量[3]。

由于這一特征的存在，在臨界點(diǎn)附近區(qū)域出現(xiàn)了反凝析現(xiàn)象。即在臨界點(diǎn)附近的區(qū)域內(nèi)，等壓下升高溫度會(huì)使蒸氣冷凝（見(jiàn)線段LK），等溫下降低壓力可以析出液體（見(jiàn)線段JH）。

圖3 兩組分物系氣液平衡圖

3.2 參數(shù)調(diào)整

為確定低溫分離器脫烴后天然氣臨界溫度對(duì)應(yīng)的壓力，對(duì)脫烴后天然氣進(jìn)行不同壓力下的烴露點(diǎn)測(cè)試。

圖4 低溫分離器脫烴天然氣烴露點(diǎn)

為了有效降低熱值和烴露點(diǎn)，需根據(jù)天然氣PT相態(tài)圖優(yōu)化低溫分離器工作點(diǎn)。通過(guò)相態(tài)圖可以看到，通過(guò)降低工作溫度可以降低脫烴后天然氣的臨界烴露點(diǎn)，進(jìn)而降低天然氣的熱值，但根據(jù)低溫分離器設(shè)計(jì)文件-12.5℃已是低溫分離器正常工作的最低溫度，繼續(xù)降低溫度，將不能滿足低溫分離器結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的要求。通過(guò)測(cè)試確定，在目前工況下，脫烴后天然氣在臨界溫度下的對(duì)應(yīng)壓力為4.55-4.65MPa?？筛鶕?jù)天然氣的反凝析現(xiàn)象，降低低溫分離器壓力，進(jìn)而冷凝出更多的重?zé)N，降低脫烴天然氣的烴露點(diǎn)和熱值。

但是，降低低溫分離器的工作壓力將導(dǎo)致低溫分離器下游干氣壓縮機(jī)入口壓力降低，減小干氣壓縮機(jī)的額定外輸氣量。經(jīng)計(jì)算，當(dāng)交付天然氣少于136萬(wàn)立方米/天，可將低溫分離器降壓至不低于4.55MPa工作。當(dāng)交付天然氣少于139萬(wàn)立方米/天，可將低溫分離器降壓至不低于4.65MPa工作。

表3 干氣壓縮機(jī)最大排量計(jì)算

此外，低溫分離器脫烴后天然氣在工作壓力（4.9MPa）下測(cè)試烴露點(diǎn)為0.39℃，與低溫分離器工作溫度-12.5℃相差較大，說(shuō)明可能存在氣液攜帶，捕霧器工作不正常[4]。

4 脫水前海水冷卻器滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)分析與措施

文昌9-2/9-3平臺(tái)三甘醇脫水系統(tǒng)入口，設(shè)置一臺(tái)800kW海水冷卻器。在三甘醇脫水系統(tǒng)中，接觸塔入口氣溫度應(yīng)高于水化物形成的溫度，并應(yīng)總是高于10℃。若低于10℃，三甘醇會(huì)變稠；低于15.6-21.1℃，三甘醇會(huì)同氣體中的液體烴類形成穩(wěn)定的乳化液，并在接觸塔內(nèi)導(dǎo)致發(fā)泡。不過(guò)入口氣溫度超過(guò)48.9℃，將導(dǎo)致三甘醇損失增大。一般設(shè)計(jì)三甘醇裝置的入口氣溫度在26.6-43.3℃之間。

文昌9-2/9-3平臺(tái)三甘醇接觸塔天然氣入口溫度設(shè)點(diǎn)35℃，但為了降低溫度進(jìn)而提高下游脫烴系統(tǒng)處理效果，下調(diào)溫度設(shè)點(diǎn)至30℃并穩(wěn)定運(yùn)行。調(diào)整井投產(chǎn)后，由于產(chǎn)氣量增大，高溫井增多，海水冷卻器滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)仍然不能滿足30℃設(shè)點(diǎn)的要求，下游脫烴系統(tǒng)運(yùn)行受到影響。

表4 文昌氣田目前生產(chǎn)情況

經(jīng)過(guò)分析，如果將WC9-2-A1H導(dǎo)入低壓分離器，將有效降低高壓分離器的溫度，進(jìn)而降低海水冷卻器的負(fù)荷。

表5 WC9-2-A1H導(dǎo)入低壓生產(chǎn)流程后生產(chǎn)情況

經(jīng)過(guò)模擬計(jì)算，如果將WC9-2-A1H導(dǎo)入低壓分離器，進(jìn)入海水冷卻器進(jìn)口的天然氣溫度明顯下降，將有效降低海水冷卻器的負(fù)荷。

表6 海水冷卻器天然氣入口溫度模擬計(jì)算

海水冷卻器額定換熱功率800kW，經(jīng)計(jì)算，將海水壓力由設(shè)計(jì)壓力700kPa調(diào)整至760kPa后，可以在不改造設(shè)備的情況下，滿足海水冷卻器（設(shè)計(jì)壓力1200kPa）885kW功率要求，保障天然氣冷卻后溫度達(dá)到30℃。

表7 海水冷卻器參數(shù)調(diào)整對(duì)比

調(diào)整后，單臺(tái)濕氣壓縮機(jī)排氣量55萬(wàn)方/天與其額定排量56萬(wàn)方/天較為接近，低壓天然氣生產(chǎn)波動(dòng)和啟動(dòng)低壓螺桿壓縮機(jī)后，將不能滿足生產(chǎn)要求，可啟動(dòng)低壓往復(fù)壓縮機(jī)（額定排量7.2萬(wàn)方/天）與濕氣壓縮機(jī)并聯(lián)運(yùn)行，需要將低壓往復(fù)壓縮機(jī)進(jìn)口的單向閥更換為短節(jié)。

5 低溫分離器運(yùn)行情況分析

5.1 低溫分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)和技術(shù)參數(shù)

低溫分離是利用天然氣中的氣態(tài)烴隨溫度的降低逐漸液化，然后將凝析出的液體分離的方法。該方法是通過(guò)控制分離溫度，使天然氣中較重的烴類液化析出，然后分離脫除。其步驟主要分為降溫和分離。經(jīng)過(guò)冷卻后的天然氣、重?zé)N成分已凝析成液體，低溫分離器的任務(wù)就是把這些液體分離出來(lái)。常見(jiàn)的低溫分離器多為立式重力分離器。

氣體在低溫分離器內(nèi)的滯留時(shí)間、操作溫度和操作壓力是設(shè)計(jì)和操作重要參數(shù)[5]。氣體出口的過(guò)濾器（或霧沫捕集器）的效率也是設(shè)計(jì)和安裝的關(guān)鍵之一。經(jīng)測(cè)算，文昌9-2/9-3平臺(tái)低溫分離器處理液量已超過(guò)捕霧器處理能力，會(huì)存在烴類液體被帶到下游的可能，從而導(dǎo)致分離效果不佳。

5.2 實(shí)測(cè)組分分析

從表9對(duì)比數(shù)據(jù)中可以看出，產(chǎn)品氣組分中C5+脫除效率約70%。

圖5 文昌9-2/9-3平臺(tái)低溫分離器內(nèi)部結(jié)構(gòu)

表8 低溫分離器運(yùn)行參數(shù)對(duì)比

表9 低溫分離前后組分對(duì)比

nierogen 0.1011 0.1727相對(duì)密度 0.7636 0.7182熱值 43.23 40.53華泊指數(shù) 56.60 54.61高位熱值 1183 1104

通過(guò)查詢低溫分離器技術(shù)資料，目前在用的捕霧器對(duì)于3.7μm液滴脫除效率為90%，提高捕霧器效率能夠有效脫出小液滴，降低天然氣的熱值和烴露點(diǎn)。

表10 在用低溫分離器捕霧器分離效率

6 總結(jié)

凝析氣田含重組分較多的天然氣處理過(guò)程中，在低溫分離溫度不變的情況下，將低溫分離器壓力設(shè)置在臨界溫度對(duì)應(yīng)的壓力附近，可利用反凝析現(xiàn)象，降低處理后天然氣的熱值和烴露點(diǎn)。對(duì)于低溫分離工藝，海水冷卻量的不足可利用高壓生產(chǎn)井節(jié)流降溫和增壓設(shè)備二次增壓滿足脫烴要求。由于設(shè)計(jì)工況與實(shí)際生產(chǎn)存在差異，選擇合理的高效捕霧器分離效果較好，確保最終出廠的天然氣熱值和烴露點(diǎn)合格。

◆參考文獻(xiàn)

[1] 馬國(guó)光，董文浩，馬俊杰，等. 凝析氣田外輸氣烴露點(diǎn)控制方法研究[J].石油與天然氣化工，2015，44(3)：19-22.

[2] 張鈞.海上采油工程手冊(cè)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2001.

[3] 郭景洲. 反凝析現(xiàn)象在降低外輸天然氣烴露點(diǎn)中的應(yīng)用[J].油氣田地面工程，2011，30(5)：49-50.

[4] 杜通林，肖春田，程林. 天然氣脫烴裝置烴露點(diǎn)不合格原因分析及整改[J].天然氣與石油，2015，33(6)：25-29.

[5] 申雷昆，蔣洪. 天然氣烴水露點(diǎn)控制問(wèn)題探討[J].石油化工應(yīng)用，2017，36(4)：136-140.