石油与天然气化工  2012, Vol. 41 Issue (2): 161-163
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    赵军艳
    蔡共先
    吉拉克凝析气田天然气处理装置优化运行方案比选
    赵军艳1 , 蔡共先2     
    1. 中国石油辽河工程有限公司巴州塔里木分公司;
    2. 新疆美克化工股份有限公司
    收稿日期：2011-08-29；修回日期：2011-12-07
    作者简介：赵军艳, 工程师，2006年毕业于新疆大学化学工程与工艺专业，现在中油辽河工程有限公司巴州塔里木分公司从事油气集输设计工作。地址：(841000)新疆库尔勒康都花园1号楼101室中油辽河工程有限公司巴州塔里木分公司。电话：(0996)6762235。E-mail:zhaojunyan123@sina.com.
    摘要：目前吉拉克凝析气田开发进入后期，油气产量、压力不断下降，生产井陆续关停，实际产能与原设计相差较大，三叠系和石炭系天然气处理装置均在低负荷运行，设备处理能力闲置率较大，造成装置运行成本较高，经济性较差。为改变这种生产状况，提出将三叠系和石炭系的天然气按压力机制统一考虑，简化工艺流程，适当调整两套装置的操作参数，尽可能利用处理装置的已建设施对原料气进行处理，以满足天然气外输气中烃和水露点的要求。
    关键词：吉拉克    三叠系    石炭系    天然气处理    优化    方案比选    
    Jilake device operation optimization scheme selection
    Zhao Junyan1 , Cai Gongxian2     
    1. China Liaohe Petroleum Engineering Company Limited in Bazhou Tarim Branch;
    2. Xinjiang Markor Chemical Industry Co., Ltd
    Abstract: During the later development period of Jilake condensate gas field, both the production of oil and gas and the pressure decrease constently, production wells were closed or stopped successively. At present, the actual production capacity has larger difference with the original design, both the natural gas treatment devices of Triassic and Carboniferous are both under low load operation, the equipment capacity has not yet been fully used, which cause the devices′ operation cost high and economy poor. To change the production situation, the natural gas of Triassic and Carboniferous are considered uniformly by pressure mechanism, the process is simplified and the operation parameters of the two devices are adjusted appropriately. The built facilities were used best to treat raw material gas for meeting the requirements of water and hydrocarbon dew point of the natural gas transportation.
    Key words: Jilake    Triassic system    Carboniferous system    natural gas process    optimization    scheme selection    

    1 装置运行概况

    吉拉克凝析气田于2005年4月建成投产，建有总处理能力215×104 m3/d的凝析气处理站[1]一座，其中：三叠系凝析气处理规模为130×104 m3/d，石炭系凝析气处理规模为85×104 m3/d。凝析气集输均采用一级布站，井口天然气节流后直接输到集中处理站处理。

    石炭系采用高压集气、处理工艺，天然气进集中处理站压力为12 MPa，利用注乙二醇[2]+J-T阀节流制冷处理工艺，满足外输天然气水露点、烃露点要求。

    三叠系为中压集气，天然气进集中处理站压力为7.1 MPa，采用分子筛脱水、丙烷制冷+膨胀制冷回收轻烃工艺[3]。

    随着吉拉克凝析气田的开发，目前吉拉克天然气处理站三叠系和石炭系实际生产情况与原设计偏差较大。首先，原设计生产井20口，三叠系16口、石炭系4口，而实际生产井只有7口，三叠系4口井、石炭系3口井，其余井均因低压、高含水而关井；其次三叠系天然气实际产能8.8×104 m3/d，原设计规模130×104 m3/d，装置负荷因子仅为0.068。石炭系天然气实际产能61×104 m3/d，原设计规模85×104 m3/d，装置负荷因子为0.72。两套装置的剩余能力均较大，特别是三叠系装置因进气量较少，处理工艺较为复杂，中间过程损耗较多，单靠三叠系的实际产量装置运行困难。目前，现场为维持生产只能通过石炭系补气，补气量约为35×104 m3/d，补气后石炭系装置的负荷因子降为0.41，三叠系装置的负荷因子为0.34，两套装置均在低负荷运行，不能充分利用装置处理能力，且运行维护成本较高。目前实际天然气、凝析油、液化气产量较少，实际外输天然气约为60×104 m3/d，为原设计的31.7%；凝析油为1.98×104 t/a，为原设计的9.1%；液化气为0.264 t/a，为原设计的11.8%。装置的产量因原料气少下降较快，由此获得的经济效益下降也较快，按目前装置的运行情况，经济性较差。

    目前吉拉克凝析气田已进入中后期开发，各生产井随着产量、压力逐渐下降，将会由高压装置转向低压装置生产。根据地质开发方案预测，石炭系天然气到2012年~2013年将转入中低压生产，不能进入现有处理系统生产，石炭系进站压力为12.0 MPa(G)(表压，以下同)，LN59-2井压力已降至13.4 MPa，转入中低压是必然趋势。目前，三叠系的个别单井已转入低压生产，部分单井在短时间内可维持高压，但单井转入低压生产是必然的。

    2 优化运行可选方案

    综合目前吉拉克各单井产能、压力较低且呈下降趋势及两套处理装置的利用率较低等情况，当务之急是将三叠系和石炭系来天然气按压力级别统一考虑，将两个装置合二为一，优化天然气处理生产工艺，尽量简化工艺流程，并扩建低压集气系统满足石炭系和三叠系的所有单井转入低压后，均能进吉拉克处理站进行生产。结合吉拉克实际生产情况，装置优化运行有两个方案可供选择，分别是天然气8.0 MPa下注乙二醇+丙烷制冷以及天然气8.0 MPa下注乙二醇管输至桑南天然气净化处理厂，与桑南天然气混合丙烷外冷。方案具体内容如下：

    2.1 天然气8.0 MPa下注乙二醇+丙烷制冷

    根据地质开发方案预测，石炭系天然气到2012年~2013年由于压力递减将不能进入现有处理系统。因此，将石炭系天然气由目前12.0 MPa进站降压至8.0 MPa，进行油、气、水三相分离。三叠系天然气由目前7.0 MPa进站降压至4.0 MPa进站，进行油、气、水三相分离。分离出的天然气经外输气压缩机增压至8.0 MPa后与石炭系8.0 MPa天然气混合，注乙二醇后，进入三叠系丙烷蒸发器，经丙烷外冷至-18 ℃进入石炭系低温分离器。低温三相分离器分离出低温干气、轻烃和乙二醇富液，低温干气去贫富气换热器被复热至4.35 ℃后外输，三相分离器分离出的轻烃进入凝析油稳定系统。三相分离器分离出的乙二醇富液进入乙二醇再生系统。

    新建2.0 MPa低压气计量、生产分离器，凡不能进入8.0 MPa及4.0 MPa低压天然气，均进入2.0 MPa低压气系统进行油、气、水三相分离，分出的天然气进入现有解放渠东低压气压缩机、稳定气压缩机(若低压气气量很大时，可启动2台再生气压缩机增压至4.0 MPa)第三级入口、稳定气压缩机三级入口增压至4.0 MPa，进入4.0 MPa低压气系统。2.0 MPa以下低压气、凝析油各级闪蒸气、稳定气以及解放渠东低压气均经过现有稳定气和低压气压缩机一、二、三级增压至4.0 MPa进入4.0 MPa低压气系统。

    从2.0 MPa以下、2.0 MPa、4.0 MPa、8.0 MPa集气系统中油、气、水三相计量、生产分离器分离出来的凝析油进入凝析油稳定单元处理，分离出的含油污水进入污水系统。

    本方案中天然气制冷利用三叠系的丙烷制冷系统，原丙烷制冷系统中的丙烷蒸发器操作压力为6.85 MPa，设计压力为7.96 MPa，本优化方案对天然气操作压力进行了调整，操作压力由6.85 MPa调整至8.0 MPa。因此，需对原丙烷制冷系统中的丙烷蒸发器进行更换。

    2.2 天然气8.0 MPa下注乙二醇管输至桑南，与桑南天然气混合丙烷外冷

    该方案油气计量分离及低压气增压、凝析油稳定、污水处理等与方案一相同，不同的是天然气脱水、脱烃不在吉拉克处理，而是采用天然气注乙二醇后管输至桑南天然气净化处理厂，与桑南脱硫后天然气一起脱水、脱烃，满足外输天然气水露点、烃露点的要求。这样吉拉克停运的单元更多，如乙二醇单元、丙烷制冷单元、石炭系低温分离器等都停运，生产过程更简化，生产管理、维修等人员更少，但吉拉克注入的乙二醇需从桑南天然气净化处理厂拉运至吉拉克。桑南需增加乙二醇储罐及装车泵，每天拉运一车，拉运量为8 m3/d, 增加部分公路运输费。

    3 方案对比

    两个方案采用的集气压力，均可保证所有高低压井都能进站，满足吉拉克凝析气田整个开发后期生产要求，同时满足天然气外输烃露点、水露点要求。

    方案一与方案二采用的压力机制相同，且制冷方式均采用丙烷外冷，区别在于方案一在吉拉克进行丙烷外冷，方案二在桑南站进行丙烷外冷。具体对比见表 1。

    表 1    方案对比表

    通过比较可知, 两个方案的一次性投入相差不多。方案一的年运行费较高，主要为运行丙烷压缩机的耗电量；方案二则较少，主要是脱水、脱烃利用桑南的丙烷制冷系统的剩余制冷能力，经济性较好。另外，方案二比方案一多停用了丙烷制冷系统和乙二醇再生系统，装置运行维护工作量较少，节省了大量的人力、物力、财力。

    因此，两个方案均适应于吉拉克凝析气田的后期开发，压力机制的设置可适应以后单井产量、参数变化需要。差别在于方案二脱水、脱烃部分在桑南天然气净化处理厂进行，受桑南处理厂的接受能力制约。目前桑南天然气处理装置实际处理量为60×104 m3/d，设计处理能力150×104 m3/d，装置剩余负荷有能力接受吉拉克的70×104 m3/d天然气。根据地质油藏预测，桑南周边区块有一定的天然气资源量，特别是轮古东38井区及周边约有30×104 m3/d~40×104 m3/d天然气。根据吉拉克天然气产量递减趋势，至2012年底，初步估计天然气产量在50×104 m3/d以下，桑南天然气产量也会递减，即使桑南周边新区块天然气进站，30×104 m3/d~40×104 m3/d桑南站处理规模也没有问题。

    由此可见，在桑南天然气净化处理厂处理能力能满足的前提下，吉拉克天然气管输至桑南处理最为合理。工程投资少，运行费用低，管理方便，减人最多。吉拉克只扩建2.0 MPa低压油气分离，天然气利用已有外输气压缩机增压后输到桑南，与桑南天然气一起经丙烷外冷后外输。

    参考文献
    [1]
    郭春生. 吉拉克凝析气田地面建设工程技术[J]. 天然气工业, 2005, 25(10): 127-129. DOI:10.3321/j.issn:1000-0976.2005.10.042
    [2]
    苗承武, 江氏昂, 程祖亮, 等. 油田油气集输设计技术手册[M]. 北京: 石油工业出版社, 1995: 467-514.
    [3]
    胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司.SY/T 0077-2008, 天然气凝液回收设计规范[S].2008.
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