趙建龍，杜文文，王 飛，黨紅星

（新疆石油勘察設計研究院（有限公司），新疆 克拉瑪依 834000）

1 存在問題

目前陸梁油田集中處理站建有油田伴生氣處理裝置和氣田氣處理裝置各1 套。其中，油田伴生氣處理裝置于2002 年9 月建成投產，設計規(guī)模15×104Nm3·d-1，采用壓縮機增壓、三甘醇脫水的處理工藝，外輸氣設計壓力5.8MPa。目前實際處理規(guī)模12×104Nm3·d-1，外輸壓力3.4MPa。氣田氣處理裝置在2012 年后，因氣井壓力降低，產量逐年下降，滿足不了裝置最低運行工況，裝置最終于2012 年停產至今。

水露點是指氣體在一定壓力下析出第一滴液態(tài)水時的溫度，若天然氣在管道輸送過程有液態(tài)水出現，則會加大管道內壁的腐蝕，并且易生成水合物而導致輸氣管道或設備堵塞[1]。根據《天然氣》（GB 17820-2012）要求：在輸送條件下，當管道管頂埋地溫度為0℃時，水露點應不高于-5℃[2]。根據新疆油田分公司實驗檢測研究院提供的檢測報告，目前經處理后的外輸氣水露點為27.4℃，水露點不達標，因此需要采取相應的措施解決這一問題。

2 原因分析

2.1 三甘醇脫水裝置現狀

陸梁伴生氣處理裝置有1 套三甘醇脫水裝置，設計處理規(guī)模為15×104Nm3·d-1。現經三甘醇脫水裝置后的外輸氣水露點不合格，出口溫度為35℃，壓力為3.8MPa，露點為27.4℃，且三甘醇脫水橇內閃蒸罐腐蝕穿孔比較嚴重。

2.2 脫水深度分析

用Hysys 軟件對三甘醇脫水橇廠家技術建議書中的設計工況和實際工況進行模擬，主要參數對比見表1。

表1 主要參數對比表

實際工況下外輸氣水露點不合格，主要從6 個方面分析影響脫水深度的原因：①進氣組分；②進氣溫度；③進氣壓力；④貧三甘醇的注入量；⑤貧三甘醇的注入濃度；⑥再生塔的溫度。

2.2.1 伴生氣組分對比

原設計伴生氣組分和目前實際檢測組分對比見表2。由表2 分析可知， 目前實際檢測組分的甲烷含量比原設計伴生氣組分的甲烷含量高，現組分所含的飽和水比原組分所含的飽和水少，因此進氣組分不是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素。

表2 伴生氣組分對比表

2.2.2 進氣溫度

表3 是不同進氣溫度下水露點對照表。由表3分析可知，在恒定壓力下，進氣溫度越高，氣體所含的飽和水也越高，水露點就越高。可判斷進氣溫度是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素之一。操作時，進氣溫度應保持在15 40℃之間。若此溫度過低，吸收塔塔板上的三甘醇黏度增大，塔板效率下降，壓降增大，三甘醇的損耗量增大。若此溫度過高，天然氣中的含水量將增大，需提高貧三甘醇的濃度才能滿足脫水工藝要求，天然氣溫度過高還會增加三甘醇的氣化損失。

表3 不同進氣溫度下水露點對照表

2.2.3 進氣壓力

表4 是不同進氣壓力下水露點及分離器出口含水量對比表。由表4 可知，在恒定的溫度下，隨著進氣壓力降低，水露點在一定范圍內有所升高，其原因是壓力降低后，壓縮機出口分離器分離出的游離水減少，天然氣中的飽和含水量增加。由此可判斷，進氣壓力不是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素。

表4 不同進氣壓力下水露點及分離器出口含水量對比表

2.2.4 貧三甘醇的注入量

表5 是不同貧三甘醇注入量下水露點對比表。由表5 可知，在進氣溫度、壓力、組分、貧三甘醇的濃度、實際塔板數一定的情況下，隨著三甘醇的注入量增加，水露點降低，但是一味地增加TEG 的循環(huán)量不能提高露點降。由此可判斷，三甘醇的注入量是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素之一。

表5 不同貧三甘醇注入量下水露點對比表

2.2.5 貧三甘醇的注入濃度

表6 是不同貧三甘醇注入濃度下水露點對比表。由表6 可知，在進氣溫度、壓力、組分、貧三甘醇的注入量、實際塔板數一定的情況下，TEG 濃度越大，則水露點越低。如果進塔的濕飽和氣溫度一定，干氣的露點溫度根據設計也已確定，就決定了必須的貧TEG 濃度。三甘醇脫水主要是以露點降為主，注入濃度越高，露點降越大，所以注入濃度是影響本套三甘醇裝置脫水深度的主要因素之一。

表6 不同貧三甘醇注入濃度下水露點對比表

2.2.6 再生溫度

表7 是不同再生溫度下水露點的對比表。根據表7 分析，當其他條件不變，再生塔溫度升高，水露點會降低，其原因是再生溫度升高，TEG 濃度升高。原設計的再生溫度與實際溫度相差不大，所以再生溫度是影響三甘醇濃度的主要因素，而不是影響本套三甘醇脫水裝置脫水深度的主要因素。

表7 不同再生溫度下水露點對比表

綜上所述，在富三甘醇濃度偏低的情況下，再生出來的貧三甘醇濃度為96.97%，表明三甘醇脫水裝置再生系統(tǒng)能繼續(xù)使用。影響本套三甘醇脫水裝置的主要因素是吸收塔的操作條件，即三甘醇貧液的注入量、濃度以及進氣溫度，可以通過改變吸收塔的操作條件，使外輸氣的水露點達標。

3 解決方案

為解決陸梁伴生氣處理站外輸氣水露點不合格的現狀，根據處理站實際情況，考慮以下兩個方案：方案一：加注乙二醇防凍、丙烷制冷的處理工藝；方案二：三甘醇脫水、丙烷制冷的處理工藝。

3.1 方案一：加注乙二醇防凍+丙烷制冷處理工藝

3.1.1 脫水工藝

考慮到氣田氣處理站已建有1 套注乙二醇泵及再生系統(tǒng)，因此推薦在陸梁集中處理站內采用加注乙二醇防凍+丙烷制冷的處理工藝，使外輸氣露點達標。將乙二醇富液輸送至氣田氣處理站進行再生，氣田氣處理站中的液烴分離單元、乙二醇再生單元、注醇泵橇單元、熱煤爐單元、原料氣單元均可利用。

3.1.2 工藝流程

1）氣相工藝流程

油田伴生氣（0.25MPa，25℃）進入壓縮機進口分離器進行分離，分離后氣相進入壓縮機增壓至4MPa，經空冷器冷卻至45℃后進入壓縮機出口分離器分離，氣相注入24.86kg·h-1乙二醇去氣氣換熱器進行預冷，溫度降至0 10℃，預冷后天然氣先進入一級低溫分離器進行分離，分離出的氣相注入4.75kg·h-1乙二醇后進入丙烷蒸發(fā)器降溫，溫度降至-15℃，進入二級低溫分離器進行氣液分離，分出的天然氣去氣氣換熱器復熱，溫度升為33℃后計量外輸。

2）液相工藝流程

壓縮機進出口分離器的烴液、一級低溫分離器來的油相及二級低溫分離器油相混合后，進入輕油緩沖罐。一級低溫分離器來的水相與二級低溫分離器水相混合后進入已建氣田氣處理站的液烴分離器，分離出的氣相進入伴生氣處理裝置，油相進入液烴區(qū)緩沖罐，水相進入乙二醇再生裝置進行再生。

3.2 方案二：三甘醇脫水＋丙烷制冷處理工藝

陸梁集中處理站的設計處理規(guī)模為15×104Nm3·d-1，可以滿足所有陸梁伴生氣的處理任務，已建三甘醇脫水撬、分離器等設備均可利用，故本方案先經過三甘醇脫水后再進行丙烷制冷處理，使處理后的烴、水露點合格后外輸。

3.2.1 脫水工藝

影響本套三甘醇脫水裝置的主要因素是吸收塔的操作條件，即三甘醇貧液的注入量、濃度、進氣溫度。用Hysys 模擬后調整三甘醇脫水裝置的操作參數，可以達到外輸氣水露點的輸送要求，并將腐蝕嚴重的三甘醇閃蒸罐進行更換。

三甘醇貧、富液濃度檢測報告指出，目前貧三甘醇的質量分數為96.97%，富三甘醇的濃度為69.85%。三甘醇脫水裝置的進出天然氣水露點檢測分析報告指出，目前進氣時的露點為35.7℃，出氣時的露點為27.4℃。根據Hysys 模擬來看，三甘醇富液的濃度為86%左右，但現在檢驗出來富三甘醇的濃度為69.85%。出現這一現象的原因分析如下：

1）結合現場的設備分析，由于壓縮機分離器的脫水效果不好，直接導致進三甘醇脫水裝置的游離水含量增多，富三甘醇的濃度變低。

2）注醇泵目前密封不好，貧三甘醇達不到設計時的注入量，導致富三甘醇濃度比較低。

根據上述分析，為使外輸氣水露點達標，只需要改變三甘醇脫水裝置的操作條件。將進氣溫度先降低至15 25℃，換熱后再用立式分離器將氣液分離，氣體進入三甘醇脫水裝置，建議貧三甘醇的濃度為99.5%，注入量為0.2208m3·h-1，再生溫度為202℃，氣提氣為1.307kg·h-1，可滿足外輸氣的水露點為-14.69℃，符合管道輸送水露點的要求。圖1為三甘醇脫水裝置出口天然氣的物性包絡線圖。

圖1 天然氣物性包絡線圖

3.2.2 工藝流程

進行改造后新增加了進站換熱器、生產分離器、氣氣換熱器、丙烷制冷撬以及低溫分離器，改造后工藝流程簡述如下。

1）氣相工藝流程

油田伴生氣（0.25MPa，25℃）進入壓縮機進口分離器進行分離，分離后氣相進入壓縮機增壓至4MPa，經空冷器冷卻至45℃后進入壓縮機出口分離器分離，分離后氣相進入進站換熱器，與低溫氣換熱至20 27℃后進入生產分離器分離，分離后氣相去精濾分離器除塵后，再進入三甘醇脫水橇進行脫水，脫水后的氣體經氣氣換熱器降溫至5℃左右，分離后的氣相進入一級低溫分離器分離后去丙烷制冷裝置制冷，降溫至-10℃左右，降溫后氣體進入二級低溫分離器進行氣液分離氣相去氣氣換熱器復熱，溫度升到-5℃左右，再和進站換熱器進行復熱，溫度升到30℃左右進行外輸。

2）液相工藝流程

壓縮機進出口分離器、生產分離器、精濾分離器分出的烴液與低溫分離器分出的烴液和水，混合排入輕油緩沖罐。

4 方案分析

方案比選見表7。從技術角度講，方案一、二都能滿足要求；方案二存在改造后產品不合格的風險；從工程投資、施工方面考慮，方案二優(yōu)于方案一。

表7 方案比選表

5 總結

目前，很多處理站都存在與陸梁集中處理站類似的問題，即外輸氣水露點不達標。通過研究分析，采取加注乙二醇防凍＋丙烷制冷處理工藝可較好地解決這一問題，前提是處理站已建有1 套注乙二醇泵及再生系統(tǒng)。若處理站已有三甘醇脫水裝置，亦可采用三甘醇脫水＋丙烷制冷處理工藝。采取何種工藝降低天然氣水露點，還需根據各處理站實際情況，從經濟、施工角度選取最優(yōu)方案。

[1] 向波，曲月.氣田外輸天然氣水露點確定研討[J].天然氣與石油，2005，23（4）：15-19.

[2] GB 17820-2012，天然氣[S].

[3] 王遇冬.天然氣處理原理與工藝[M].北京：中國石化出版社，2011.