某海上气田陆地终端天然气处理工艺探究

　　下面文章详细描述了某海上气田开发项目拟新建一座陆地终端的进出站条件，而且分别阐述了该终端采用的深冷天然气凝液回收工艺和浅冷露点控制工艺，并就露点控制的三种方案，即丙烷制冷工艺、后增压节流制冷工艺和提高终端进站压力下的节流制冷工艺进行经济比选，最终推荐选用提高终端进站压力下的节流制冷工艺控制终端外输天然气的露点。

　　关键词：海上气田,陆地终端,天然气处理,凝液回收,露点控制

　　某海上气田高峰年产天然气为50×108m3。拟将开采的天然气在海上平台预处理后，通过约400km的长输管线输送到陆地终端进一步处理。拟建陆地终端的天然气设计处理规模为50×108m3/a。

　　1基础数据

　　1.1进站条件

　　1)进站组分：终端进站海管天然气组分。

　　2)进站压力：7.0MPa。

　　3)进站温度：16～25℃。

　　4)环境条件：终端所在地最低环境温度为-5℃。

　　1.2产品出站条件

　　1)干气出站压力：7.0MPa。

　　2)用户气质要求：高热值：>31.4MJ/m3;总硫：≤200mg/m3;硫化氢：≤20mg/m3;水露点：在天然气交接点的温度和压力条件下，天然气的水露点要比最低环境温度低5℃;烃露点：在天然气交接点的温度和压力条件下，不应有液态烃析出，对此，烃露点应小于最低环境温度-5℃。

　　3)LPG(液化石油气)产品满足《液化石油气》(GB11174-2011)的要求。

　　4)稳定轻烃符合《稳定轻烃》(GB9053-2013)中1号稳定轻烃的要求。

　　2终端天然气处理工艺选择

　　终端进站气甲烷、乙烷含量超过95%，丙烷及以上组分含量较低(0.73%)，天然气处理工艺可以选择深冷凝液回收工艺或浅冷露点控制工艺。

　　2.1深冷天然气凝液回收工艺

　　2.1.1工艺流程

　　为增加装置的适应性，深冷天然气凝液回收工艺流程中的脱水单元、制冷单元(包括脱乙烷塔)采用了双系列流程，天然气分馏单元(LPG塔)采用单系列流程，天然气凝液产品为液化石油气、稳定轻烃。首先，海上来气进入终端天然气进站预处理单元(段塞流捕集器、生产分离器等)，进站气在该单元分离出气相和液相。然后，液相进入凝析油稳定单元，生产稳定凝析油产品;气相经脱水单元干燥后，进入制冷单元回收天然气凝液。

　　由于进站气中丙烷及以上组分含量较低，天然气制冷单元采用高丙烷收率的“膨胀压缩机制冷+重接触塔”制冷工艺进行评估。膨胀压缩机增压端出口的压力为3.59MPa、气量为1395×104m3/d(约合49×108m3/a)，由于需要增压至7.0MPa，因此，选用三台离心式压缩机组，2用1备，压缩机驱动方式采用燃气透平驱动，燃气轮机单台功率需要满足9MW。

　　2.1.2装置投资及经济性评价

　　天然气凝液回收装置经济评价的具体情况，采用深冷凝液回收工艺，NPV值为-35445×104元，无经济效益。敏感性分析的结果显示，只有当投资降低73%，NPV值才为0。

　　2.2浅冷露点控制工艺

　　根据终端进站组分数据，经HYSYS软件模拟，天然气的水露点为-7℃、烃露点为1℃，不能满足下游天然气用户的气质要求，需要进行水露点和烃露点控制。

　　露点控制单元可采用丙烷制冷或节流制冷方案，因为环境条件最低温度为-5℃，因此，应当控制水露点小于-10℃、烃露点小于-5℃[1]。

　　2.2.1方案一：丙烷制冷工艺

　　天然气进站预处理单元来气经天然气预冷换热器冷却至-5℃后，再经过丙烷蒸发器，将气体降温至-10℃，进入气液分离器分离，分离出的气相经预冷换热器复热至19.3℃后外输。经模拟计算，外输天然气的烃露点为-12.8℃、水露点为-10.1℃，满足要求。

　　2.2.2方案二：后增压节流制冷工艺

　　天然气进站预处理单元来气经天然气预冷换热器冷却至-6℃后，再经过节流阀降温至-11℃、降压至6.03MPa，进入气液分离器分离。气液分离器分离出的气相经天然气预冷换热器复热至20.7℃后，进入天然气压缩机增压至7MPa、温升至34.7℃后外输。经模拟计算，外输天然气的烃露点为-23.3℃、水露点为-10.2℃，满足外输条件。

　　2.2.3方案三：提高上游平台外输压力的节流制冷工艺

　　若上游平台提高外输压力，终端采用节流制冷不设置外输压缩机工艺。经模拟计算，当终端进站压力提高至8.1MPa时，天然气进站预处理单元来气经天然气预冷换热器冷却至-5℃后，再经过节流阀降温至-10℃、降压至7.05MPa，进入气液分离器分离，分离出的气相经天然气预冷换热器复热至20.7℃后外输。

　　此时，外输天然气的烃露点为-9.9℃、水露点为-10.2℃，满足外输条件。此方案中，与上游工艺专业、机械、海管工艺、海管结构等专业结合后，在海管出口压力由7.0MPa提升至8.1MPa后，对上游设备的选型(包括海管的壁厚、材质，平台外输压缩机选型等)无影响，仅使平台外输压缩机的负荷有所增加，燃料气消耗量增加。

　　2.2.4方案比选

　　方案三(提高上游平台外输压力的节流制冷工艺)投资最小、操作费用最低，其次是方案一(丙烷制冷工艺)，方案二(后增压节流制冷工艺)的投资和操作费用均最高。因此，在上游可以保证提高平台外输压力的情况下，推荐选用方案三，该方案可以充分利用海上拟建设备，并使终端设备和占地面积最小化，节省投资。

　　3结论

　　1)根据陆上终端进出站条件，由于进站天然气较贫，采用深冷天然气凝液回收工艺无经济性。

　　2)根据出站天然气质量要求，终端需要对进站天然气进行烃露点和水露点的控制。由于提高进站压力对上游设备、管线的选型均无影响，仅增加了平台外输压缩机的燃料气消耗，因此，对丙烷制冷工艺、节流制冷工艺和提高终端进站压力下的节流制冷工艺进行经济比选，最终推荐选用提高终端进站压力下的节流制冷工艺，控制终端外输天然气的露点。选用该工艺可以充分利用海上设备，并使终端设备和占地面积最小化，节省投资。

　　参考文献：

　　[1]王遇冬.天然气处理原理与工艺[M].北京:中国石化出版社,2007:159-180.

　　天然气方向期刊推荐：《天然气与石油》(双月刊)1962年创刊，是四川石油管理局勘察设计研究院主办的技术性期刊。以推广国内外油气田地面建设先进技术为办刊宗旨。主要报道油气储运、油气加工、通信与自动控制、腐蚀与防腐、机械设备、电力、热工、采暖通风、环境保护、给排水、工程地质及测量、工业与民用建筑、技术经济、计算机应用、科技管理等方面的最新科技成果。