油田伴生气凝液回收工艺改进研究①

乔在朋 蒋洪 牛瑞 陈倩

西南石油大学石油与天然气工程学院

油田伴生气凝液回收工艺改进研究①

乔在朋 蒋洪 牛瑞 陈倩

西南石油大学石油与天然气工程学院

摘要油田伴生气气质富、压力低，普遍采用直接换热工艺回收丙烷及丙烷以上重烃，存在系统冷量利用不合理、气质适应性差、系统能耗高等问题。以某油田油气处理厂装置为例，以提高装置整体经济效益为目标，提出了工艺改进方案。改进工艺采用两级分离方式，脱乙烷塔塔顶增设回流罐，降低重接触塔塔顶进料中丙烷含量，增强重接触塔的吸收作用，提高丙烷收率；应用夹点理论设计冷箱的换热网络，提高系统的冷热集成度和冷量利用率，冷箱改进后，脱乙烷塔塔底重沸器负荷降低189 kW，降幅12.9%，丙烷制冷压缩机负荷减小142.8 kW，冷量利用更加合理。工艺改进后装置丙烷收率和液化石油气产量得到了大幅提高，装置总体能耗变化不大，改进工艺每年可提高装置经济收益1 797万元，经济效益可观，建议在类似工况条件下推广应用。

关键词油田伴生气工艺改进冷量利用换热网络丙烷回收

油田伴生气具有压力偏低、丙烷及以上重烃组分偏高的特点，回收利用价值高，其凝液回收工艺以直接换热工艺(Direct Heat Exchange，DHX)为主，DHX工艺是加拿大埃索资源公司(Esso Resources Canada Ltd.)于1984年首先提出并在Judy Creek装置上得以实践的处理工艺[1]。目前，该工艺在国内得到广泛应用[2-4]，但存在系统冷量利用不合理、气质适应性差、系统能耗高等问题。亟需开发一种适用于油田伴生气凝液回收的高效流程，改善系统换热网络，降低系统能耗，提高装置丙烷回收率[5-6]，实现油田伴生气凝液回收装置的高效、经济运行。

1典型油田伴生气DHX工艺流程

国内某代表性油田油气处理装置DHX工艺流程如图1所示，其工艺的凝液回收路线为：原料气→压缩脱水→低温分离→膨胀机制冷→重接触塔→分馏→产品。DHX工艺的关键是脱乙烷塔塔顶气相预冷节流后进入重接触塔充当吸收剂和制冷剂，甲烷和乙烷混合物在塔内逐级绝热闪蒸气化制冷，同时丙烷及以上组分逐级被冷凝吸收[7]。

2凝液回收工艺存在问题分析

现以该油田油气处理装置为例，分析常规DHX工艺存在的问题。原料气处理量100×104m3/d，进气压力(绝压)0.25 MPa，进料温度30 ℃，增压单元增压至3.6 MPa，重接触塔、脱乙烷塔、脱丁烷塔操作压力分别为1.4 MPa、2.0 MPa、1.45 MPa，原料气组成如表1所示。

表1 原料气组成(干基)Table1 Feedgascomposition(drybasis)组分C1C2C3i-C4n-C4i-C5n-C5摩尔分数/%67.7679.2728.7033.1544.9071.6351.394组分C6C7C8C9C10N2CO2摩尔分数/%0.9080.4470.1370.0180.0010.1481.509

2.1系统冷量利用不合理

油田伴生气气质中重烃组分偏高，冷凝分离需要更多冷量。常规处理工艺中，重接触塔塔底液相温度(-68.5 ℃)很低，直接进入脱乙烷塔顶部，导致脱乙烷塔塔顶出口气相温度偏高(-8 ℃)，不仅浪费掉低温位的冷量，还增加了脱乙烷塔塔底重沸器的负荷；脱乙烷塔塔顶冷箱Ⅱ的最小夹点温度11.28 ℃，重接触塔塔顶气相冷量未有效回收。由此可见，常规工艺流程系统冷量利用不合理，耗费大量的冷、热公用工程。

2.2丙烷收率有待进一步提高

根据气液两相平衡理论，对重接触塔塔板上气液两相中丙烷含量进行分析研究，经模拟得到每块塔板上气液两相中丙烷质量流量如图2所示。由图2看出，液相中丙烷质量流量随塔板序列增大而不断升高，反映了丙烷逐级被冷凝吸收的过程，丙烷在重接触塔塔顶气相中损失了500 kg/h，并从第二块塔板开始流量逐渐增大，说明重接触塔的重吸收作用没达到应有的效果，丙烷收率限制在90%左右，要提高装置丙烷收率且避免能耗的大幅增加，必须增强重接触塔的重吸收作用[8]。

3油田伴生气凝液回收工艺改进研究

以提高装置整体经济效益为目标，对现有工艺进行工艺流程改进，增强重接触塔的重吸收作用，提高丙烷收率，应用能量集成技术对系统冷箱换热网络进行优化设计，提高系统自身能量利用率，降低系统能耗。具体内容如下：

(1) 针对气质较富的油田伴生气采用逐级冷凝、逐级分离的两级分离方式进行冷凝分离，降低丙烷制冷的冷量消耗、提高冷凝深度，以最少的冷量消耗冷凝出最多的重烃。

(2) 在脱乙烷塔塔顶增设丙烷制冷+塔顶回流罐，降低脱乙烷塔塔顶气温度后，分离出气液两相并分别进入重接触塔和脱乙烷塔。

(3) 对系统换热网络进行冷热集成，所有的换热过程均在一个冷箱中完成，提高系统自身能量的利用率，降低系统能耗。

改进后工艺流程如图3所示，改进流程主要工艺参数见表2。原料气经增压单元增压后(3.6 MPa)，进行分子筛深度脱水，制冷单元以膨胀机制冷为主、丙烷制冷为辅的制冷方式，应用两级分离最大限度地将重组分冷凝分离，重接触塔塔底液相经冷箱换热后进入脱乙烷塔塔底，脱乙烷塔塔顶气相过冷后进入回流罐分离气液两相，引出液相作为脱乙烷塔塔顶回流，全部气相进入重接触塔，作为重接触塔的吸收剂。

表2 油田伴生气改进工艺主要参数Table2 Mainprocessparametersoftheimprovedscheme设备项目原流程改进流程原料气处理量/(104m3·d-1)压力/kPa温度/℃10025030一级低温分离器压力/kPa温度/℃--34003.1二级低温分离器温度/℃-30-33.0膨胀机出口温度/℃-64.2-64.9重接触塔压力/kPa塔顶进料温度/℃1400-58.11400-76.0脱乙烷塔操作压力/kPa20002000第一股进料温度/℃-67.7-36.6第二股进料温度/℃23.01.0第三股进料温度/℃-32.8塔底出料温度/℃84.183.5脱丁烷塔操作压力/kPa塔底出料温度/℃1450141.61450141.6

3.1两级分离降低丙烷预冷量

采用两级冷凝分离的主要任务是以最少的冷量消耗冷凝出最多的凝液，分离器位置不同会影响分离效果。因此，对分离器位置进行了比选，同时评价分离效果。二级分离器位置一般在膨胀机前，一级分离器位置可以选择在丙烷制冷前和丙烷制冷后两个位置，低温分离器在不同位置时工艺模拟结果见表3。

表3 低温分离器在不同位置的模拟结果Table3 Simulationresultsofcryogenicsegregatorindifferentlocations项目单级分离两级分离膨胀机前丙烷制冷前丙烷制冷后一级低温分离器冷凝液量/(kmol·h-1)540.7295.8521.9二级低温分离器冷凝液量/(kmol·h-1)无168.012.6总冷凝液量/(kmol·h-1)540.7463.8534.5丙烷制冷量/kW1722.41637.91732.9脱乙烷塔塔底重沸器负荷/kW133312681333脱丁烷塔塔底重沸器负荷/kW191319141921丙烷回收率/%97.7197.8697.92

由表3模拟结果看出，两级分离时，丙烷制冷后分离方案冷凝的液量明显比丙烷制冷前分离方案冷凝的液量多。经分析发现，前者将更多的轻组分(甲烷和乙烷)冷凝下来，进入脱乙烷塔，增加了脱乙烷塔塔底重沸器负荷，增加量为65 kW。同时，在丙烷制冷前先分离出295.8 kmol/h的液量，可有效降低丙烷制冷负荷，降低了95 kW。同理，两级分离丙烷制冷前分离方案相比单级分离方案，丙烷制冷量减少了84.5 kW，重沸器负荷降低了75 kW。两级分离效果明显优于单级分离。因此，改进工艺采用两级分离方式，分离位置选择在丙烷制冷前。

3.2增设塔顶回流罐提高丙烷回收率

通过对国外DHX工艺的调研，高效流程在脱乙烷塔塔顶增设回流罐，加强重接触塔的重吸收作用，提高丙烷回收率。目前，国内凝液回收处理装置大多不设回流罐，在现场运行过程中易出现段塞流，影响装置运行，例如，吐哈油田温米装置在技改时增设了塔顶回流罐，确保重接触塔塔顶进料的连续稳定[9]。

保持其他操作条件不变，通过改变塔顶回流比研究其对装置丙烷收率、脱乙烷塔操作参数及丙烷制冷量的影响，其中回流量为零表示无回流罐，模拟结果如表4所示。

表4 塔顶回流罐回流比变化对丙烷收率的影响Table4 Effectofrefluxratioonpropanerecovery项目脱乙烷塔塔顶气丙烷制冷量/kW回流比气量/(kmol·h-1)温度/℃一级二级丙烷回收率/%全回流414.4-14.11103.0546.599.09421.9-12.41061.0588.198.84432.7-11.01014.0632.498.32.3445.4-9.6959.4682.497.71.5460.0-8.1899.0738.597.01476.7-6.6832.6800.696.30323.8-10.51232.0377.995.5

由表4可以看出，全回流时丙烷收率最高，随回流比减小，丙烷收率不断降低，丙烷制冷总量保持不变。很显然，回流比减小，脱乙烷塔塔顶气温度升高，气量不断增大，需要的冷量增多，导致冷量后移。经分析发现，随回流比减小，脱乙烷塔塔顶出料气质逐渐变富，将全回流与回流比为1.5进行比较发现，重接触塔塔顶进料丙烷的摩尔分数由1.9%变为7.6%，不利于重接触塔的重吸收作用。综合考虑以上因素，在改进工艺流程中增设塔顶回流罐，选择全回流方式。

通过上文分析可知，重接触塔塔顶进料中丙烷的含量影响重接触塔的制冷吸收作用。保持重接触塔塔顶和塔底进料温度恒定的情况下，控制脱乙烷塔塔顶回流罐的温度进行模拟计算，模拟结果如图4所示。

由图4可以看出，随脱乙烷塔塔顶回流罐温度的升高，重接触塔塔顶进料中丙烷含量不断升高，丙烷回收率不断下降，而塔顶进料中乙烷摩尔分数随温度变化不大(仅从42.24%降到38.42%)。通过模拟分析发现，重接触塔塔顶进料气质越贫，装置丙烷收率越高。为保证重接触塔的高效运行，必须控制脱乙烷塔塔顶回流罐的温度，在脱乙烷塔塔顶增设丙烷制冷后，回流罐温度控制在-30 ℃以下，此时，丙烷摩尔分数小于3.4%时，丙烷回收率达98.3%以上。由此可见，增设塔顶回流罐不仅提高了丙烷收率，还增强了工艺对原料气气质的适应性。

3.3改进换热网络提高系统冷热集成度

对图1中冷箱Ⅰ和冷箱Ⅱ进行系统冷热集成，将冷箱Ⅱ中重接触塔塔顶气、塔底液及脱乙烷塔塔顶气的换热过程集成到冷箱Ⅰ中换热(见图3)，主要对重接触塔塔顶气和塔底液中冷量进行回收，将回收的冷量用于对原料气的预冷。应用夹点理论对冷箱换热网络进行设计改进，在最小夹点温度下构造一个具有最大回收量的换热网络[10-12]。冷箱内物流换热网络设计图见图5。冷箱换热网络改进前后效果对比见表5。

表5 冷箱换热网络改进前后效果对比Table5 Effectcontrastofcoldboxheatexchangernetworkbeforeandafterimprovement设备项目改进前改进后丙烷制冷制冷负荷/kW1848.51649.5一级低温分离器进料温度/℃10.83.1二级低温分离器进料温度/℃-35.4-33.0膨胀机出口温度/℃-68.0-64.9重接触塔塔顶进料温度/℃-66.8-76.0脱乙烷塔第一股进料温度/℃-70.3-36.6第二股进料温度/℃-29.91.0第三股进料温度/℃19.932.8塔底重沸器负荷/kW14661277丙烷回收率/%97.6798.58

由表5可知，通过换热网络改进，重接触塔塔底液相进入脱乙烷塔的温度由-70.3 ℃提高至约1.0 ℃，脱乙烷塔塔底重沸器负荷从1 466 kW下降至1 277 kW，降幅高达12.9%，大大降低了导热油循环量；装置丙烷制冷负荷降低199 kW，降幅10.9%，相当于制冷循环压缩机负荷减小142.8 kW。由此提高了系统的冷热集成度和冷量利用率，冷量利用更加合理。

3.4可行性及经济性分析

以该油田油气处理装置为例，应用开发的工艺流程对现有DHX工艺进行改进模拟，需要增加的设备主要有低温分离器一个、塔顶回流罐一个、塔顶回流泵一台、丙烷蒸发器一个。所需设备简单，占用空间不多，工程实施的技术难度不大，可行性较强。

对改进前后装置的能耗和产品量进行模拟计算，计算结果如表6所示。工艺改进后，装置丙烷收率和液化石油气产量得到大幅提高，装置丙烷制冷压缩机负荷和脱乙烷塔塔底重沸器负荷均有所增大，但总体能耗变化不大，这是由于经过换热网络改进，提高了系统冷量利用率，有效地回收了因提高丙烷收率而增加的能耗。通过计算，工艺改进后每年可提高装置经济收益1 797万元，经济效益可观，建议在类似工况条件下推广应用。

表6 工艺改进前后装置经济效益对比Table6 Economicbenefitcomparisonofbeforeandafterschemeimprovement项目原工艺改进后原料气压缩机负荷/kW48144814丙烷制冷压缩机负荷/kW1068.31086.5脱乙烷塔塔底重沸器负荷/kW13431277脱丁烷塔塔底重沸器负荷/kW18911925产品 商品天然气/(104m3·d-1)77.6477.07 液化石油气/(t·d-1)325.2336.0 稳定轻烃/(t·d-1)173.28173.76丙烷回收率/%91.6098.38装置收益/(万元·年-1)149236151033提高装置收益/(万元·年-1)1797 注:1.装置的年运行时间为8000h。2.重沸器加热炉效率为85%。3.在管线传热过程中损失了10%的热量。4.工业电价按0.659元/(kW·h)计。5.油田伴生气能耗折算按38.93MJ/m3计。

4结 论

(1) 常规DHX工艺中重接触塔塔顶气相和塔底液相冷量未有效回收，热集成度不高；同时，重接触塔的重吸收作用没达到应有的效果，外输气中携带了部分丙烷，导致丙烷收率被限制在90%左右，丙烷回收率有待进一步提高。

(2) 以提高装置整体经济效益为目标，对油田伴生气凝液回收工艺进行工艺流程改进，采用两级分离降低丙烷制冷量，在脱乙烷塔塔顶增设回流罐，增强重接触塔的重吸收作用，提高丙烷收率。应用夹点理论改进了冷箱的换热网络，降低了丙烷制冷量和脱乙烷塔塔底重沸器负荷，提高了系统的冷热集成度和流程的适应性，降低了系统能耗。

(3) 以某油田油气处理装置为例进行模拟计算，工艺改进后装置丙烷收率提高了6.78%，液化石油气产量每天增加10.8 t，且装置总体能耗变化不大，每年可提高装置经济收益1 797万元，经济效益可观，建议在类似工况条件下推广应用。

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Study on condensate recovery scheme improvement of oilfield associated gas

Qiao Zaipeng, Jiang Hong, Niu Rui, Chen Qian

(CollegeofOilandNaturalGasEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China)

Abstract:To treat oilfield associated gas with rich quantities and low pressure, direct heat exchange technology is used to recover propane and products. Problems of unreasonable utilization of system cold energy, poor adaptability of gas composition and high system energy consumption are generally existed. Taking an oil and gas processing unit as example, the improvement scheme is put forward to improve the overall economic benefits of the unit. Two-stage separation process is used. The propane recovery rate is increasing by adding reflux tank on the top of deethanizer, reducing the propane content in top feed of DHX tower, enhancing absorption effect of DHX tower; and the heat exchanger network of cold box is designed with the pinch point theory to improve the cold and heat integration of system and the utilization rate of cooling energy. After improving of cold box, the reboiler load of deethanizer reduces 189 kW, decreasing of 12.9%，the compressor load of propane refrigeration reduces 142.8 kW, and the utilization of cold energy is more reasonable. By improving scheme, the rate of propane recovery and the production of liquefied petroleum gas have increased greatly, the overall energy consumption of unit have changed little, and a considerable economic benefit would be achieved. Suggestions are recommended for application in similar working condition.

Key words:oilfield associated gas, scheme improvement, cold energy utilization, heat exchanger network, propane recovery

收稿日期：2015-03-13；编辑：康莉

中图分类号：TE868

文献标志码：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.009

作者简介:①乔在朋(1988-),男,山东济南人,硕士研究生,主要从事油气集输与处理研究工作。E-mail:qiao88go@163.com