苏里格天然气处理厂降低甲醇耗量的措施分析

程小路 刘士鑫 张军峰 周杨振 苟进军 黄健 董海生 李磊磊

（长庆油田分公司第三采气厂）

1 概述

常温常压下，甲醇为无色、有酒精气味易挥发的液体，是亲水性有机物。苏里格天然气处理厂液体甲醇来源主要有两大类，分别为外部购买（甲醇浓度大于99%） 和厂内回收（甲醇浓度大于95%）。要求外购甲醇纯度达99%以上，从而保证液体甲醇可与水分子有效结合，带走水份[1-2]。

苏里格天然气处理厂采用两级制冷、脱烃脱水的天然气处理工艺。当自集气站来的原料天然气温度降低后，饱和水、大部分重烃凝液析出，并由低温分离器与原料天然气分离。为防止原料天然气温度降低后形成的固态水合物堵塞下游管道及阀门，在天然气处理时引入水合物抑制剂，有效防止水合物的形成，保证脱烃脱水过程顺利进行。甲醇物理性质相关参数见表1。

表1 甲醇物理性质相关参数

2 工艺流程

自增压站来的原料气经过滤分离器除去泥沙等固体颗粒物和游离液体后进入预冷换热器进行初步预冷降温，即使用处理后的冷干天然气与原料天然气逆流换热， 再进入丙烷蒸发器继续冷却至-5～-20 ℃， 最后进入低温分离器进行脱去凝液，处理后达到GB 17820—2018《天然气》指标要求后外输。水合物抑制剂的注入点分别设置在天然气两级降温的设备入口处。脱烃脱水装置区流程示意图见图1。

图1 脱烃脱水装置区流程示意图

3 甲醇耗量影响因素

3.1 天然气含水量

潮湿的天然气在一定压力下，逐渐减小温度，直到第一滴小水滴出现，此时的温度称为露点温度，含水量为饱和含水量。当压力、温度一定时，饱和含水量为其最大含水量。

3.1.1 含水量计算公式

天然气中的含水量通过实验测定及查图存在历时长、成本高、误差大等问题，文中使用“陈俊奇”计算的方法得出天然气中的含水量。当天然气为水蒸气饱和时，含水量[3]为:

式中：q为天然气含水量，g/m3；PSW为水的饱和蒸汽压，MPa；P为天然气的总压力，MPa。

水的饱和蒸气压与温度的关系如下式（2）

其中：当TC＜TSW时，

式中：PC为水蒸汽的临界压力，取22.12 MPa；TC为水蒸汽的临界温度，取647.3 K；TSW为饱和水蒸汽的温度，K。

进入苏里格气田是原料天然气，均经集气站预处理，天然气中均含有饱和水，则此时原料露点温度即为饱和水蒸汽温度[4-5]。

将式（2）、式（3）或式（4）代入式（1）中，即可算得天然气中的含水量。

3.1.2 原料气含水量及影响分析

通过对天然气处理厂原料气水露点变化趋势对比分析，苏里格某天然气处理厂水露点受季节影响较大，见表2。

表2 原料气水露点统计

由摄氏度与开尔文温度换算公式：

取表2 天然气处理厂原料气水露点最大值22 ℃和天然气处理厂产品气水露点最大值-2 ℃计算TSW。

又TC=647.3 K，则TC＞TSW。

由苏里格气田各天然气处理厂原料天然气压力、饱和蒸气压、原料气水露点数值代入含水量计算公式，则计算可得苏里格气田不同区域、干线来气含水量（单位g/m3），见表3。

表3 原料天然气含水量

各天然气处理厂原料气含水量、甲醇单耗对比情况，见表4。

通过生产数据统计分析发现，同区域、不同季节，处理厂单位体积原料气含水量差异较大， 在天然气处理过程中，原料天然气的含水量是决定注醇单耗的直接原因[6-7]。

表4 原料天然气含水量与甲醇单耗情况

3.2 甲醇浓度影响

苏里格天然气处理厂在用甲醇来源有两部分，一是外部购买，要求甲醇浓度大于或等于99%[8]；二是处理厂内部回收，回收甲醇浓度大于95%。外购甲醇量见表5。

通过运用控制变量法，在苏里格某天然气处理厂开展甲醇浓度与甲醇消耗量变化关系的实验共开展6 组，甲醇消耗量见表6。

通过实验发现， 在天然气处理量、注醇量一定的情况下，甲醇浓度越高，凝液含醇度越高，天然气携带甲醇量越少，甲醇损耗量越低。为降低甲醇耗量，苏里格气田均购买高浓度甲醇。

表5 外购甲醇量

表6 甲醇消耗量

3.3 甲醇注醇口影响

苏里格天然气处理厂脱烃脱水装置甲醇注入口分别两级降温设备的入口处。当天然气处理量不变时，对两级注醇效果进行实验，注醇效果对比见表7。

表7 注醇效果对比

由表7 可知，同时投运预冷换热器与丙烷蒸发器的两级注醇口，注醇运行效果不理想，甲醇单耗增加，造成了不必要的浪费。

3.4 雾化器雾化效果影响

脱烃脱水装置处理工艺中在两级降温设备的入口设有甲醇雾化器，甲醇液体雾化后，可有效地与天然气混合，提升注醇效果，减小甲醇单耗。

选取苏里格某天然气处理厂，1#脱烃脱水装置区预冷换热器天然气入口处甲醇雾化器进行清洗疏通，并与检修前的注醇量进行比对实验，结果见图2。

通过检修期间对甲醇雾化器雾化孔的清洗，雾化效果显著提升，甲醇单耗显著降低，水合物抑制效果提升。

3.5 甲醇回收量的影响

为提升企业效益，降低生产运行成本，避免环境污染，苏里格天然气处理厂设计投用甲醇回收装置。脱烃脱水装置凝液排放的含醇水，经甲醇回收装置提纯处理后塔顶得到含甲醇95.0%以上的甲醇，从而达到回收甲醇、循环使用的目的[9-10]。

而含醇水处理量、含醇水浓度、甲醇回收精馏塔顶塔底差压、温度、塔顶气液回流比都直接影响着甲醇回收装置所回收的甲醇浓度及产品甲醇回收量。2019 年产品甲醇回收情况统计见表8。

表8 2019 年产品甲醇回收情况统计

图2 甲醇雾化器检修前后对比

3.6 其他影响因素

由于降本增效管理制度的不健全、人员降本增效意识不够强、员工技能操作水平不均衡等人为因素也是影响苏里格各天然气处理厂甲醇耗量增加的不可忽视的因素。

表9 天然气含水量与注醇单耗变化情况统计

4 降低甲醇耗量的具体措施

4.1 由含水量及时调整注醇量

天然气含水量与注醇单耗变化关系情况，见表9。平均含水量、注醇单耗可计算单位质量水所需注入甲醇量，计算得出2018 年甲醇量为0.002 7 L/g，2019 年甲醇量为0.002 4 L/g。

2019 年，苏里格天然气处理厂严格执行原料气水露点每日化验制度，并根据水露点变化情况，及时调整注醇量，保证单日注醇单耗与原料气含水量、天然气处理量呈正比关系，有效降低了注醇单耗。

2019 年，处理厂根据原料气水露点积极调整控制装置注醇量，并通过与2018 年数据比对、分析。建议：根据原料气含水量范围，控制注醇单耗，见表10。

表10 含水量与注醇单耗控制值建议

4.2 由含水冰点调整注醇量

为验证装置含醇水冰点温度，并根据含醇水冰点温度，及时调整装置注醇量，以达到节能降耗的目的，在天然气处理量一定的情况下，控制装置预冷差压为47 kPa， 实验发现， 含醇水浓度在31%～35%时，其冰点为-16～-18 ℃，因此，建议：现场根据含醇水浓度，调整注醇量，以降低注醇单耗。

4.3 预冷换热器单口注醇

为验证装置含醇水冰点温度是否能满足正常生产需要，使用预冷换热器单口注醇，并控制注醇量，调高预冷换热器进出口压差至48 kPa，实验发现，预冷换热器单口注醇时，其含醇水冰点大于-14 ℃。

建议：使用预冷换热器单口注醇，并适当提高预冷换热器进出口差压，其数值稳定于41～46 kPa，且丙烷蒸发器差压可稳定于大于或等于41 kPa即可。

4.4 提升甲醇回收浓度、回收率

为验证甲醇回收装置进料量、回流比、甲醇精馏塔、塔顶温度等相关参数对回收甲醇浓度及甲醇回收率的影响，在苏里格各天然气处理厂开展试验，甲醇回收装置最优参数范围如下：

1）最佳回流比：0.64～0.67。

2）最佳塔压差：16～31 kPa，此时产品甲醇浓度大于95%，甲醇回收率在43%左右。

3）最佳进料量：1.1～1.6 m3/h。

4） 最佳塔顶温度：62～64 ℃，最佳塔底温度：96～98 ℃时，回收产品甲醇浓度95%以上，塔底水含醇度小于0.1%。

5）每周定期收油、排泥，确保装置运行平稳。

4.5 提升雾化器雾化效果

天然气管线多为铸铁材质管材，当高压高流速天然气长期冲刷其内壁，大量铁屑脱落，在高速流动天然气的带领下与泥沙等颗粒物一同进入下游装置设备，导致甲醇雾化器喷嘴堵塞，甲醇液体流通不畅，注入受阻，很大程度地降低雾化效果，增加了注醇单耗。某天然气处理厂雾化器检修前后甲醇耗量对比情况见表11。

表11 某天然气处理厂雾化器检修前后甲醇耗量对比情况

建议：定期对装置的甲醇雾化器进行清洗疏通，同时，控制雾化器进出口差压为0.6 MPa，可有效甲醇雾化装置效果，降低甲醇单耗。

表12 2018 年与2019 年甲醇相关参数对比

5 经济效益

苏里格某天然气处理厂2019 年注醇单耗为9.42 L/104m3，2018 年 注 醇 单 耗 为9.86 L/104m3，2019 年通过采取注醇量的控制、甲醇回收装置运行参数的优化调整、设备定期检维修等措施，2018 年和2019 年甲醇相关参数对比见表12。

苏里格某天然气处理厂2019 年通过对装置注醇、甲醇回收运行参数的优化调整，直接经济效益45.67 万元。

克拉玛依油田风城采油作业区

6 结论

影响天然气注醇单耗的因素很多，如压力、温度、含水量等，降低甲醇单耗具体措施有以下几点：计算原料气含水量，总结生产运行经验，及时调整注醇量，控制注醇单耗；优化甲醇回收装置生产运行参数，将回流比、塔差压、进料量、塔温度控制在最佳范围内，以提高产品甲醇回收率、回收浓度；控制甲醇雾化器进出口差压，设备定期检维修；加密监控原料气水露点、冰点并调整注醇量；加强员工培训，提升岗位人员责任心和节能降耗意识等措施。通过以上可行性措施的实施，可有效降低甲醇单耗，从而达到节能减排、降本增效的目的。