海管低输量下LPG系统运行模式探讨

陶亮(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524000)

0 引言

随着崖城13-1气田进入生产开发后期，天然气产量逐年下降，凝析油产量也相应降低。同时南山终端下游用气大幅减少，在这种低流量情况下，一方面天然气携液能力降低，海管积液增多，凝析油不能被连续携带到终端处理，导致LPG系统不能实现连续处理。另一方面，从LPG脱出来的天然气在各方面不满足销售合同要求，低流量下条件，和天然气处理系统的天然气混合后可能会导致外输天然气不合格。此外在低流量下，作为LPG系统最主要来料之一的低温分离器冷凝液大幅减少，会导致LPG系统不能稳定运行。因此在不同的凝析油产量和不同的下游销售气量下，从节能，经济可行性方面出发，南山终端LPG系统需要采取不同的运行模式。

1 LPG处理系统的流程及生产特点

1.1 LPG处理系统的流程

LPG系统最主要的来料有两个：低温分离器液相出口油料与凝析油三相分离器出口油相出口。两路来料合并后与脱C4塔塔底凝析油在LPG进口换热器换热后进入脱C2塔，在脱C2塔被加热炉加热后C1，C2从塔顶被脱出。顶部气体经塔顶气压缩机压缩后与主体销售气合并，或进入原有一、二级压缩机压缩后与主体销售气合并。来料被脱除C1，C2后进入脱C4塔，C3、C4即LPG在脱C4塔被加热分馏后从塔顶经空冷器冷凝成液态后进入脱C4塔顶回流罐。回流罐的液化气用液化气泵升压后一部分进入脱C4塔上部作回流冷却，一部分进入脱硫塔脱硫后进入LPG储存罐。脱C4塔重沸器中C5以上的的重质组份作为凝析油从塔底经LPG换热器与来料换热后进入凝析油三相分离器的换热器，最后经过空冷器冷却后进入凝析油罐。

1.2 LPG处理系统的生产特点

LPG处理系统中脱C2塔加热炉使用的是热虹吸加热炉，而LPG系统正常运转的最大瓶颈就是脱C2塔加热炉热虹吸动态平衡的建立。在热虹吸加热炉中物料被加热膨胀汽化，密度变小，离开汽化空间，顺利返回到塔里，返回塔中的气液两相，气相向上通过塔盘到塔顶，而液相会掉落到塔底。由于静压差的作用，塔盘将会不断补充被蒸发掉的那部分液位，从而实现一个动态平衡。南山LPG处理系统中，液体进入碳2塔后往下流到底层塔盘，再到一个积液槽后出塔从脱碳2塔热油炉底部进入，加热后产气液两相流回碳2塔塔底，液体由塔低进入脱C4塔，气体流向塔顶。因此要实现虹吸现象，要有足够多的气体保持一定压力使液体不能直接落到塔低。当来料中没有足够的LPG成分时，塔底压力下降，来料直接从底层塔板漏到塔低，从而不经过加热炉，热平衡系统被打破，脱C2塔塔低温度不能建立，LPG系统不能正常运转。因此当低温分离器的冷凝液很少的情况下，对LPG系统的稳定有很大影响，而其LPG系统要稳定运行，必须达到建立脱C2塔加热炉热虹吸动态平衡的最小处理量。

2 LPG系统模拟低流量生产最小处理量测试

2.1 测试目的

通过调节控制，逐渐降低每日凝析油处理量，调节LPG参数使LPG稳定运行，测试出LPG系统能稳定运行的最小处理量和关键工艺控制参数。

2.2 测试过程

测试时手动调节控制三相分离器液相出口阀，保持一天凝析油处理速度不变，工艺控制参数不变，保持LPG系统稳定运行。如果LPG系统能稳定运行，则关小三相分离器液相出口阀，降低处理量，继续测试。如果LPG系统不能稳定运行，降低脱碳2塔塔顶压力，继续测试，直到LPG系统不能稳定运行。

2.3 测试结论

脱C2塔塔顶压力在1.28Mpa，低温分离器冷凝液30桶/天，不能连续供液条件下，LPG系统能稳定运行的最小凝析油处理量约为550桶/天，LPG回收率也相对较高。如果降低碳2塔塔顶压力到1.21Mpa，可以进一步降低LPG稳定运行的最小处理量，约为420桶/天，但会大幅减少LPG回收率，没有经济效果。

3 低流量条件下通球作业测试

3.1 不同天然气外输量下清管球作业模拟工况

随着海管天然气输量增加，海管积液量和清管段塞体积减小、排液时间缩短、排液流量增大、清管器运行速度提高，进而清管时间缩短。在低流量下，海管积液量增多，而终端段塞捕集器的存储总量为7800桶，高液位关停点设定为4500BBLS。当海管天然气输量较低(低于71.88万方/天)时，清管段塞体积超出段塞流捕集器的处理能力，因此若在较低输量下直接进行清管，可能会导致段塞流捕集器无法正常处理清管段塞，导致段塞流捕集器气相进液，影响正常工艺。因此当天然气输量低于71.88万方/天时，不能直接进行清管作业，只能通过缩短常规清管周期等方法进行清管。

3.2 低流量下2%、3%过盈清管测试

为提高清管作业效果，保证清管球能顺利到达，通过现场调研与风险评估，现场使用2%、3%过盈清管，同时缩短常规清管周期，采取当海管凝析油储量达到一定量时进行清管球作业方式。对比模拟工况计算数据与实际测试数据发现，实际清管球作业与模拟计算基本吻合，但受海管积液量、海管压力等多方面因素影响，有一定差异，天然气输量在28.75万方/天以上时实际清管作业清管球运行时间比模拟计算时间短，在28.75万方/天以下时实际清管作业清管球运行时间比模拟计算时间长。

4 低流量条件脱C2塔塔顶气对销售气的影响。

4.1 脱C2塔塔顶气质量分析

通过取塔顶气样进行组分分析，用醋酸铅和氯化钡快速测定管法检测H2S含量为120ppm，含水量为6-8ppm，H2S含量高达120ppm，低流量处理条件下，脱C2塔塔顶压力降低后，H2S含量还会升高，可达180PPM，超过天然气销售合同50ppm的最高限值要求。

(1) CO2含量高达20%，但海南天然气销售合同对CO2含量没有作具体要求。

(2)碳氢化合物含量低，C1-C5总含量为78.923%，低于天然气销售合同85%的最低限值要求。

(3) C6+以上重组分含量高达0.595%，比外输干气C6+含量0.122%高，造成其烃露点高达76℉，高于天然气销售合同55℉的最高限值要求。

4.2 脱C2塔塔顶气处理

当下游提气量低于61244方/天时，脱C2塔塔顶气注入到销售气会导致销售气质量不合格，为了回收塔顶气，减少天然气排放，可是停脱C2塔顶气压缩机，启动旧一级压缩机压缩塔顶气到燃料气系统，作为燃料气。为了回收塔顶气，可以对系统进行改造：从一级压缩机入口涤气罐直接连接到燃料气系统做低压燃料气使用，低压燃料气每日消耗约5500方/天，塔顶气基本能满足低压燃料气需求，这条管线现场已经做有预留，现场只许做小改造就可实现，这样可以避免使用压缩机，可以节省电166.6万度/年，减少燃料气排放182.5万方/天放，实现降本增效，节能减排。

5 LPG系统运行模式

在海管低输量模式下，海管凝析油不能被连续携带到终端，只能通过定期清管球作业把凝析油推倒终端，在这种情况下LPG系统运行模式可分连续处理和间歇处理两种模式。连续处理模式：清管球作业后终端收到凝析油后，控制LPG系统凝析油处理量，直到下次清管球作业收到凝析油，实现连续处理。间歇处理模式：清管球作业后终端收到凝析油后，加大LPG系统凝析油处理量，快速处理完凝析油后把系统停下来，直到下次清管球作业收到凝析油。

LPG系统间歇处理模式在处理相同凝析油量的前提下LPG产量低。通过现场实际数据记录，LPG系统整个关停(包括LPG压缩机)期间，每天大约可以减少用电4000度，燃料气消耗每天减少2000方。但是每次LPG系统关停/启动时需要排放部分天然气，根据记录数据估算，关停排放量约500方，启动排放量约1800方。同时关停后，脱碳2，脱碳4塔因为没有热交换，塔和管线温度变化较大，部分设备温度变化超过250华氏度；对设备冲击较大，阀门经常出现盘根泄漏。此外关停时，需三名操作员配合用时1小时关闭系统，恢复启动时，热媒温度达到启动温度后，从进料建立系统循环，到启动压缩机，启动回流泵到最后完全恢复稳定生产，至少需要三名操作员配合用时4小时。因此综合考虑，在能实现连续处理的条件下，连续处理模式要优于间歇处理模式，一方面减少设备启停，减少操作工作，对设备也有好处，同时减少天然气排放；另一方面可以增加LPG产量。

6 低流量条件LPG系统连续运行模式可行性分析

通过LPG系统模拟低流量生产最小处理量测试，LPG系统能稳定运行的最小处理量约为550桶/天。我们采取定期清管球作业方式，当海管积液量达到2500桶时进行清管球作业，如果平台每日到海管的凝析油产量为550桶/天，到达2500桶需要4.5天(108小时)，在这种情况下，只要清管球的运行时间小于108小时，LPG系统就可以连续运行。而在低流量下2%、3%过盈清管球作业实际测试中发现，当海管积液量达到2500桶凝析油时，采用2%过盈清管球进行作业时，在23万方/天流量下清管球的运行时间约为61小时，可以实现连续处理。如果流量在14.38万方/天以下，清管球的运行时间大于111小时，这时就不能实现连续处理。

7 结语

南山终端进入在低流量处理工况下，当平台日产凝析油量大于550桶/天，外输流量大于14.38万方/天时，采取定期清管球作业方式，当凝析油达到2500桶进行清管球作业，LPG系统采取连续处理模式最经济可行。当平台日产凝析油量小于550桶/天或外输流量小于14.38万方/天时，南山终端LPG系统不能连续处理，只能采取间歇处理模式。

为了回收脱C2塔塔顶气，对系统进行小改造：从一级压缩机入口涤气罐直接连接到燃料气系统做低压燃料气使用，不使用压缩机，可以省电166.6万度/年，减少燃料气排放182.5万方/天，实现降本增效，节能减排。