油气处理厂低温分离工艺综述

陈杰 何万春 西南石油大学 四川成都 610500

一、凝析气田油气处理工艺概况

高温高压条件下，烃类呈气态存在，开采过程中因压力、温度的降低，反转凝析出液态烃（凝析油），凝析油含量大于50g/m3，这样的矿藏叫凝析气藏，也称凝析油气藏或凝析油藏。针对凝析气田井口压力较高、有压力能可利用的特点，国内凝析气田天然气处理工艺主要采用两种低温分离工艺：A、控制外输天然气烃、水露点的低温分离工艺。B、回收天然气凝液的低温分离工艺。

二、控制天然气烃、水露点为目标的低温分离工艺

控制天然气烃、水露点为目标的低温分离工艺，根据凝析气田原料气的压力不同，其制冷工艺主要采用J-T阀节流制冷、膨胀机制冷、丙烷制冷。对于国内高压凝析气田，其天然气处理主要采用节流降温、注醇防止水合物，其工艺系统组成主要由脱水脱烃、乙二醇再生、凝析油稳定、气体增压等工艺单元组成。其水合物抑制剂可采用乙二醇和甲醇，注乙二醇应用较为普遍，长庆气田采用注甲醇防止水合物的形成。节流降压、注水合物抑制的低温分离工艺流程组成框图见图1所示。

图1. 节流、注乙二醇的低温分离工艺流程框图

脱水脱烃单元主要采用节流降压或外部冷源（冷剂制冷）降低天然气的温度从而控制烃水露点。有压力能可利用的凝析气消耗本身具有的压力能获得低温，系统能耗较低；无压力能可利用的凝析气需要外部冷源提供额外的冷量，系统能耗高。

乙二醇再生单元主要采用常压精馏再生，其能耗形式为由外部提供给乙二醇再生塔重沸器的热能。凝析油稳定单元主要采用多级降压（加热）闪蒸+提馏稳定，其能耗形式为由外部提供凝析油稳定塔重沸器及加热闪蒸的热能；

气体增压单元主要采用多级压缩回收凝析油闪蒸气和凝析油稳定气，其能耗形式为由外部提供的电能。

三、回收天然气凝液的低温分离工艺

对回收天然气凝液的凝析气处理系统，常采用节流制冷、膨胀机制冷、冷剂+膨胀机联合制冷等低温分离工艺，其系统组成和工艺流程更复杂，系统能耗较高。

1、国内凝析气田凝液回收工艺分析

国内凝析气田凝液回收工艺主要有节流制冷的浅冷回收工艺和以膨胀机制冷为主的深冷回收工艺：

A、节流制冷的浅冷回收工艺。国内对于处理规模大、原料气压力高的处理装置，天然气处理工艺采用了节流制冷的低温分离工艺，其设计目标主要以控制烃水露点为主，同时回收部分丙烷及以上组分。

B、以膨胀机制冷为主的深冷凝液回收工艺。国内凝析气田主要采用膨胀机制冷、冷剂与膨胀机联合制冷两种制冷方式。国内这种工艺方法的主要优点是制冷温度低（-80℃～-100℃），产品回收率高（90%以上），对原料气组成的变化适应性强，运行经济效益好；但工艺流程复杂，工程投资高，装置能耗比较高。深冷装置的膨胀机多数采用进口机组，受国内膨胀机处理量和进口压力的限制，国内深冷装置的应用缓慢。但国内凝析气田深冷工艺存在的主要问题是凝液回收方法比较单一，单位产品能耗较高，产品回收率不够稳定，回收乙烷的深冷装置较少（国内中原油田利用油田伴生气开展乙烷回收工作）。典型冷剂制冷与膨胀机联合制冷的深冷工艺流程图2。

图2 . 丙烷预冷+膨胀制冷的深冷工艺流程图

1-冷箱；2-丙烷蒸发器；3-一级低温分离器；4-冷箱二；5-二级低温分离器；6-透平膨胀机；7-三级低温分离器；8-脱乙烷塔；9-重沸器；10-脱丁烷塔进料加热器；11-脱丁烷塔；12-空冷器；13-水冷器；14-回流罐；15-回流泵

2、国外凝液回收工艺的改进

随着国外透平膨胀机制造技术的发展，天然气凝液回收装置利用多股板翅式换热器、绕管式换热器等工艺设备的优势，应用换热网络、冷热集成技术，向处理规模大、制冷温度低、高回收率、流程和产品多样化等方向发展。针对不同气质和工况下，提出多种凝液回收高效工艺和流程，值得在凝析气田天然气处理装置建设和设计中吸收和借鉴。如高压吸收塔工艺、冷干气回流工艺、部分干气再循环工艺、单塔塔顶循环工艺、汽提气制冷工艺等。

四、总结

对于我国主要凝析气田的油气处理装置调查与分析表明，大多数凝析气田油气处理装置的油气处理工艺方案合理，主体工艺对原料气组成和流量变化适应较强，外输天然气烃水露点及主要产品质量达到合理指标，但部分天然气处理厂在处理工艺、设备应用、系统能耗等方面存在较多问题，值得进一步分析和研究，为下一步的用能分析和能量综合利用提供技术支持。