譚建華 陳青海 李 靜 王書國 張效東

（中國石油塔里木油田公司天然氣事業(yè)部）

迪那2凝析氣田天然氣處理采用J－T閥＋乙二醇抑制劑低溫冷凍分離工藝，J－T閥制冷溫度和低溫分離器分離效果直接決定外輸氣品質(zhì)和液化氣、輕烴產(chǎn)量。迪那投產(chǎn)以后進站溫度由設(shè)計的45℃升至65℃，導(dǎo)致低溫分離器頻繁發(fā)生凍堵，外輸天然氣烴水露點在0℃以上，裝置乙二醇損耗加劇，液化氣、輕烴產(chǎn)量大幅度下降，必須盡快解決這一問題。水合物是造成裝置凍堵的主要原因，可以通過查圖法、模型計算來計算天然氣水合物的形成溫度［1］。目前，各油氣處理現(xiàn)場一般憑借經(jīng)驗進行參數(shù)優(yōu)化，而HYSYS軟件可以實現(xiàn)石油化工各單元過程的模擬計算，為參數(shù)優(yōu)化和技術(shù)改造提供理論計算依據(jù)［2］。本文利用HYSYS軟件建立迪那2氣田脫水裝置模型，通過HYSYS水合物形成溫度預(yù)測等功能，分析裝置發(fā)生凍堵的原因，對運行參數(shù)進行優(yōu)化，并提出切實可行的改造建議，以期徹底解決迪那進站溫度超高對裝置處理量限制的問題，并探索建立針對高壓凝析氣的標準處理工藝。

1 凍堵原因分析

1.1 建立模型

首先建立脫水裝置HYSYS模型，如圖1所示。凝析氣經(jīng)段塞流捕集器初步分離后，氣相去氣液分離器、空冷器、加注乙二醇、預(yù)冷、J－T閥節(jié)流制冷進入低溫分離器（LT separator），進一步回收冷量之后外輸，利用balance模塊計算外輸氣水露點。

1.2 原料氣飽和水含量變化

為分析不同進站溫度下原料氣含水變化，在進廠凝析氣中添加過量水，改變進廠氣及水溫度，原料氣（物料2）水含量即為對應(yīng)溫度下飽和水含量，采用這一方法模擬計算天然氣飽和水含量與常規(guī)的插圖法數(shù)據(jù)基本一致［3］，但數(shù)據(jù)更為精確。圖2是不同進站溫度下原料氣飽和水含量變化曲線，可以看出隨著進站溫度升高，原料氣中飽和水含量急劇增加，65℃時為45℃時的兩倍多。值得注意的是，現(xiàn)有氣液分離器液相流量為零，無法將飽和水進行有效分離。

1.3 水合物形成溫度的模擬

通過模擬計算可以得到低溫分離器水合物形成溫度與原料氣進站溫度、處理量及乙二醇加注量關(guān)系，分別如圖3、4、5所示。由圖3～圖5可以看出，隨著進站溫度升高，低溫分離器水合物形成溫度顯著升高，45℃時為－21℃，而65℃時為－10.8℃。按照油氣集輸規(guī)范要求，油氣集輸溫度必須比水合物形成溫度高3℃以上［4］，為避免發(fā)生凍堵，必須適當降低處理量、提高乙二醇加注量或者J－T閥制冷溫度，從而使液烴產(chǎn)量受到影響。

表1 不同進站溫度下的模擬計算結(jié)果Table 1 Simulation results of different feed gas temperature

表1列出了不同工況下的模擬計算結(jié)果，65℃時要達到設(shè)計制冷溫度－20℃所需的乙二醇加注量為3 216kg／h，而設(shè)計乙二醇加注泵排量為1 304 L／h，最大排量80%，無法滿足設(shè)計制冷溫度－20℃的要求，按照設(shè)計參數(shù)運行必然發(fā)生凍堵。

2 運行參數(shù)優(yōu)化

從前面計算結(jié)果可以看出，在現(xiàn)有操作條件下，為避免裝置發(fā)生凍堵，必須適當降低處理量、提高乙二醇加注量或制冷溫度。HYSYS軟件添加ADJ調(diào)節(jié)模塊可以自動計算裝置處理量、乙二醇加注量和適宜制冷溫度，并進行實時參數(shù)優(yōu)化。通過大量模擬計算并與實際對比，制定了裝置適宜操作參數(shù)表，確定了進站溫度、處理量、乙二醇加注量和J－T閥制冷溫度最佳匹配關(guān)系，如表2所示。實施后裝置再未發(fā)生凍堵，裝置總處理量提高至900×104m3／d。

表2 不同工況下的裝置適宜操作參數(shù)Table 2 Appropriate operation parameters under different conditions

3 分水器技術(shù)改造

3.1 分水器改造的提出

現(xiàn)有設(shè)計工藝中，段塞流捕集器后端設(shè)置氣液分離器，凝析氣先經(jīng)段塞流捕集器初步分離，然后進入氣液分離器再一次分離，主要目的是防止原料氣中含蠟造成空冷器管束堵塞，影響換熱效率。但對凝析氣來說，根據(jù)相似相溶原理，經(jīng)初步分離后，蠟主要存在于凝析油中，原料氣基本不含蠟，且含水全部為飽和水，在不發(fā)生溫降情況下，氣液分離器無法將其分離，這點從HYSYS模擬計算時氣液分離器液相出口流量一直為零，以及實際運行氣液分離器液位一直沒有發(fā)生任何變化均可以得到驗證，氣液分離器沒有達到設(shè)計預(yù)期分離效果。

為徹底解決進站溫度超高對裝置處理量限制問題，必須在原料氣進脫水脫烴裝置前將其飽和水含量降低至設(shè)計值，綜合考慮各種因素，提出了在空冷器后新增分水器的建議并進行了模擬計算。

3.2 分水器改造的模擬計算

空冷器后新增分水器的改造模型如圖6所示，模擬計算結(jié)果列于表3中。從計算結(jié)果可以看出，空冷器新增分水器可以將天然氣含水有效分離，確保脫水脫烴裝置按照設(shè)計參數(shù)運行。

表3 空冷器后新增分水器模擬計算結(jié)果Table 3 Simulation results of installed water separator after air cooler

4 效果評估

4.1 徹底解決迪那2氣田進站溫度超設(shè)計問題

表4列出了不同階段裝置運行參數(shù)對比，可以看出分水器改造后，脫水脫烴裝置達到400×104m3／d、－20℃的設(shè)計參數(shù)，徹底解決了迪那2凝析氣田進站溫度超高對處理量限制問題，氣田達到設(shè)計產(chǎn)能，并且通過參數(shù)優(yōu)化，提高了液化氣和輕烴產(chǎn)量，降低了乙二醇損耗，2010年迪那2增產(chǎn)液化氣7 000t，輕烴9 000t，折合消耗乙二醇0.15kg／104m3氣，低于設(shè)計的0.25kg／104m3氣。

表4 不同階段裝置運行參數(shù)對比Table 4 Comparison of operation parameters at different stages

4.2 建立高壓凝析氣標準氣處理工藝

通過迪那2氣田天然氣處理工藝的優(yōu)化，并結(jié)合實際運行經(jīng)驗，提出了適應(yīng)性更強的高壓凝析氣標準氣處理工藝，如圖7所示。高壓凝析氣經(jīng)段塞流捕集器初步分離后，氣相先經(jīng)空冷器冷卻再去氣液分離器進一步分離，然后經(jīng)注乙二醇、預(yù)冷、J－T閥節(jié)流制冷、低溫分離、冷量回收之后外輸。其中，凝析氣先空冷再分離的工藝在塔里木乃至全國都是一個新的突破，已經(jīng)成為凝析氣田標準化設(shè)計。

5 結(jié)論

通過迪那2氣田天然氣處理工藝的優(yōu)化研究，取得以下認識：

（1）隨著進站溫度升高，原料氣飽和水含量增加，空冷器前氣液分離器無法將飽和水分離，導(dǎo)致乙二醇加注量不足，脫水脫烴裝置發(fā)生凍堵。

（2）通過HYSYS軟件模擬計算，實現(xiàn)參數(shù)優(yōu)化，并提出分水器改造建議，將天然氣含水有效分離，裝置達到設(shè)計處理能力。

（3）建立了凝析氣先空冷再分離的標準氣處理工藝，成為凝析氣田標準化設(shè)計。

［1］坎貝爾J M.天然氣預(yù)處理與加工［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1991.

［2］李士富.油氣處理工藝及計算［M］.北京：中國石化出版社，2010.

［3］李士倫.天然氣工程［M］.2版.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［4］中國石油天然氣集團公司.GB 50350－2005油田油氣集輸設(shè)計規(guī)范［S］.北京：中國計劃出版社，2005.