迪那、牙哈、英买凝析气田虽然含蜡量较高，但因凝析油含量高，其对蜡有溶解作用，故天然气系统中还未出现过蜡堵现象。克深、大北属于低含凝析油气田，凝析油成分含量相对较少，但原料气组分中含有金刚烷、联苯等多环芳烃类物质，这些烃类物质在低温环境下会析出，堵塞设备。由于在气田脱水脱烃工艺中J-T阀及低温分离器的温度最低[1-3]，造成蜡的沉积，引起设备堵塞，导致处理装置分离效率降低，从而引起外输天然气烃、水露点升高，同时还造成以下问题：①堵塞孔板流量计压差变送器，导致井口计量不准确；②堵塞气液、低温分离器的液位计，导致测量不准，尤其是冬季投产时，多次堵塞气液分离器压差液位计和浮筒液位计；③蜡进入脱水脱烃装置的原料气预冷器和低温分离器时，堵塞管程和分离元件，影响气体流通能力和分离效率；④蜡对乙二醇再生装置造成影响。
两座气田天然气处理厂自2014年、2015年分别投产以来，由于低温节流造成原料气预冷器、低温分离器结蜡问题，一般运行5~7天后，天然气处理装置不得不停产进行清蜡处理，使得装置生产时率低，尤其是克深气田处理装置，设计处理量为900×104 m3/d，但由于蜡堵，其实际处理量仅能达到350×104 m3/d，严重影响了装置正常的生产运行[4]。
目前，脱蜡工艺主要集中在炼油行业的润滑油生产方面[5]，国内针对天然气除蜡工艺的系统性研究较少，可借鉴的天然气除蜡工艺研究成果也较少。同时，由于各气田均有其不同的特点，含蜡情况也有所不同。现有的含蜡气田地面生产系统主要通过工程设计或技术改造措施解决析蜡问题，以满足生产要求，包括：①提高介质温度(如安装加热炉)；②工艺改造(如采用高效分离器)；③添加药剂(如添加溶蜡剂)[6]。但没有具体的天然气脱蜡技术。
塔里木油田部分干气气田如克拉2气田通过分析采用高效分离+热洗的工艺，效果显著，主要是天然气中的蜡进入处理厂形成液滴，便于分离[7]。
在实际生产过程中，克深、大北处理厂蜡堵问题并不是发生在井口和处理厂气液分离器，而是发生在J-T阀和低温分离器，造成芳香蜡沉积蜡堵的原因不全是天然气组成造成的，主要还是工艺不完善引起的，通过分析，其主要原因是降压、低温和加入乙二醇。通过对克深、大北原料气组分进行取样分析和对比，发现原料气中存在组分缺失。同时，分析堵塞物主要成分为联苯、蒽、菲类多环芳烃物质，与其他天然气气田完全不一致，由于添加了其他物质(乙二醇)，在综合作用下造成装置蜡堵。
天然气处理量900×104 m3/d，进站压力11.7 MPa，原料气分离器温度25 ℃，低温分离器温度-15 ℃，乙二醇注入量1 500 kg/h。
如图 1所示，利用HYSYS工艺流程模拟软件中的Pipe Segment模块进行天然气析蜡温度模拟。
根据取样分析出的实际组分，采用HYSYS软件对克深天然气处理厂脱水脱烃工艺中关键物流的蜡形成温度进行了模拟计算。在采用HYSYS软件进行模拟时发现，质谱分析出的部分组分无法输入到HYSYS中，但为了使研究结果尽可能与实测值接近，在数据处理时对不能输入的组分进行了替换处理。替换前后的组分情况见表 1。
根据质谱分析结果，将堵塞物成分确定为：金刚烷、萘、甲基萘、联苯、甲基联苯、二甲基联苯、蒽、菲等物质。为了解决以上物质对脱水脱烃装置J-T阀及低温分离器堵塞的问题，提出两种方案：①调整运行参数以缓解蜡析出后对装置堵塞的影响；②利用以上物质与油品的相溶性，通过注入油品的方式以缓解装置蜡堵。
采用HYSYS模拟软件对原设计条件下各关键节点的天然气析蜡温度进行了模拟，结果如图 2所示。
从以上HYSYS模拟计算结果可知，原料气前冷器前天然气蜡形成温度为8.2 ℃，低于天然气工作温度25~40 ℃，不会造成设备蜡堵。J-T阀前蜡形成温度为2 ℃，与工作温度0~5 ℃接近，容易造成J-T阀蜡堵。J-T阀后蜡形成温度为-7.9 ℃，高于工作温度-15 ℃，会造成蜡堵，这与实际运行情况一致。
根据取样分析出的实际组分，采用HYSYS软件分别从调整原料气分离器工作温度、乙二醇注入量两方面对蜡在分离器中的分离效果进行了模拟计算。
降低原料气分离器温度可以降低J-T阀前后天然气析蜡温度，有利于蜡的分离。但是，受天然气水合物形成温度的限制，原料气分离器分离温度不宜低于20 ℃。说明仅通过降低原料气分离器温度可以缓解装置的蜡堵，但并不能有效解决问题。
采用HYSYS软件模拟研究不同注醇量对蜡分离效果的影响，发现改变注醇量对J-T阀前后天然气析蜡温度无影响，说明通过改变注醇量不能缓解装置的蜡堵情况。
根据取样分析出的实际组分，采用HYSYS软件分别从不同注烃点、不同油品类型及不同注烃量对蜡在分离器中的分离效果进行了模拟计算。
脱水脱烃工艺流程如图 3所示，结合工艺流程设计及现场实际情况，确定了2个注烃点。注烃点1为原料气空冷器前，可利用就地温度计改造为注烃口；注烃点2为原料气后冷器C管板处，可利用换热器管板上预留的注醇口。
为了考察不同油品对脱蜡效果的影响，分别对塔里木油田英买凝析油、大宛齐凝析油、迪那轻烃、英买轻烃进行了取样和组分分析，各油品组分组成如表 2所列。
同时，采用HYSYS软件对注入以上各种油品后的蜡形成温度进行模拟计算，注烃位置分别在原料气空冷器前(注烃点1)及原料气后冷器C管板处(注烃点2)，注烃量分别为300 kg/h、600 kg/h和900 kg/h。计算结果见表 3。
由以上分析可知，通过注入塔里木油田的凝析油，不仅不能缓解装置蜡堵，反而加剧了装置的堵塞；注入轻烃能够有效溶解天然气中的蜡，缓解装置的堵塞情况，保证装置的平稳运行[8]。因此，推荐向克深处理厂脱水脱烃装置内注入轻烃以解决装置堵塞的问题。
为了比较在不同注烃位置下不同注烃量对天然气蜡堵的影响，以确定注烃点位置及注烃量，选用迪那轻烃分别对原料气空冷器前(注烃点1)注烃及原料气后冷器C管板处(注烃点2)注烃两种方式进行了模拟计算。
为指导下一步注烃流程改造及现场试验，分别对以下3种注烃方案进行了研究。
(1) 方案1：在原料气后冷器C处注入轻烃，低温分离器产生的轻烃不循环注入。
在原料气后冷器C处注入轻烃且低温分离器产生的轻烃不循环注入方案的HYSYS模拟流程如图 4所示。天然气处理量900×104 m3/d，进站压力11.7 MPa，原料气分离器温度25 ℃，低温分离器温度-15 ℃，乙二醇注入量1 500 kg/h，轻质油品注入量0~1 000 kg/h。
J-T阀前后天然气蜡形成温度与注烃量关系见图 5。由图 5可知，注烃量越大，J-T阀前后的蜡形成温度越低，越不容易发生蜡堵。且当注烃量为600 kg/h时，J-T阀前蜡形成温度为0.95 ℃，J-T阀后蜡形成温度为-19.3 ℃，均低于操作温度约4 ℃，能保证装置不蜡堵。因此，在原料气后冷器C处注入轻烃，为有效改善装置蜡堵情况，建议处理量为900×104 m3/d时，注烃量≥600 kg/h。
(2) 方案2：在原料气空冷器前注入轻烃，低温分离器产生的轻烃不循环注入。
在原料气空冷器前注入轻烃且低温分离器产生的轻烃不循环注入方案的HYSYS模拟流程如图 6所示。天然气处理量900×104 m3/d，进站压力11.7 MPa，原料气分离器温度25 ℃，低温分离器温度-15 ℃，乙二醇注入量1 500 kg/h，轻烃注入量0~1 000 kg/h。
J-T阀前后天然气蜡形成温度与注烃量关系如图 7所示。由图 7可知，注烃量越大，J-T阀前后蜡形成温度越低，越不容易发生蜡堵。且当注烃量为400 kg/h时，J-T阀前蜡形成温度为-0.25 ℃，J-T阀后蜡形成温度为-18.8 ℃，均低于操作温度约4 ℃，能保证装置不蜡堵。因此，在原料气空冷器前注入轻烃，为有效改善装置蜡堵情况，建议处理量为900×104 m3/d时，注烃量≥400 kg/h。
(3) 方案3：在原料气空冷器前注入轻烃，同时将低温分离器产生的凝液经“降压闪蒸+加热闪蒸”分离后进行循环注入。
在原料气空冷器前注入轻烃并将低温分离器产生的轻烃进行循环注入方案的HYSYS模拟流程如图 8所示。天然气处理量900×104 m3/d，进站压力11.7 MPa，原料气分离器温度25 ℃，低温分离器温度-15 ℃，乙二醇注入量1 500 kg/h，轻烃补充量为0~30 kg/h。
由表 4可知，补充烃量越大，J-T阀前后蜡形成温度越低，但是降低的程度不明显。且在不补充新鲜烃液时，循环烃量能够维持在533 kg/h，J-T阀前蜡形成温度为-16.5 ℃，J-T阀后蜡形成温度为-28.9 ℃，均低于操作温度，能够保证装置不蜡堵。因此，在原料气空冷器前注入轻烃并将低温分离器产生的烃液进行循环注入时，不补充新鲜烃液便能够有效改善装置蜡堵情况，且效果明显，说明在空冷器前循环注入低温分离器产生的轻轻能够将大部分堵塞物成分在原料气分离器处进行分离，更有利于保护J-T阀和低温分离器。但是，实际运行过程中发现，开工时如果不注入轻烃，低温分离器分离出的轻烃量很少。因此，实际操作时可在空冷器前先注入一定量的新鲜轻烃，然后将低温分离器产生的烃液回收后循环注入到空冷器前。
为了考察方案3(原料气空冷器前循环注入)中金刚烷、菲、联苯等物质在将低温分离器产生烃液进行循环注入时是否存在内部循环累积的情况，将方案1和方案3中原料气分离器和低温分离器前后物流中各物质的质量流量变化进行了模拟计算，结果如表 5所列。
由表 5可知，将低温分离器产生烃液进行循环注入后，天然气中更多的金刚烷、菲和联苯在原料气分离器中被分离下来，不会存在内部累积过程。产品中的菲和联苯含量比不注油时更低，但金刚烷含量却更高，实际运行时应加强组分及低温分离器压差的监测。将以上3种方案的注烃量与蜡形成温度进行对比，结果列于表 6。
由表 6可知，方案1与方案2进行对比，在原料气空冷器前注入轻质油品比在原料气后冷器C处注入轻质油品方案所需的注烃量更少，且脱蜡效果更好，更有利于对J-T阀及低温分离器的保护，因此，注烃点推荐方案2，在原料气空冷器前注烃。将方案2与方案3比较，将低温分离器产生的轻烃进行循环注入，脱蜡效果更好，且轻烃补充量很低，能够有效减少新鲜轻烃的拉运量。
综上所述，只有注入迪那轻烃或英买轻烃，在3种注烃方式下均能有效缓解天然气中蜡对设备的堵塞。
在3种注烃方案中，原料气空冷器前注烃并循环的方案可将原料气中的蜡在原料气分离器中溶解分离后，再将低温分离器产生的低温烃液循环注入，不仅脱蜡效果好，且烃液消耗量最低。
将克深处理厂单套脱水脱烃装置进行停运、洗蜡、置换后重新投运，装置在处理量为350×104 m3/d、原料气压力11.7 MPa、原料气分离器工作温度25 ℃、低温分离器分离温度-15 ℃的条件下不注烃运行，低温分离器压差随运行时间的变化曲线见图 9。
由图 9可知，在不注烃的情况下，装置运行1周左右，低温分离器压差便从约3 kPa升至约30 kPa，造成低温分离器内构件严重堵塞，影响产品气气质。说明克深原料气中含蜡较多，在不注烃的情况下装置无法平稳运行。
选用迪那轻烃注入原料气空冷器前，并对脱水脱烃装置前冷器、后冷器及低温分离器压差进行了检测。其中，第1套装置处理量300×104 m3/d，进站压力11.7 MPa，低温分离器温度-15 ℃，在原料气空冷器前注入迪那轻质油品101~169 kg/h，各设备压差变化如图 10所示。第2套装置处理量700×104 m3/d，进站压力11.7 MPa，低温分离器温度-15 ℃，在原料气空冷器前注入迪那轻质油品350 kg/h，各设备压差变化如图 11所示。
根据以上装置运行结果，装置连续运行2个月，低温分离器压差基本维持在4 kPa以内，前冷器和后冷器压差维持在较低值且基本保持不变，说明在原料气空冷器前注入迪那轻烃能有效缓解堵塞，该方案可行。
选用迪那轻烃注入到原料气后冷器C处，并对低温分离器压差进行了检测。其中，装置处理量600×104 m3/d，进站压力11.7 MPa，低温分离器温度-15 ℃，在原料气后冷器C处注入迪那轻质油品375~420 kg/h，各设备压差变化情况如图 12所示。
由图 12可知，装置连续运行24天，低温分离器压差一直维持在7 kPa以内，说明在后冷器C处注入迪那轻烃可以有效缓解装置蜡堵，且实际注烃量与理论计算值吻合，该方案可行。另外，当注烃量不足时，低温分离器压差会逐渐升高，压差升高后增大注烃量又可使低温分离器压差进一步降低。说明注入足量的烃才能保证低温分离器不被堵塞，注烃量不足同样会造成堵塞。
通过将实验研究结果和现场应用情况进行对比，在原料气中加注轻烃溶蜡解堵的新工艺彻底解决了低温分离器的结蜡堵塞问题，注烃溶蜡解堵技术在天然气处理工艺技术范畴中属于新技术，并取得了良好的效果。同时，利用HYSYS软件建立装置处理量与注烃量的关系模型，准确计算出不同处理量下最合适的注烃量，装置的运行参数得到了优化。
注烃溶蜡工艺解决了装置低处理量运行、频繁切换、热水清洗等问题，大幅提升了装置处理量，产量效益提升，大大减轻了完成产量任务的压力。装置总处理能力提升至900×104 m3/d，每年能多处理天然气54×108 m3。减少新增蒸汽热洗及人员操作费用，节约了成本，降低了脱水脱烃装置堵塞憋压造成的风险，保障了处理厂的安全生产，避免复合板材料应力疲劳腐蚀，确保装置本质安全[9]。
注烃溶蜡工艺在塔里木油田其他天然气处理厂已开始推广应用，该技术对含蜡天然气的开发处理提供了有效的解决途径，为今后类似气田的开发提供了借鉴。同时，结合克深大北气田的情况，天然气组分分析结果大大提升了油田对天然气组分的新认识，同时，证明了井口天然气组分分析的准确性对处理装置的设计至关重要，对新开发气田组分化验要求由C7提高到C30，并形成相应的组分分析方法，下一步对现有脱蜡工艺持续展开深化研究，解决轻烃损耗量较大的问题，达到提质增效的目的。
2021, Vol. 50 Issue (4): 24-32
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