石油与天然气化工  2013, Vol. 42 Issue (4): 325-330
凝析气田开发后期处理厂工艺改进
马国光 1, 崔国彪 1, 张锋 2, 曹洪贵 2     
1. 西南石油大学石油工程学院;
2. 中国石油新疆油田公司采气一厂
收稿日期：2013-01-13
作者简介：马国光(1964-)，男，四川巴中人，博士学历，副教授，现任职于西南石油大学石油工程学院，主要从事石油天然气储运教学、设计、科研工作，发表论文17篇，合作出版专著5部。地址：(610500)四川成都市新都区新都大道8号西南石油大学国重实验室B606。电话：13980982416。E-mail: swpimgg@126.com.
摘要：凝析气田处理厂通过节流制冷脱水脱烃来控制天然气的露点，气田开采中后期由于压力逐年递减，导致外输气不能满足烃露点要求。通过HYSYS软件模拟计算和工艺比较，得出“JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺”可以满足气田中后期的外输气烃露点要求。
关键词：凝析气田    增压    丙烷制冷    烃露点    HYSYS    
Technical improvement of treatment factory in the late stage of condensate field development
Ma Guoguang1 , Cui Guobiao1 , Zhang Feng2 , Cao Honggui2     
1. Petroleum Engineering Institute of Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, Sichuan, China;
2. No.1 Gas Production Plant of Xinjiang Oilfield Company, Kelamayi 834000, Xinjiang, China
Abstract: Condensate field controls dew point of natural gas through dehydration and dehydrocarbons by throttling refrigeration. In the middle and late period, due to the decreasing of gas field pressure year by year, the gas cannot meet the specification of hydrocarbon dew point of natural gas. The results of HYSYS simluaiton and process comparison show that the technology of "pressurization in front of throttle valve + dehydration and dehydrocarbons by propane refrigeration" can meet the requirements of dew point.
Key Words: condensate field    pressurization    propane refrigeration    hydrocarbon dew point    HYSYS    

新疆某凝析气田气井总数12口，设计集气、处理及外输规模为150×104 m3/d，外输压力4.6 MPa，水、烃露点-10 ℃。气田开采中后期日产气量已递减至36.5×104 m3/d，同时压力衰减过快，目前气藏生产井平均井口压力7.3 MPa，接近原设计进站门槛压力6.5 MPa，节流压差逐年减小导致天然气处理厂工艺系统的适应性变差，不能满足外输气烃露点要求。针对气田后期产量和压力日益下降的情况，据地质上提供的气井开采、配产数据及气井压力(表 1)的预测，对处理厂工艺系统进行技改，以满足气田在低产量、低压力情况下的外输气质量要求[1-5]。气田天然气组分和凝析油物性见表 2。

表 1    各气井油压(2013~2026年)预测 Table 1    Oil pressure of each gas well (2013~2026)      (MPa)

表 2    天然气组分和凝析油物性 Table 2    Gas components and physical properties of condensate oil

1 处理厂原工艺流程

处理厂原工艺见图 1所示，站内设有两座集气间。集气站来气(压力10 MPa、温度25 ℃)经过计量后进入生产分离器，分离出的天然气注入乙二醇(25 kg/h)，防止水合物生成，进入气气换热器换热到-2 ℃，经过节流阀节流降压到4.8 MPa，温度-25 ℃，然后进入低温分离器进行分离，分离出的天然气经过气-气换热器与原料气复热后，在压力4.6 MPa下外输。

图 1     气田处理厂原工艺流程 Figure 1     Technological process of treatment plant of gas field

2 改造工艺选择

处理厂原工艺采用JT阀节流制冷工艺，气田的压力衰竭导致没有足够可利用的压差，根据处理厂现有工艺，以“气体外输压力4.6 MPa下烃露点控制在-10 ℃以下”为目标提出以下3种改造工艺：

(1) “JT阀前增压+JT阀节流制冷脱水脱烃工艺”，通过JT阀前增压来获得足够的压差；

(2) “JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺”，通过丙烷制冷[6]获得外加冷量；

(3) “丙烷制冷+JT阀后增压脱水脱烃工艺”，通过降低节流后的压力配以丙烷辅助制冷来获得足够的冷量。

2.1 JT阀前增压+JT阀节流制冷脱水脱烃工艺
2.1.1 确定天然气脱水脱烃的温度

建立如图 2所示的HYSYS模型，当压力4.8 MPa、温度-10 ℃时低温分离器的气相相图见图 3所示。通过图 3可以看出，低温分离器温度达到-10 ℃(压力4.8 MPa)时，分离出的气相才能满足烃露点要求(-10 ℃)。

图 2     低温分离器脱水脱烃HYSYS模型 Figure 2     HYSYS module of cryogenic segregator

图 3     低温分离器气相相图(-10 ℃、4.8 MPa) Figure 3     Gas phase diagram of cryogenic segregator(-10 ℃、4.8 MPa)

2.1.2 确定增压压力

经过计算，只有当处理厂JT阀前压力大于6.7 MPa时，才能保证节流至4.8 MPa后，原料气降至-10 ℃以下，所以对进站压力低于7 MPa(考虑装置0.3 MPa的压降)的低压井来气进行增压处理。

低压井来气经过压缩机增压后温度升高，采用空气冷却器冷却时，由于气田地处沙漠地带，夏季温度较高(最高43.1 ℃)会导致冷却后温度较高(48 ℃)，节流后不能满足低温分离的温度要求(-10 ℃)；采用水冷时，冷却温度最低也只能达到35 ℃，当低压井气量增大时导致节流后温度仍然过高。经过计算，从2014年开始此工艺节流后温度高于-10 ℃，不能适应气田的压力变化，故“JT阀前增压+JT阀节流制冷脱水脱烃工艺”不能满足气田后期生产要求[7-9]。

2.2 JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺

由于“JT阀前增压+JT阀节流制冷脱水脱烃工艺”不能满足低温分离的温度要求，因此需要外加辅助制冷。丙烷制冷剂(沸点-42.1 ℃)在天然气制冷系统中得到较为广泛的应用，因此，采用丙烷辅助制冷控制天然气的烃露点。

2.2.1 确定增压压力及天然气脱水脱烃的温度

丙烷辅助制冷工艺只需满足外输压力要求即可，根据外输压力4.6 MPa确定低温分离器的操作压力为4.8 MPa(考虑装置0.2 MPa的压降)，因此对进站压力低于4.8 MPa的低压井来气进行增压处理，据2.1.1中的分析，低温分离温度为-10 ℃。

2.2.2 改造后的工艺流程

改造后的工艺流程见图 4所示。利用处理厂原工艺中的两套集气间分别对高压井、低压井集气，低压井来气经计量分离器和生产分离器计量分离后，分离出的气相增压至4.8 MPa，然后经水冷换热器换热至35 ℃左右，与其他节流至4.8 MPa的高压井来气混合进入气-气换热器预冷，注入乙二醇防冻剂，进入丙烷蒸发器冷却至-10 ℃进入低温分离器，分离器出口气相与气-气换热器换热再与稳定凝析油换热至25 ℃左右外输。

图 4     JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺 Figure 4     Flow chart of pressurization in front of throttle valve + dehydration and dehydrocarbons by propane refrigeration

考虑到气田压力和各井流量的变化，选用两台压缩机，单台处理能力为10×104 m3/d。预计2016年低压井气量达到10.7×104 m3/d，所以2013年启用一台压缩机，2016年后启用两台压缩机。

2.3 丙烷制冷+JT阀后增压脱水脱烃工艺
2.3.1 确定天然气脱水脱烃的温度

通过降低JT阀后的压力来增大压差，根据气田压力预测表(见表 1所示)，取JT阀后压力为0.7 MPa，利用图 2中的HYSYS模型计算0.7 MPa下低温分离器气相相图(图 5)，得出低温分离温度达到-30 ℃(0.7 MPa)时即可满足外输气烃露点要求。

图 5     低温分离器气相相图(-30 ℃、0.7 MPa) Figure 5     Gas phase diagram of cryogenic segregator (-30 ℃、0.7 MPa)

2.3.2 改造后的工艺流程

改造后的工艺见图 6所示。利用处理厂原工艺中的两套集气间分别对高、低压井集气，高压气和低压气先后经过计量、分离，气相进入气-气换热器预冷，注入乙二醇防冻剂(45 kg/h)，然后高、低压汇合气节流降压到0.7 MPa，进入丙烷蒸发器冷却至-30 ℃进入低温分离器，分离器出口气相与气气换热器换热，再与稳定凝析油换热至20 ℃左右后，由新增压缩机增压至4.6 MPa后外输。工艺流程框图如图 6所示。

图 6     丙烷制冷+JT阀后增压工艺流程图 Figure 6     Flow chart of propane refrigeration + pressurization in back of throttle valve

3 工艺比较

根据2.1中的分析，“JT阀前增压+JT阀节流制冷脱水脱烃工艺”适应性较差，不能满足气田后期生产需求，所以只对“JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺”和“丙烷制冷+JT阀后增压脱水脱烃工艺”进行对比。投资和能耗两个方面的对比结果见表 3和表 4所示。由表 3可以看出，JT阀前增压工艺投资较JT阀后增压工艺少249万元。从表 4可以看出，JT阀前增压工艺较JT阀后增压工艺平均能耗降低300 MJ/103m3，所以推荐采用“JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺”。

表 3    投资比较 Table 3    Investment comparisons(ten thousand yuan RMB)

表 4    能耗比较 Table 4    Energy comsumption comparisons      (MJ/103 m3)

4 JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺适应性分析

对“JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺”未来14年的生产运行情况进行全面的参数模拟(外输压力取4.6 MPa，进站温度取20 ℃)，计算结果见表 5所示。从表 5可以看出，“JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺”能满足2013~2026年单井来气压力情况下的外输气质量要求。

表 5    JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺2013~2026年逐年运行参数 Table 5    Operation parameters simulation of pressurization in front of throttle valve + dehydration and dehydrocarbons by propane refrigeration (2013~2026)

5 压缩机和驱动机的选取

由于低压气压力低，压缩比较大，预计2026年压缩比将达到4.2，因此推荐使用往复式压缩机。处理厂地处新疆沙漠地带，不具备电驱条件，故采用燃气发动机驱动方式[9]。

6 经济效益分析

“JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺”工程总投资4 094万元，投资回收期为1.97年，具有非常强的偿债能力，具有极强的抗风险能力，经营安全程度非常高。

7 结语

(1) 对凝析气田处理厂后期采用丙烷制冷脱水脱烃工艺满足外输天然气烃露点要求，当压力低于外输压力4.6 MPa时在节流阀前进行增压处理，可满足气田未来14年的生产需求[10]。

(2) 利用处理厂原工艺中的两套集气间分别对高、低压井来气进行集气，充分利用气田的压能，降低丙烷制冷的能耗。

(3) 推荐选用燃驱往复式压缩机组。

(4) “JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺”总投资4 094万元，投资回收期为1.97年，具有很高的经济效益。

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