克拉气田某处理厂干气烃露点问题的探讨

高 莉 蒋 洪西南石油大学

克拉气田某处理厂干气烃露点问题的探讨

高 莉 蒋 洪
西南石油大学

克拉气田某处理厂采用三甘醇脱水工艺对原料气进行脱水处理，脱水后的干气水露点合格，但烃露点较高。由于天然气具有反凝析现象，随着干气在输送过程中压力的降低，会有液态烃析出，从而对管道、设备、下游用户造成不同程度的危害。为了达到合格的烃露点，避免液态烃的析出，根据我国国家标准对烃露点的不同规定，提出了烃露点控制的改进流程及两种烃露点的控制方案。使用HYSYS软件进行模拟比较，确定采用GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的控制要求，以保证处理厂至轮南首站的外输管线内无液态烃析出。同时，对气-气换热器和低温分离器进行初步选型，并提出了反凝析现象的控制措施。

克拉气田 烃露点 反凝析现象 改进流程

目前，国内大多数天然气净化厂脱水装置采用溶剂吸收法中最常用的三甘醇脱水工艺，以降低产品气水露点，使其达到外输气指标[1]。克拉气田某处理厂采用三甘醇脱水工艺对原料气进行脱水处理，由于三甘醇脱水只能控制天然气的水露点，不能控制烃露点。因此，经三甘醇脱水后的干气存在水露点合格但烃露点较高的现象。

天然气烃露点变化的一般规律是随着管输过程中天然气压力逐渐降低，烃露点相应降低，但一些高压凝析气藏气或湿气藏气在压力降低时反而出现反凝析现象[2-3]，即在天然气压力低于某数值后，在一定的压力变化范围内，随着天然气压力的降低，烃露点反而上升，当烃露点高于管输的环境温度时，即会在管道内出现液态烃，影响管道的正常输送，降低管道输送能力，甚至形成水合物造成管道堵塞，对下游天然气用户产生不利影响[2，4-5]。同时，液态烃在管道内冷凝并积聚后会产生两相流及段塞流，从而影响计量的准确性，造成生产操作方面的安全隐患。此外，天然气中夹带的液态烃还会影响燃气透平的操作，对压缩机组的运行造成不良影响，对管道、设备造成一定的破坏[6]。因此，必须采取相应的措施控制合理的烃露点，以保证管输过程的安全。

1 克拉气田某处理厂概况

克拉气田某处理厂采用三甘醇对原料气进行脱水处理，控制水露点在-10 ℃以下外输，处理规模为2 000×104m3/d，共设4套三甘醇脱水装置，正常运行时,单套装置天然气处理量(20 ℃,101.325 kPa,下同)为500×104m3/d[7]。经处理厂处理过的干气通过外输管线输送至西气东输工程的轮南首站，其工艺流程见图1。经三甘醇脱水后的干气直接进入外输管线。出脱水装置的干气压力为9.49 MPa，出处理厂的干气压力为7.0 MPa，到达轮南首站的天然气压力为6.0 MPa。

用HYSYS软件对处理厂的气质进行三甘醇脱水工艺模拟，并采用适用范围广的Peng-Robinson状态方程。经模拟得到目前运行工况下干气的参数，见表1，相包络图见图2。

由表1可以看出，吸收塔塔顶干气的水露点是合格的，但其烃露点高达24.6 ℃，最大临界凝析温度为53.5 ℃。由图2可以看出，天然气具有反凝析特征，并且在整个输送压力下均会有液态烃析出，不满足我国GB 17820-2012《天然气》及GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》对烃露点的规定。为了避免输送过程中液态烃的析出，需要采取合理的措施控制外输干气的烃露点。

表1 目前运行工况下干气的参数表Table1 Parametersofdrygasunderthecurrentoperatingconditions外输干气温度/℃外输干气压力(A)/MPa烃露点/℃水露点/℃最大临界凝析温度/℃419.4924.6-1853.5

2 改进流程的提出

为控制烃露点，若采用常用的低温分离法对三甘醇脱水后烃露点较高的干气进行脱烃处理，则该工艺将变得复杂、不经济。针对处理厂水露点合格但烃露点较高的现象，从充分利用压力能但又尽量不先减压后增压的角度考虑，提出控制烃露点的改进工艺流程，如图3所示。

改进的工艺流程简述为：在原流程的基础上，将从三甘醇吸收塔塔顶流出的干气首先经过气-气换热器，使吸收塔塔顶干气吸收低温分离器顶部出来的干气冷量后降温，然后通过节流阀，降压后进入低温分离器，从低温分离器顶部出来的气体进入气-气换热器与三甘醇吸收塔塔顶干气换热后进入输气管线输往轮南首站。低温分离器底部出来的液态烃进入收集装置，定期运至中央处理厂进行统一处理。

该流程的特点是：流程简单，仅增加了气-气换热器、节流阀及低温分离器；设备投资费用较小，能够控制烃露点合格。

3 烃露点控制的方案比较

我国国家标准对烃露点做出了相关规定，GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的规定为：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气中应不存在液态烃；GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》对天然气烃露点的规定为：进入输气管道的气体烃露点应低于最低环境温度。可见，两个标准对烃露点的规定不同，并且目前包括我国在内的大多数国家并未对烃露点控制提出明确要求。针对处理厂烃露点较高的问题，结合以上两个国标对天然气烃露点的不同规定，提出以下两种烃露点控制方案。

根据烃露点控制改进的工艺流程，搭建HYSYS模拟流程并进行模拟，流程图见图4。

3.1 方案一

方案一：参考GB 17820-2012《天然气》对烃露点的规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气中应不存在液态烃。

GB 17820对“交接点”的定义不够明确。在本例中既可以理解为处理厂的外输管线与西气东输工程轮南首站的交接，又可以理解为长输管道与下游用户之间的交接。本方案从气田建设的角度考虑，“交接点”应为天然气处理厂的外输管线与轮南首站的交接。由前述可知，管输至轮南首站的压力为6.0 MPa，即在本方案中控制交接点的压力为6.0 MPa。

将方案一用HYSYS软件进行模拟并得出数据，见表2。模拟过程中，三甘醇脱水部分采用正常工艺，无需调节三甘醇脱水装置的运行参数。方案一得到的外输干气的相包络图见图5。

由表2可以看出，经流程改进后的干气烃露点由24.6 ℃降至-8.1 ℃。由图5可知，出现反凝析现象的压力为5.6 MPa(管输天然气最低环境温度为0 ℃)，故到达轮南首站的压力为6.0 MPa时并不会有液态烃析出。

表2 方案一的HYSYS模拟结果Table2 HYSYSsimulationresultsofscheme1项目s1s2s3s4s5温度/℃412-8.6-8.632.4压力/MPa9.499.447.057.057.00烃露点/℃24.62540.2-8.6-8.1水露点/℃-18-16.1-17.7-17.7-17.8 注:s1物流为脱水装置吸收塔塔顶出来的干气,s5为外输干气。

在方案一中，以处理厂的外输管线与轮南首站为交接点的前提下，只需在三甘醇脱水工艺的基础上将三甘醇吸收塔塔顶的干气与低温分离器顶部出来的冷干气进行换热、节流降压、低温分离，就能满足烃露点要求，从而保证了管道、设备的安全运行。其特点是流程简单，无需调节脱水装置的其他运行参数，方便可行，同时可使烃露点、水露点均达到外输指标要求。

3.2 方案二

方案二：参考GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》对天然气烃露点的规定：进入输气管道的气体烃露点应低于最低环境温度，即干气在输送过程中全管段不能生成液态烃。

根据西气东输管道输送条件，本方案确定管输过程中烃露点的设计保证值为：在整个西气东输管道中，任何管输压力下烃露点均≤0 ℃。为了避免先降压后增压造成的系统复杂性和能源浪费，仍采用改进流程进行方案二的HYSYS模拟。在保证全管段不生成液态烃的前提下，调节三甘醇脱水装置的运行参数，得到方案二的模拟结果，见表3。外输干气的相包络图见图6。

表3 方案二的HYSYS模拟结果Table3 HYSYSsimulationresultsofscheme2项目s1s2s3s4s5温度/℃41-15.2-26.9-26.932.5压力/MPa9.499.447.057.057.0烃露点/℃24.62540.2-26.9-26.2水露点/℃-39.8-39.8-40.3-40.3-40.3 注:s1物流为脱水装置的吸收塔塔顶出来的干气,s5为外输干气。

由表3可以看出：方案二中若要让全管段均无液态烃析出且保证节流后的s2物流不生成水合物，吸收塔塔顶干气的水露点需达到-39.8 ℃，使用三甘醇脱水达不到此深度；通过气-气换热器换热后物流s1的温度较低(-15.2 ℃)，增加了气-气换热器的换热面积；外输干气的烃露点需达到-26.2 ℃，才能保证全管段不会出现反凝析现象。

除此之外，将方案一与方案二的三甘醇脱水装置运行参数进行对比，见表4。

表4 方案一与方案二的脱水装置运行参数对比Table4 Comparisonofdehydrationunitoperatingparametersofscheme1andscheme2项目方案一方案二气提气用量(20℃,101.325kPa)/(m3·h-1)59.6407.9三甘醇贫液用量/(m3·h-1)4.256.2重沸器热负荷/kW366.7477.8

由表4可知：在满足烃露点要求的情况下，方案二将单套三甘醇脱水装置的气提气使用量由59.59 m3/h(20 ℃，101.325 kPa)增至407.9 m3/h(20 ℃，101.325 kPa)；三甘醇贫液的循环量由4.25 m3/h增至6.2 m3/h；重沸器热负荷由原流程的366.7 kW增至477.8 kW。

通过以上分析可以看出，若要满足方案二所控制的烃露点、水露点，需要大幅度增加气-气换热器的换热面积，三甘醇脱水装置的气提气量和三甘醇贫液循环量也会增加很多，重沸器负荷增大。设备投资及操作运行费用太高，代价太大。因此，方案二在实际生产中是不实用的。

经方案一、二对比得出，在处理厂的烃露点控制过程中，推荐采用GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的规定，处理厂外输管线与轮南首站交接点的压力和温度条件下，保证管输至轮南首站的管线内不生成液态烃。

4 主要设备

在改进流程中，控制烃露点的关键设备是气-气换热器和低温分离器，其选型对外输干气的烃露点起着至关重要的作用。

4.1 气-气换热器

气-气换热器的作用是回收出低温分离器顶部干气的冷量。从三甘醇吸收塔塔顶出来的干气通过气-气换热器与出低温分离器顶部的冷干气换热，使其温度降低。经换热后的三甘醇吸收塔塔顶干气被预冷，预冷温度对节流的整个工艺过程温度有决定性作用。气-气换热器的换热效果越好，三甘醇吸收塔塔顶干气得到的冷量越多，则低温分离器分离出的液态烃就越多，外输天然气烃露点就能控制得越低[8]。

因气-气换热器在控制烃露点的过程中起着十分重要的作用，所以在改进流程中选用属于间壁式高效换热器的绕管式换热器。处理厂出脱水装置吸收塔的压力(A)为9.49 MPa，此压力较高，对换热器的要求也较高。由合肥通用机械研究院和镇海石化建安工程有限公司分别负责结构设计和加工制造的绕管式换热器，最高压力可达16.8 MPa，完全符合压力要求[9-10]。且绕管式换热器具有结构紧凑、不易结垢、管束补偿性好、换热面积大、换热效率高、操作压力高(>20 MPa)、现场安装时间短等优点[10-11]。

4.2 低温分离器

在改进流程中，低温分离器的作用是分离出预冷并节流后的干气中的液态烃，使外输干气达到理想的烃露点。国内外通用低温分离器为重力式分离器+高效元件的组合形式，其中颇具代表性的高效分离器-SMMSM分离器是控制烃、水露点专用的分离器，已在国内克拉2、迪那、长北气田成功应用[8]。

在改进流程中，为了简化流程、提高分离效率、获得较好的分离效果，选用SMMSM型高效分离器作为控制烃露点的低温分离器。

5 反凝析现象的控制措施

经过以上方案一、二的比较和HYSYS模拟分析，并充分研究原料气、干气的组分和性质，确定了烃露点的控制指标，总结出管输过程中天然气的反凝析现象情况下析出液态烃的控制措施如下：

(1) 合理选择“交接点”。在西气东输过程中，首先控制处理厂外输管线与轮南首站交接点处温度、压力条件下无液态烃析出。在其他分输点、增压站及时合理地对天然气进行增压，防止压力降至发生反凝析现象的压力。

(2) 允许输气管道内存在很少量的液态烃。在实际生产中，烃露点的控制很难保证，多数国家的输气管道并没有对烃露点做出严格的规定。国内外输气管道中往往会有很少量的液态烃存在，多年的实际运行证明，其对输气能力没有影响[12]。

(3) 及时清管，设置液态烃储存设施。在分输点等易生成液态烃的管段处设置清管装置，防止凝液影响管道输送能力；设置储存设施，储存清管、降压过程中产生的液态烃，防止其对环境的破坏，以免造成能源浪费。

(4) 配气站若有减压阀，需设置分离器。对输气过程而言，液态烃主要出现在配气站之后，对输气干线没有影响。如果配气站有减压阀，减压阀后应设分离器，然后进行计量[12]。

(5) 对管道中的烃露点进行实时监测。在管道运行过程中，要对天然气烃露点进行实时监测，从而采取相应的控制措施。目前，广泛应用于工业的烃露点测定方法为冷却镜面法和气相色谱法[6]。可根据实际情况合理选择测定方法。

6 结 论

(1) 三甘醇脱水工艺优化建议。针对三甘醇脱水装置干气水露点合格但烃露点较高的问题，提出脱水工艺的改进流程：将三甘醇吸收塔塔顶干气预冷、节流降压、低温分离之后再进入输气管线。

(2) 合理选择“交接点”。参考国家标准对天然气烃露点的规定，提出两种控制方案，最终确定以处理厂的外输管线与轮南首站为交接点的压力和温度条件下(6.0 MPa，0 ℃)无液态烃析出。通过HYSYS模拟，外输干气烃露点由24.6 ℃降至-8.1 ℃， 且在输送过程中保证无液态烃析出。

(3) 管输过程中要及时检测管道运行工况，及时清管、设置液态烃储存设施，配气站若有减压阀，需设置分离器。

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Discussion on the problem of hydrocarbon dew point of dry gas of a processing plant in Kela Gas Field

Gao Li, Jiang Hong
SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan,China

The processing plant in Kela gas field uses triethylene glycol(TEG) dehydration process for the sweet gas dehydration. The water dew point of dry gas after TEG dehydration is up to standard but hydrocarbon dew point is higher. As the natural gas has retrograde condensation phenomenon, there will be liquid hydrocarbon precipitation with the decrease of dry gas pressure during the process of transportation, which will do harm to the pipeline, equipment and downstream users to some extent. In order to realize the qualified hydrocarbon dew point and avoid the precipitation of liquid hydrocarbon, the improved process of hydrocarbon dew point control and two kinds of control schemes about hydrocarbon dew point were proposed according to the different rules of Chinese national standards. For ensuring no liquid hydrocarbon in outer transmission pipeline of the processing plant to the initial station in Lunnan, the control requirement of natural gas hydrocarbon dew point was determined to adopt GB 17820-2012NaturalGasby using HYSYS to simulation and comparison. Meanwhile, the model selection of gas-gas heat exchanger and low temperature separator were achieved, and the control measures of retrograde condensation phenomenon were put forward.

Kela gas field, hydrocarbon dew point, retrograde condensation phenomenon, improved process

高莉(1992-)，山东潍坊人，西南石油大学石油与天然气工程学院在读硕士研究生，主要从事油气集输与处理方面的研究工作。E-mail：gaoli0226@163.com

TE645

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.02.005

2016-08-23；编辑：温冬云