石油与天然气化工  2016, Vol. 45 Issue (2): 29-32
大牛地气田脱水脱烃工艺的成功实践
刘峻峰 1, 李君韬 2, 李广月 1, 刘德生 3     
1. 中国石油化工股份有限公司油田事业部;
2. 美国伊利诺伊理工大学;
3. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院
收稿日期：2016-02-29
作者简介：刘峻峰(1974-)，男，高级工程师，硕士，主要从事油气田开发和地面工程技术研究工作。E-mail：liujf@sinopec.com.
摘要：大牛地气田开发选用高压集气天然气处理工艺，采用节流制冷脱水、脱烃，需要一定的压差才能保证外输气质。当气井压力下降至一定程度时，集气站内没有足够的压差，无法利用节流膨胀制冷、低温分离工艺实现对天然气烃露点、水露点的控制，需要结合增压、脱液工艺对气田集输工艺进一步优化。分析了气田不同开发阶段采取的脱水脱烃工艺、可能出现的问题及解决措施。
关键词：天然气    脱水    脱烃    节流制冷    烃露点    水露点    
Successful practice of dehydration and de-hydrocarbon process in Daniudi Gas Field
Liu Junfeng1 , Li Juntao2 , Li Guangyue1 , Liu Desheng3     
1. Sinopec Oilfield E & P Department, Beijing 100728, China;
2. Illinois Institute of Technology, Chicago;
3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Sinopec, Beijing 100728, China
Abstract: The process of the high-pressure gas gathering is adopted in Daniudi Gas Field. Throttling refrigeration technology for dehydration and de-hydrocarbon requires enough pressure energy to meet the natural gas transportation standard. When the gas pressure drops to a certain extent, there is no enough pressure energy in gas station to control the water dew point and hydrocarbon dew point of natural gas using throttling expansion refrigeration and low temperature separation method. The gas gathering process needs further optimization with supercharging technology and other dehydration process. This paper analyzes the problems of dehydration and de-hydrocarbon process used in different stages of gas fields development and some possible solutions.
Key Words: natural gas,    dehydration    de-hydrocarbon    throttling refrigeration,    hydrocarbon dew point,    water dew point    

大牛地气田地处鄂尔多斯盆地东北部毛乌素沙漠腹地，属于典型的低渗、低压、低丰度、低产气藏。自2002年开始，历经先导试验、开发准备、滚动开发、规模建产等阶段，至2015年底保有产能42×108 m3/a。结合大牛地气田气藏特点、地理环境及集气压力变化，经过多年生产实践和不断优化完善，形成了适合大牛地气田的前期“高压集气，低温分离”、中期辅之“复温外输”、后期“外加冷源脱水脱烃”的天然气集输处理工艺，满足了气田不同开发阶段的天然气净化处理要求。

1 天然气气质及外输条件

根据GB 17820-2012《天然气》[1]标准，大牛地气田天然气不需脱硫脱碳，只需脱水、脱烃后即可外输，其组成见表 1。

表 1    大牛地气田天然气组成 Table 1    Components of natural gases of Daniudi Gas Field

大牛地气田所产天然气主要外输至榆济管道。2012年9月前，根据GB 17820-1999《天然气》标准，水露点的要求是“在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5 ℃”，即4 MPa时交接点水露点应为-5 ℃(冬季)。2012年9月后，新颁布的GB 17820-2012《天然气》标准规定：“进入输气管道的天然气，水露点的压力应是最高输送压力”。根据中石化相关管理要求，由油田企业满足长输管道输送的水露点要求，榆济管线最高输送压力为9.5 MPa，折算成4 MPa时对应的大牛地气田水露点应为-12 ℃(冬季)。

2 节流制冷脱水工艺及其适应性

气田开发初期，为了充分利用地层压力(井口剩余压力约18 MPa)，大牛地气田天然气处理采用节流膨胀致冷、低温分离工艺(见图 1)，节流后的压力为4.5 MPa，节流后天然气温度基本在-10~-15 ℃，可有效脱除天然气中的水和凝析油，使外输气烃露点、水露点同时达到要求，流程简单、能耗低、投资少[2-4]。在线露点检测结果见图 2。

图 1     气田开发初期集气站各节点压力变化情况 Figure 1     Changes of node pressure of gas gathering station during the initial stage of development

图 2     塔榆管线在线露点检测结果 Figure 2     Test results of water dew point of Tayu gas transmission pipelines in Damudi Gas Field

大牛地气田节流温降系数在5 ℃/MPa左右，自2003年至2013年，气井油压自18 MPa降至约7 MPa，在2003年~2012年这10年的气田开发过程中，有较高的剩余压力可以利用，表明该工艺较好地满足了生产需要。

3 复温外输工艺及适应性

随着气田气井压力的逐步降低，部分集气站内可用的节流压差逐渐变小，节流制冷脱水效果变差，气田外输气露点逐渐上升至不达标。为解决此问题，大牛地气田实施了复温外输工艺改造，即在集气站二级节流前增设换热器(见图 3)，以二级节流产生的温降作为换热器冷端温差，当换热面积足够大时，原料气经换热可产生足够大的温降，以满足天然气脱水的深度要求。

图 3     复温外输工艺示意图 Figure 3     Schematic diagram of rewarming transmission technology

大牛地气田10#集气站2008年生产井数24口，其中井口压力低于10 MPa的气井有19口，占总生产井数的79.17%，总产量的76.04%。未实施改造前，二级分离(旋流分离器)后温度基本在9~14 ℃，无法满足低温分离、外销气质的要求。10#站安装板翅式小压差换热器后的生产情况见图 4、图 5。

图 4     换热器安装前后两级分离温度对比曲线图 Figure 4     Temperature contrast curve before and after installing heat exchanger

图 5     换热器安装前后二级节流前后温差曲线图 Figure 5     Temperature different curve before and after installing heat exchanger

由图 4、图 5可以看出，增设换热器后二级节流后旋流分离器运行温度下降了约15 ℃，脱水深度得到大幅度提高。

从图 6可以看出，在实施小压差外输工艺后，各集气站中10#站的外输工况露点最低，外输天然气气质最好，表明换热器具有良好的使用性能。

图 6     同时期各站外输工况露点对比图 Figure 6     Dew contrast curve of each gas gathering station at the same time

根据大牛地气田30余座集气站的实践，在理想状态下，复温外输工艺可使气田节流温降系数达到49 ℃/MPa，处理天然气达标所需节流压差降至约0.5 MPa，使当前脱水工艺在地层能量逐渐降低的情况下可以继续沿用，可节约地层压力能量2.5 MPa，按照气田平均压降速率0.004 3 MPa/d计算，可延缓气田一期增压实施时间约1.7年。此外，由于该工艺不增加运转设备，故节能效果良好[5]。

换热器是复温外输工艺的核心设备，其热效率的变化将直接影响制冷效果，实际生产时，集气站换热器运行不到半年热效率普遍降低，由90%降低至60%，最低降低至30%，其主要原因是保温效果不理想，以及杂质、水、凝析油聚集等造成换热器换热系数降低，严重影响了复温外输工艺的脱水脱烃效果。

4 外加冷源脱水脱烃工程的实施
4.1 必要性

(1) 大牛地气田井口压力逐年下降，无足够的压差进行节流致冷降温脱水，复温外输工艺效果不理想。

(2) 为了确保天然气外输压缩机及外输管道的长期安全运行，提高管道输气效率，需采取相应措施降低天然气水露点。

(3) 由于大牛地气田天然气中含一定量的重烃组分(烃露点22 ℃)，如果不脱烃直接进入外输管道，会给下游分输站生产造成安全隐患。

4.2 工艺参数

天然气加权平均组分情况见表 1。采用HYSYS软件模拟计算，得到大牛地气田天然气在不同压力条件下水露点和烃露点的对应关系，如图 7和图 8所示。

图 7     水露点与压力关系图 Figure 7     Relationship between water dew point and pressure

图 8     塔榆增压站进站天然气组分p-T相图 Figure 8     p-T phase diagram of natural gas components in Tayu compression station

表 2    天然气加权平均组分 Table 2    Weighted average components of natural gas

根据GB 17820-2012的规定，外输气的水烃露点控制值为表压9.5 MPa、-5℃，对应交接点表压4.0 MPa，水露点控制值为-12 ℃，本项目以表压4.0 MPa、水烃露点低于-12 ℃为设计目标。

脱水装置处理量(20℃，101.325 kPa)：1 500×104 m3/d；原料气温度：0~20 ℃；表压：2~4.5 MPa。

4.3 脱水脱烃工艺技术路线及产品

考虑到项目的脱水深度不高，且后期可能会有凝析油产生，采用外加冷源的低温制冷脱水脱烃工艺，脱水脱烃站建在塔榆增压站站前。

进站分离工艺：进站天然气首先进入重力分离器，再经过滤分离器过滤分离后进入脱水脱烃装置。

低温制冷工艺：先注入水合物抑制剂甲醇，后进入天然气三股流换热器，换热冷却后的天然气经制冷机组冷却至-25 ℃后进入低温轻油吸收塔进行分离，分离后的天然气通过天然气三股流换热器复热到-5~15 ℃后，进入塔榆增压站压缩机入口。

轻烃回收工艺：油气水三相分离器分离后的油相进入脱乙烷塔、液化气塔，回收轻油和液化气。

污水处理工艺：油气水三相分离器分离出的污水进入污水储罐，经装车鹤管装车外运至甲醇污水处理厂处理。

满负荷运行时，日产液化气产品50~70 t/d(2~4.5 MPa)，轻油产品107~110 t/d(2~4.5 MPa)。

4.4 实施效果

脱水脱烃工程正常运行后，丙烷蒸发器、轻油吸收塔、甲醇加注系统等主要关键设备运行参数均在设计指标范围内，装置整体运行情况良好，见表 3。

表 3    装置运行情况 Table 3    Device operating parameters

塔榆管线在线露点检测结果见图 9。由图 9可知，水露点控制在-17 ℃左右，实现了天然气达标平稳安全外输，同时获得液化气和轻油产品，取得了较好的经济效益。

图 9     塔榆管线在线露点检测结果 Figure 9     Test results of water dew point of gas transmission pipelines

5 结论

(1) 开发前期采用节流制冷脱水脱烃，充分利用地层能量，取得较好的效果。随着气井压力下降，节流压差变小，水露点超标问题凸显，亟需进行工艺调整。

(2) 复温外输工艺的实施效果主要取决于换热器效率，而保温效果不理想及杂质、水、凝析油聚集等造成换热器换热系数降低，将严重影响复温外输工艺的脱水脱烃效果。

(3) 开发后期，采用的外加冷源脱水、脱烃工艺效果好，能有效保障外输天然气水露点达标，装置整体运行高效平稳。

参考文献
[1]
中国石油西南油气田公司天然气研究院, 中国石油集团工程设计有限公司西南分公司. GB 17820-2012天然气[S]. 北京: 中国标准出版社, 2012: 2.
[2]
林丽娜. 大牛地气田集输节能工艺[J]. 天然气与石油, 2010, 28(8): 11-14.
[3]
陈赓良. 天然气三甘醇脱水工艺的技术进展[J]. 石油与天然气化工, 2015, 44(6): 1-9.
[4]
丁玲, 蒋洪. 煤层气三甘醇脱水优化设计[J]. 石油与天然气化工, 2015, 44(5): 28-33.
[5]
刘祥琦. 大牛地气田增压后复温外输工艺浅析[J]. 中国石油和化工标准与质量, 2014(7): 121.
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