天然气低温处理站烃水露点控制工艺改造方案

晏传益　姚愿

摘 要：天然气处理站烃水露点控制工艺通常采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷，但随着气田开发后期地层压力的递减，其外输天然气烃水露点有可能出现不稳定、不合格现象。本文针对克75天然气处理站烃水露點不能满足外输气质要求的问题，提出对压缩机出口天然气水冷换热、压缩机进口天然气丙烷外冷和压缩机出口天然气丙烷外冷三种改造方案，并采用HYSYS软件进行模拟，结果显示三种改造方案均可满足天然气烃水露点控制要求。同时，通过对三种改造方案进行比选，可知压缩机出口天然气水冷换热工程费用、耗电量和维护费用最低，所以推荐采用增加水冷换热器对压缩机后天然气进行冷却。

关键词：水露点 烃露点 改造方案 丙烷外冷

中图分类号：TE644 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2018）05（c）-0103-04

截至2017年底，中国累计探明常规天然气地质储量13.01万亿m?，剩余可采储量5.2万亿m?。烃水露点为管输天然气的重要指标，高低对管道输送有较大影响，因此如何控制露点在气田处理工艺中成为最主要的内容[1]。目前，国内大量天然气处理站场已处于气田开发中后期，地面集输工艺已不能满足烃露点、水露点控制要求，需对其进行适应性改造[2]。本文以克75低温处理站为目标站场，进行工艺改造分析。

克75低温集气处理站位于克拉玛依东南约18km处，该站建于1993年，经多年开发，地面工艺已不能满足气藏开发后期地层压力衰减的需要。新疆油田公司采气一厂于2009年对该站进行了适应性改造，总体流程改为进站增压、注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷，低温分离脱水脱烃工艺。改造后装置处理规模40×104Nm3/d，目前实际处理量约16×104Nm3/d。

克75天然气处理站2010年9月改造完成并投运，2011年夏季检测外输气水露点时，出现不合格现象。《输气管道工程设计规范》（GB 50251-2003）中的规定，水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃；烃露点应低于最低环境温度。据此，外输气水露点应<-5℃，烃露点应<0℃。从检测数据分析，克75天然气处理站外输气气质不能满足此要求。

1 烃水露点控制现状

克75集气处理站气处理工艺流程简述：单井来的高压气压力1.1～3.2MPa、温度20℃，节流至1.0～3.0MPa，单井来的低压气压力0.6～2.8MPa、温度10℃，节流至0.6～1.0MPa，分别进入高低压集气管汇，进入高低压生产分离器进行油气分离，单井计量采用轮井分离计量工艺。分出的气经过流量计计量后，进入压缩机增压至6MPa，与克82潜力区来的高压气汇合，在压力6MPa、温度30℃条件下注入乙二醇，进入气-气换热器换热到2.0℃后，经过J-T阀节流降压到2.5MPa，温度-17℃，然后进入低温分离器进行分离，分出的天然气经过气-气换热器与原料气复热后，在压力2.15MPa，温度15℃条件下计量、调压外输。

2 外输天然气烃水露点不合格原因

2.1 环境温度高影响节点参数控制

天然气经压缩机增压后，温度升高，而空冷器冷却天然气的能力有限，导致气-气换热器壳程的天然气进口温度随环境温度而改变（夏季≥40℃，冬季20℃～30℃），夏季时天然气经空冷后温度为33℃～38℃，节流前温度达13℃～16℃（工艺要求-5℃～10℃），难以达到低温分离的要求。

2.2 低温分离器入口液体发泡

正常生产中，外输孔板流量计处能排出泡沫状液体；检修期间，气-气换热器管程排出大量轻烃与乙二醇混合后发泡的液体，压缩机出口管线、气-气换热器壳层有发泡油质（天然气在压缩过程中，凝析油发泡，分离器无法完全分离，从而进入后端）。根据以上情况，凝析油和乙二醇发泡是影响低温分离器分离效果的原因之一。

3 天然气处理工艺改造方案优选

通过分析，高低压集气、J-T阀节流制冷、注乙二醇防冻的低温的分离工艺虽适合克75集气站的高低压进料情况，但由于压缩机后没有设置冷却装置，导致其外输天然气烃水露点不合格。因此，针对夏季压缩机排温高，造成节流温度达不到要求的问题，提出增加水冷换热器对压缩机后天然气冷却、丙烷外冷前置工艺、丙烷外冷后置三种工艺方案进行对比论证。

3.1 方案一：水冷冷却

在压缩机空冷器出口管线增加水冷换热器，当夏季气温高，空冷器天然气出口温度超过26℃时，启用冷却水循环系统冷却天然气。夏季流程简述如下：高、低压气井来气分别进入高低压集气管汇，进入高低压生产分离器进行油气分离，分出的气经过流量计计量后，进入压缩机增压至6MPa，经空冷器预冷后，进新建水冷换热器换热至20℃～26℃后，进压缩机出口分离器进行气液分离，分离后的天然气进注入乙二醇，进入气-气换热器换热到5℃～8℃后，经过J-T阀节流降压到2.25MPa，温度-12℃～-15℃，然后进入低温分离器进行分离，分出的天然气经过气-气换热器与原料气复热后，在压力2.15MPa，温度6℃条件下计量、调压外输，HYSYS模拟工艺流程图如图1所示，方案一主要工程量如表1所示。

3.2 方案二：压缩机出口天然气丙烷外冷

在压缩机空冷器出口管线增加丙烷换热器，当夏季气温高，空冷器天然气出口温度超过26℃时，启用丙烷外冷系统冷却天然气。夏季流程简述如下：

高、低压气井来气分别进入高低压集气管汇，进入高低压生产分离器进行油气分离，分出的气经过流量计计量后，进入压缩机增压至6MPa，经空冷器预冷后，进新建丙烷换热器与丙烷外冷系统来低温丙烷气体换热至20℃～26℃后，进压缩机出口分离器进行气液分离，分离后的天然气进注入乙二醇，进入气-气换热器换热到5℃～8℃后，经过J-T阀节流降压到2.25MPa，温度 -12℃～-15℃，然后进入低温分离器进行分离，分出的天然气经过气-气换热器与原料气复热后，在压力2.15Mpa，温度6℃条件下计量、调压外输，HYSYS模拟工艺流程图如图2所示，方案二主要工程量如表2所示。

3.3 方案三：J-T阀后丙烷外冷

在J-T阀后天然气管线增加丙烷换热器，当夏季气温高，J-T阀节流后温度高于-10℃时，启用丙烷外冷系统冷却天然气。夏季流程简述如下：

天然气经压缩机增压至6MPa，经空冷器预冷后，40℃～50℃进压缩机出口分离器进行气液分离，分离后的天然气进注入乙二醇，进入气-气换热器换热到15℃～20℃后，经过J-T阀节流降压到2.25MPa，温度-7℃～0℃，进新建丙烷换热器与丙烷外冷系统来低温丙烷气体换热至-15℃后，进入低温分离器进行分离，分出的天然气经过气-气换热器与原料气复热后，在压力2.15MPa，温度9℃条件下计量、调压外输，HYSYS模拟工艺流程图如图3所示，方案三主要工程量如表3所示。

3.4 方案对比

从技术上分析，三个方案均可行。以下从工程投资、操作维护、运行成本进行对比分析，方案比选如表4所示。

根據表4三种改造方案对比结果，可见三种方案都可以满足烃水露点控制要求，总体来说方案一的工程费用、耗电量和维护费用最低，所以推荐采用方案一对集气站进行工艺改造。

4 结论

通过对克75集气站烃水露点控制流程的分析，主要结论如下。

（1）天然气经压缩机增压后，温度升高，而空冷器冷却天然气的能力有限，导致气-气换热器壳程的天然气进口温度随环境温度而改变，夏季时天然气经空冷后温度为33℃～38℃，不能满足低温分离的要求；气-气换热器管程排出大量轻烃与乙二醇混合后发泡的液体，凝析油和乙二醇发泡是影响低温分离器分离效果的原因之一。

（2）针对处理后的天然气不能满足烃水露点要求，本文提出提出增加水冷换热器对压缩机后天然气冷却、丙烷外冷前置工艺、丙烷外冷后置三种方案，并通过HYSYS模拟，论证了三种方案的可行性。同时，通过对三种改造方案进行对比，可知采用方案一工程费用、耗电量和维护费用最低，所以推荐采用增加水冷换热器对压缩机后天然气进行冷却。

参考文献

[1] 申雷昆，蒋洪.天然气烃水露点控制问题探讨[J].石油化工应用，2017，36（4）：136-140.

[2] 曹洪贵，蒋洪，陶玉林，等.克拉美丽气田天然气烃水露点控制工艺改造[J].石油与天然气化工，2013，42（4）：336-342.