下面文章詳細(xì)描述了某海上氣田開發(fā)項(xiàng)目擬新建一座陸地終端的進(jìn)出站條件，而且分別闡述了該終端采用的深冷天然氣凝液回收工藝和淺冷露點(diǎn)控制工藝，并就露點(diǎn)控制的三種方案，即丙烷制冷工藝、后增壓節(jié)流制冷工藝和提高終端進(jìn)站壓力下的節(jié)流制冷工藝進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比選，最終推薦選用提高終端進(jìn)站壓力下的節(jié)流制冷工藝控制終端外輸天然氣的露點(diǎn)。

　　關(guān)鍵詞：海上氣田,陸地終端,天然氣處理,凝液回收,露點(diǎn)控制

　　某海上氣田高峰年產(chǎn)天然氣為50×108m3。擬將開采的天然氣在海上平臺預(yù)處理后，通過約400km的長輸管線輸送到陸地終端進(jìn)一步處理。擬建陸地終端的天然氣設(shè)計(jì)處理規(guī)模為50×108m3/a。

　　1基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

　　1.1進(jìn)站條件

　　1)進(jìn)站組分：終端進(jìn)站海管天然氣組分。

　　2)進(jìn)站壓力：7.0MPa。

　　3)進(jìn)站溫度：16～25℃。

　　4)環(huán)境條件：終端所在地最低環(huán)境溫度為-5℃。

　　1.2產(chǎn)品出站條件

　　1)干氣出站壓力：7.0MPa。

　　2)用戶氣質(zhì)要求：高熱值：>31.4MJ/m3;總硫：≤200mg/m3;硫化氫：≤20mg/m3;水露點(diǎn)：在天然氣交接點(diǎn)的溫度和壓力條件下，天然氣的水露點(diǎn)要比最低環(huán)境溫度低5℃;烴露點(diǎn)：在天然氣交接點(diǎn)的溫度和壓力條件下，不應(yīng)有液態(tài)烴析出，對此，烴露點(diǎn)應(yīng)小于最低環(huán)境溫度-5℃。

　　3)LPG(液化石油氣)產(chǎn)品滿足《液化石油氣》(GB11174-2011)的要求。

　　4)穩(wěn)定輕烴符合《穩(wěn)定輕烴》(GB9053-2013)中1號穩(wěn)定輕烴的要求。

　　2終端天然氣處理工藝選擇

　　終端進(jìn)站氣甲烷、乙烷含量超過95%，丙烷及以上組分含量較低(0.73%)，天然氣處理工藝可以選擇深冷凝液回收工藝或淺冷露點(diǎn)控制工藝。

　　2.1深冷天然氣凝液回收工藝

　　2.1.1工藝流程

　　為增加裝置的適應(yīng)性，深冷天然氣凝液回收工藝流程中的脫水單元、制冷單元(包括脫乙烷塔)采用了雙系列流程，天然氣分餾單元(LPG塔)采用單系列流程，天然氣凝液產(chǎn)品為液化石油氣、穩(wěn)定輕烴。首先，海上來氣進(jìn)入終端天然氣進(jìn)站預(yù)處理單元(段塞流捕集器、生產(chǎn)分離器等)，進(jìn)站氣在該單元分離出氣相和液相。然后，液相進(jìn)入凝析油穩(wěn)定單元，生產(chǎn)穩(wěn)定凝析油產(chǎn)品;氣相經(jīng)脫水單元干燥后，進(jìn)入制冷單元回收天然氣凝液。

　　由于進(jìn)站氣中丙烷及以上組分含量較低，天然氣制冷單元采用高丙烷收率的“膨脹壓縮機(jī)制冷+重接觸塔”制冷工藝進(jìn)行評估。膨脹壓縮機(jī)增壓端出口的壓力為3.59MPa、氣量為1395×104m3/d(約合49×108m3/a)，由于需要增壓至7.0MPa，因此，選用三臺離心式壓縮機(jī)組，2用1備，壓縮機(jī)驅(qū)動方式采用燃?xì)馔钙津?qū)動，燃?xì)廨啓C(jī)單臺功率需要滿足9MW。

　　2.1.2裝置投資及經(jīng)濟(jì)性評價

　　天然氣凝液回收裝置經(jīng)濟(jì)評價的具體情況，采用深冷凝液回收工藝，NPV值為-35445×104元，無經(jīng)濟(jì)效益。敏感性分析的結(jié)果顯示，只有當(dāng)投資降低73%，NPV值才為0。

　　2.2淺冷露點(diǎn)控制工藝

　　根據(jù)終端進(jìn)站組分?jǐn)?shù)據(jù)，經(jīng)HYSYS軟件模擬，天然氣的水露點(diǎn)為-7℃、烴露點(diǎn)為1℃，不能滿足下游天然氣用戶的氣質(zhì)要求，需要進(jìn)行水露點(diǎn)和烴露點(diǎn)控制。

　　露點(diǎn)控制單元可采用丙烷制冷或節(jié)流制冷方案，因?yàn)榄h(huán)境條件最低溫度為-5℃，因此，應(yīng)當(dāng)控制水露點(diǎn)小于-10℃、烴露點(diǎn)小于-5℃[1]。

　　2.2.1方案一：丙烷制冷工藝

　　天然氣進(jìn)站預(yù)處理單元來氣經(jīng)天然氣預(yù)冷換熱器冷卻至-5℃后，再經(jīng)過丙烷蒸發(fā)器，將氣體降溫至-10℃，進(jìn)入氣液分離器分離，分離出的氣相經(jīng)預(yù)冷換熱器復(fù)熱至19.3℃后外輸。經(jīng)模擬計(jì)算，外輸天然氣的烴露點(diǎn)為-12.8℃、水露點(diǎn)為-10.1℃，滿足要求。

　　2.2.2方案二：后增壓節(jié)流制冷工藝

　　天然氣進(jìn)站預(yù)處理單元來氣經(jīng)天然氣預(yù)冷換熱器冷卻至-6℃后，再經(jīng)過節(jié)流閥降溫至-11℃、降壓至6.03MPa，進(jìn)入氣液分離器分離。氣液分離器分離出的氣相經(jīng)天然氣預(yù)冷換熱器復(fù)熱至20.7℃后，進(jìn)入天然氣壓縮機(jī)增壓至7MPa、溫升至34.7℃后外輸。經(jīng)模擬計(jì)算，外輸天然氣的烴露點(diǎn)為-23.3℃、水露點(diǎn)為-10.2℃，滿足外輸條件。

　　2.2.3方案三：提高上游平臺外輸壓力的節(jié)流制冷工藝

　　若上游平臺提高外輸壓力，終端采用節(jié)流制冷不設(shè)置外輸壓縮機(jī)工藝。經(jīng)模擬計(jì)算，當(dāng)終端進(jìn)站壓力提高至8.1MPa時，天然氣進(jìn)站預(yù)處理單元來氣經(jīng)天然氣預(yù)冷換熱器冷卻至-5℃后，再經(jīng)過節(jié)流閥降溫至-10℃、降壓至7.05MPa，進(jìn)入氣液分離器分離，分離出的氣相經(jīng)天然氣預(yù)冷換熱器復(fù)熱至20.7℃后外輸。

　　此時，外輸天然氣的烴露點(diǎn)為-9.9℃、水露點(diǎn)為-10.2℃，滿足外輸條件。此方案中，與上游工藝專業(yè)、機(jī)械、海管工藝、海管結(jié)構(gòu)等專業(yè)結(jié)合后，在海管出口壓力由7.0MPa提升至8.1MPa后，對上游設(shè)備的選型(包括海管的壁厚、材質(zhì)，平臺外輸壓縮機(jī)選型等)無影響，僅使平臺外輸壓縮機(jī)的負(fù)荷有所增加，燃料氣消耗量增加。

　　2.2.4方案比選

　　方案三(提高上游平臺外輸壓力的節(jié)流制冷工藝)投資最小、操作費(fèi)用最低，其次是方案一(丙烷制冷工藝)，方案二(后增壓節(jié)流制冷工藝)的投資和操作費(fèi)用均最高。因此，在上游可以保證提高平臺外輸壓力的情況下，推薦選用方案三，該方案可以充分利用海上擬建設(shè)備，并使終端設(shè)備和占地面積最小化，節(jié)省投資。

　　3結(jié)論

　　1)根據(jù)陸上終端進(jìn)出站條件，由于進(jìn)站天然氣較貧，采用深冷天然氣凝液回收工藝無經(jīng)濟(jì)性。

　　2)根據(jù)出站天然氣質(zhì)量要求，終端需要對進(jìn)站天然氣進(jìn)行烴露點(diǎn)和水露點(diǎn)的控制。由于提高進(jìn)站壓力對上游設(shè)備、管線的選型均無影響，僅增加了平臺外輸壓縮機(jī)的燃料氣消耗，因此，對丙烷制冷工藝、節(jié)流制冷工藝和提高終端進(jìn)站壓力下的節(jié)流制冷工藝進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比選，最終推薦選用提高終端進(jìn)站壓力下的節(jié)流制冷工藝，控制終端外輸天然氣的露點(diǎn)。選用該工藝可以充分利用海上設(shè)備，并使終端設(shè)備和占地面積最小化，節(jié)省投資。

　　參考文獻(xiàn)：

　　[1]王遇冬.天然氣處理原理與工藝[M].北京:中國石化出版社,2007:159-180.

　　天然氣方向期刊推薦：《天然氣與石油》(雙月刊)1962年創(chuàng)刊，是四川石油管理局勘察設(shè)計(jì)研究院主辦的技術(shù)性期刊。以推廣國內(nèi)外油氣田地面建設(shè)先進(jìn)技術(shù)為辦刊宗旨。主要報道油氣儲運(yùn)、油氣加工、通信與自動控制、腐蝕與防腐、機(jī)械設(shè)備、電力、熱工、采暖通風(fēng)、環(huán)境保護(hù)、給排水、工程地質(zhì)及測量、工業(yè)與民用建筑、技術(shù)經(jīng)濟(jì)、計(jì)算機(jī)應(yīng)用、科技管理等方面的最新科技成果。