某海上油田压缩机入口气液分离工艺改造方案及实施效果

朱建才

中海石油（中国）有限公司天津分公司辽东作业公司 天津 300452

0 引 言

通常天然气中含有水蒸气、固体颗粒等杂质，天然气在工艺处理和输送过程中会形成冷凝液，若不进行有效处理，会造成阀门及管道堵塞、压缩机内部腔室积液等事故，在经济和安全生产方面影响重大，所以在油气田开发生产与集输过程中，天然气脱水处理是一个重要环节。本文以某海上油田为例，通过对该油田的压缩机系统生产工艺流程进行分析，结合目前现有的天然气脱液技术特点，选用适用于该油田的技术装置，对该油田中压压缩机机组入口流程进行改造，在机组前新增一台气液高效涤气装置，对压缩天然气中携带的大部分水和液烃进行有效脱除，消除在生产过程中出现的安全隐患。

1 现有天然气脱液技术简介

目前，常见的天然气脱水方法主要有溶剂吸收法、固体吸附法、低温分离法、膜分离法等［1-2］，各分离方法的原理介绍如下。

溶剂吸收法：根据气体中各组分在脱水溶剂中的溶解度不同（脱水溶剂对各组分的吸收能力存在差异）使气体各组分实现分离的方法。常见的溶剂主要有乙二醇（EG）、二甘醇（DEG）、三甘醇（TEG）等，其中三甘醇热稳定性好、易再生，优点显著，因此被广泛应用于工业生产［3］。

固体吸附法：指利用固体吸附剂对气体中各组分吸附能力的差异，以实现气体中各组分分离。固体吸附法虽然在气体分离领域中得到较多应用，但工艺流程复杂、能耗高，其投资成本和操作费用相对较高［4］。

低温分离法（又称冷凝分离法）：利用气体中各组分液化温度的差异，在一定压力条件下，将气体温度降低至露点温度以下，使其中水分凝结为液体，以实现气液分离。该方法在应用中因需要配置相应制冷设备，提高了投资成本和操作费用［5］。

膜分离法：根据气体中各组分透过膜时渗透率不同的特点，通过压力驱动使气体各组分发生分离［6-8］。

旋流脱液法（又称离心分离法）：气体各组分通过高速旋转，在离心力作用下实现气液分离。

重力沉降法：气体各组分在重力作用下，使气体中轻组分上升，重组分沉降，达到气液分离的效果。

折流分离法（又称惯性分离法）：根据气液之间的密度差异。混合气体在流动时，若遇到障碍物阻挡，气体会折流而走，而气体中的液滴等颗粒由于惯性作用继续向前，与障碍物发生碰撞，并附着在阻挡壁面上，在重力作用下向下沉积汇集。

过滤分离法：通过过滤装置，对气体进行过滤，使气体中的液滴等颗粒从中分离出来［9］。

在实际应用中，由于各分离方法均存在优缺点，常会联合几种分离方法同时运用，各分离方法的优缺点详见表1。

表1 天然气脱液技术优缺点对比表Tab.1 Comparison of advantages and disadvantages of natural gas dehydration technology

2 气液分离工艺改造方案

结合海上油田现场空间紧张、不易操作等实际工况，在工艺改造过程中选取一种综合运用多种分离方法的装置，其中包括折流分离法、旋流脱液法、过滤分离法，对不同粒径的液滴逐步进行分级处理，弥补各分离技术之间存在的缺陷，从而提高气液分离装置的处理效果，显著提升该分离装置的性价比。

2.1 气液分离装置处理过程

天然气进入该气液分离装置中，具体处理过程分为以下3 个阶段。

2.1.1 折流分离阶段

在第一阶段，装置入口的天然气在特殊结构设计的惯性导流叶片作用下，进行折流分离，实现气液两相的快速分离，该模块结构简单且安装简便，能有效提升高效分离器的分离效率，将大量粒径大于20 μm的液滴脱除。

2.1.2 旋流分离阶段

在第二阶段，天然气到达旋流装置内，进入旋流离心分离阶段，旋流装置内部设计安装有离心场，该设计是本阶段旋流脱液的基础，它能使微液滴迁移、碰撞、聚集成大液滴，进而脱落分离，这一阶段主要是脱除粒径为5～20 μm的液滴。

2.1.3 过滤分离阶段

前两阶段未分离出的液滴在此处碰撞、拦截，使液滴附着后聚结脱落，这一阶段能使气液分离精度达到1 μm。

2.2 气液分离装置改造流程

通过对压缩机系统生产工艺流程特点的分析，在中压压缩机机组前新增一台气液高效涤气装置，将原流程中U型弯装置改造为气液分离装置，其设备改造接入点、流程连接见图1。

图1 气液分离装置改造接入点示意图Fig.1 Schematic diagram of access point for gas-liquid separation unit reconstruction

3 改造前后数据对比分析

本油田液烃回收系统包含低压液烃回收装置、中压液烃回收装置及高压液烃回收装置。新增气液分离装置投用后，在排除天然气量波动、温度波动等干扰因素的情况下，对液烃回收装置的数据进行收集。通过对比改造前后中压液烃回收液量、高压液烃回收液量情况，新增气液分离装置运行情况如下。

液烃回收总量前后对比见图2。通过对新增气液分离装置改造前后液烃回收系统的液量对比分析可知，在流程改造前，液烃回收总量约12.38 m3/d，改造后约17.32 m3/d，平均增加4.94 m3/d。

图2 改造前后总回收液量对比图Fig.2 Comparison of total recovered liquid before and after reconstruction

新增气液分离装置改造前后中压液烃回收液量对比情况见图3，即中压机入口液烃回收液量情况对比分析。中压液烃回收液量在改造前约为1.82 m3/d，改造后约为9.83 m3/d，增加8.01 m3/d。

图3 改造前后中压液烃回收液量对比图Fig.3 Comparison of medium pressure recovered liquid before and after reconstruction

新增气液分离装置改造前后高压液烃回收液量对比情况见图4，即中压压缩机一级压缩后液烃回收液量情况对比分析。高压液烃回收液量在改造前约为8.55 m3/d，改造后约为4.43 m3/d，减少4.12 m3/d。由此可见，新增气液分离装置作用显著。

图4 改造前后高压液烃回收液量对比图Fig.4 Comparison of high pressure recovered liquid before and after reconstruction

综上，新增气液分离装置改造后液烃回收总量提高4.94 m3/d，中压液烃回收总量提高8.01 m3/d，高压液烃回收总量降低4.12 m3/d。新增气液分离装置投用后，在新增气液分离装置脱液作用下，进入中压压缩机入口液量降低8.01 m3/d，较大部分液烃已在中压压缩机入口回收，液烃回收液量平均降低4.12 m3/d。这表明，进入中压压缩机的天然气中很大一部分液体成分被新增气液分离装置脱除，气液分离效果显著。

4 结 语

该气液分离装置联合了多种气液分离工艺，有效减少了装置的重量和体积，性价比显著提升，适合海上油田现场工作环境。在后期维保中，为便于更换过滤装置等内部构件，罐体与顶部封头采用法兰连接方式，有效降低了设备的维保费用，节省了运行成本。综合运用多种分离方法，对不同粒径的液滴进行分级逐步处理，以弥补各分离技术之间存在的缺陷，从而提高气液分离装置的处理效果，可使气液分离的精度最终达到1 μm。该气液分离装置投用后，进入中压压缩机入口液体平均降低8.01 m3/d，液烃回收液量平均降低4.12 m3/d，由此可知，进入压缩机的天然气中大部分液体被新增气液分离装置脱除，新增气液分离装置实际运行脱液效果显著。该气液分离装置投用一段时间后，对各压缩机进行拆检维保时，压缩机内部各零部件均运行正常，状态良好，并未在内部腔室内发现液体存在，消除了压缩机内部腔室液击的隐患。未来，需要在后期周期性维保及设备运行时加强对压缩机运行参数和压缩机内部各零部件运行状态的关注。