往复式压缩机出口天然气温度控制措施研究

温立宪，蒋海涛，吕海霞，李增增，刘 佳，王 浩，郝 丽，杨 琴

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500）

随着靖边气田的持续开发，地层压力不断降低，大部分气藏已进入递减期，为了提升气田综合开采效益，提高气藏采收率，气田逐步实施增压开采。增压开采后，压缩机出口天然气进入脱水橇进行脱水处理，ZY1、ZY2、ZY3、ZY4、ZY5、ZY6 等 6 座增压站夏季生产时压缩机的出口温度超过下游脱水橇设计最高温度30℃，造成外输天然气的水露点超出控制指标。因此，有必要对压缩机出口天然气温度控制措施进行研究，提出可行控制措施将脱水橇进口天然气温度控制在设计范围内，确保脱水橇外输天然气露点达标，保障集输管线高效、安全运行。

1 温度对脱水效果影响分析

靖边气田集气站采用三甘醇脱水工艺[1]对原料天然气进行脱水处理，使用HYSYS过程仿真模拟天然气三甘醇脱水处理装置，研究不同进气温度下三甘醇的脱水效果，HYSYS三甘醇脱水工艺PFD（见图1）。在本模型中，使用Peng-Robinson方法，此方法以PR状态方程为基础求解物质的熵、焓、逸度、吉布斯自由能、温度、体积、压力等热力学性质，这些性质都是化工过程计算、分析中不可缺少的重要依据。PR状态方程具有广泛的适用性和较高的精度，特别是在TEG脱水的气液平衡模型中表现出良好的收敛性和较高的精度。

按气量为50×104m3/d，增压前天然气的压力为3.5 MPa、温度为20℃，天然气为饱和含水，增压后压力为5.4 MPa，按脱水橇塔底分离器游离水脱除率为100%考虑。模拟分析可知，当压缩机出口天然气温度由20℃升至25℃，天然气处于饱和状态，含水量增大导致脱水负荷增大；当压缩机出口天然气温度由30℃升至50℃，天然气处于非饱和状态，含水量及脱水负荷均不变。模拟结果具体（见表1）。

三甘醇浓度为98%，循环量为625 L/h（KIMARY 45015PV循环泵泵次10次/分），对不同温度情况下三甘醇脱水流程进行模拟。模拟分析可知，当压缩后天然气温度由30℃升至50℃，在含水量不变的情况下露点急剧下降。模拟结果具体（见表2）。

2 往复式压缩机出口温度影响因素分析

能量转换装置中工质所进行的各种热力过程，其过程方程式[2]通常都可以近似地表示为下述形式：

式中：n可以为任何常数，当n取不同的数值时，状态参数的变化过程不同，而过程的性质也不同。因而式（1）代表了无穷多个性质不同的过程，这类过程统称为多变过程，而指数n称为多变指数。

当 n＝0 时，P1＝P2=K，即为定压过程；

图1 HYSYS三甘醇脱水工艺PFD图

表1 不同温度情况下需脱除水量计算表

表2 不同温度情况下脱水橇后露点计算

当n=1时，P1V1=P2V2=K，即为定温过程；

天然气在压缩机中的压缩过程介于定温过程与绝热过程之间，1＜n＜k。过程指数越小，压缩机排气温度越低，同时所需消耗的外功也越小。

由绝热过程方程式和气体状态方程式，可以得到多变过程气体初终状态参数的如下关系式：

式中：T1、T2-多变压缩时的吸、排气温度，K；P1、P2-多变压缩时的吸、排气压力，MPa；n-多变指数。

由式（2）可知，在多变指数不变的情况下，受集输管网系统压力限制压缩机出口的压力基本不变，随着气田增压开采时间的延长压缩机进口压力不断降低，使得压缩比不断增大，造成排气温度持续升高，在增压开采的短时间内压缩比不变，压缩机进口天然气温升高也会造成排气温度升高。总结分析，压缩机进口压力降低、压缩比增大是气田增压开采的需要，在不考虑压缩机因活塞环、气阀泄漏、润滑不良等故障因素使排气温度高的条件下，同时结合靖边气田集气站工艺运行实际，压缩机排气温度主要受进口温度、压缩机运行工况的影响。

图2 四种典型热力过程的P-V图及T-S图

3 往复式压缩机出口温度控制措施研究

3.1 加热工艺优化可行性分析

为分析加热炉停运对气井节流后温度的影响，利用HYSYS软件选用PR（Peng Robinson）方程对节流工艺进行模拟计算。

物质流1、3：节流前天然气；物质流2、4：节流后天然气；物质流5：节流后天然气混合气；VLV-100：节流阀；MIX-100：混合器。

夏季，仅ZY6站上游集气站内加热炉正常运行，从ZY6站辐射增压气井的进站温度、节流前温度、节流后温度对比分析可知，气井虽存在节流降温效应，但由于加热炉运行使得节流后的温度远高于气井的进站温度，其中JQ2站J10井、JQ6站J24井加热节流后温度高出进站温度高达15℃。经模拟分析，将ZY6增压站上游集气站内的加热炉停运，利用气井节流降压降温效应可有效降低天然气的温度，混合后天然气的温度也明显下降，且各气井的温度均高于5℃，能够满足气井节流降压需求，建议在夏季将集气站内的加热炉停运，从而较大幅度地降低压缩机进口温度。具体分析结果（见表3）。

表3 ZY6增压站加热炉运行情况统计表

表3 ZY6增压站加热炉运行情况统计表（续表）

3.2 空气进风量调节可行性分析

DPC-2803型压缩机空冷器为水平鼓风式空冷器，翅片管为滚花型翅片管，设有三组换热管束，一组为冷却液换热管束，两组为天然气换热管束，具体设计参数（见表 4）。

表4 压缩机配套空冷器设计工艺条件一览表

夏季运行期间，ZY1、ZY3增压站的压缩机出口温度分别为57℃、53℃，超出空冷器设计出口温度50℃。为保证ZY1、ZY3站压缩机出口天然气温度在配套空冷器设计温度范围内，利用eAjax压缩机工况计算软件核算压缩机参数，利用HTRI换热软件核算空冷器参数[3]。

在处理气量不变的情况下，通过增大压缩机转速，采用变频调速方式增加冷却风扇转速，提高空冷器进风量，同时调整压缩机余隙使得进气压力不变，从而降低冷却后天然气温度。分析可知，通过提高压缩机转速、调大余隙，保持进气压力及处理气量不变的情况下，ZY3站压缩机空冷器冷却后天然气温度可控制在设计温度上限以内，但ZY1站压缩机受余隙开度限制冷却后天然气温度仍高出设计温度上限4.54℃，具体核算（见表 5）。

3.3 压缩机进出口天然气换热分析

ZY7增压站安装管壳换热器对压缩机进出口天然气进行换热，其中压缩机出口天然气（热）走管程，进口天然气（冷）走壳程，壳程内设置7组折流板使得进口天然气（冷）在壳程的流通面积增大，停留时间延长，从而提高冷、热流体的换热效果。通过与进口天然气（冷）进行换热管，出口天然气（热）温度从50℃降至30℃，接近脱水橇进口天然气温度上限30℃，有效提升三甘醇脱水效果，确保外输露点达标。管壳换热器的技术参数（见表 6）。

为分析增设管壳式换热器对压缩机进出口天然气进行换热的效果，利用HTRI及HYSYS软件模拟计算，换热过程模拟流程（见图3）。

对夏季压缩机出口天然气最高温度下的工况进行模拟分析，利用管壳式换热器对压缩机进口与出口天然气进行换热可有效降低进热流体的温度，其中ZY4、ZY5、ZY6增压站换热后天然气温度可控制在吸收塔进气温度上限30℃以内，但ZY1、ZY2、ZY3站因气井进站温度超出管壳换热器冷流体进口温度上限15℃，导致换热后天然气温度仍超出吸收塔进气温度上限30℃，会对脱水效果产生一定影响。具体模拟结果（见表7）。

表5 不同转速及余隙情况下排气温度

表6 管壳换热器技术参数统计表

图3 压缩机进出口天然气换热模拟流程图

表7 不同工况情况下换热模拟计算

4 结论

（1）气田实施增压开采后，压缩机出口天然气温度升高增大了脱水负荷，模拟分析当温度由30℃升至50℃，在含水量不变的情况下露点急剧下降。

（2）利用HYSYS软件模拟分析可知，夏季时将王家庄增压辐射上游集气站内的加热炉停运，各气井节流后温度均高于5℃，不仅能够满足气井节流降压需求，而且可有效降低混合后天然气温度；ZY1、ZY2、ZY3、ZY4站夏季运行期间加热炉虽已停运，但气井的进站温度较高，混合后天然气的温度仍较高。

（3）利用eAjax压缩机工况计算软件及HTRI换热软件模拟分析可知，在保持进气压力及处理气量不变的情况下，通过增大压缩机转速变频增大空冷器转速可较小幅度地降低冷却后温度，ZY3站压缩机空冷器冷却后天然气温度仍高出设计温度上限4.54℃，ZY1站压缩机空冷器冷却后天然气温度可控制在设计温度上限以内。

（4）利用HYSYS软件模拟分析可知，增设管壳式换热器对压缩机进口与出口天然气进行换热，可有效降低进脱水橇的天然气温度，其中ZY4、ZY5、ZY6增压站换热后天然气温度可控制在吸收塔进气温度上限30℃以内，但ZY1、ZY2、ZY3站因气井进站温度高导致压缩机进口天然气温度超出管壳换热器冷流体进口温度上限15℃，造成换热后天然气温度仍高于吸收塔进气温度上限30℃，会对三甘醇脱水效果产生一定影响。