伴生气技术研究与应用

六、吐哈油田伴生气处理取得的成果与效益
七、吐哈油田伴生气处理存在的问题及技术对策
(一)存在的问题分析
(二)技术对策
一、前言
油田伴生气处理是指从伴生气中回收轻烃从而降低气体的露点以满足管输要求，同时最经济地回收凝液资源的过程。世界上最早开展油田伴生气处理的是美国，始于1904年，之后大致经历了凝析油→天然汽油→液化石油气(LPG)→乙烷或丙烷的四个阶段。我国的伴生气处理始于六十年代末至七十年代中期，起步较晚。至八十年代以后，我国引进了不少装置，伴生气处理技术逐步发展成熟。
由各伴生气的C3液化率曲线可见，只有在一定的温度(低)和压力(高)下，C3液化率才能达到较高的值，从而产生较好的经济效益。因此，在进行分离前，先要对天然气进行压缩和脱水。
一般情况下，压力越高，收率越高。但压力过高后会在常温下产生较多的液轻，反而不利于提高收率。因此，根据各油田伴生气的组成特点，我们所选取的压力也不一样。各油田伴生气在常温300K时，不同压力下的液化率曲线见图5。
根据以上分析和研究，我们对各套装置分别在投产和检修中，在提高适应性和可靠性方面进行技术完善，主要包括以下内容：
1.工艺技术改进：
(1)脱水工艺：
在脱水工艺技术的改进方面主要是在不同的装置上进行了工艺的更新。结合鄯善30#装置采用TEG脱水的缺点，在温米50#装置的脱水工艺技术选择上，我们首次应用了分子筛脱水工艺。该工艺有效解决了天然气含水对制冷系统的制约。在丘陵120＃装置上，我们进行地了更深入的研究与探索。我们把分子筛脱水和变压吸附技术有机结合，使天然气脱水后的露点降至-85℃，为膨胀机制冷创造了条件。
精馏也是根据相平衡的原理进行分离的，只不过是通过塔实现多次相平衡分离，每次相平衡分离均在相同压力(塔压)、不同温度的情况下进行的。所进行的相平衡次数即为塔的理论塔板数。理论塔板数越多，分离精度越高。精馏塔的理论计算依据如下：
Nm-log(x1/xh)D(xh/xl)w/logа(1)
式中 Nm－最小理论塔板数；
根据所采用的技术，各装置的工艺流程分别如图8.9.10。
四、吐哈油田伴生气处理技术改进与完善
根据国内外装置的建设与运行情况，任何一套装置的投产运行都不可能一蹴而就。吐哈油田伴生气处理装置在建设、投产与运行过程中也经历了一次次从实践到认识，再实践再认识的螺旋式提高。
(一)、吐哈油田伴生气处理技术存在问题分析
根据各装置的投产运行探索与研究，各装置存在以下问题：
1.鄯善30#装置存在问题：
1)贫、富气换热流程不合理，原料气易冻堵换热器；
2)TEG脱水工艺脱水太浅，天然气的水露点高制约了制冷系统的运行；
3)制冷系统丙烷在夏季冷凝率较低，制冷量受到较大限制，影响了收率；
4)液化石油气回流泵的选型与塔回流控制不匹配，产品不合格。
吐哈油田伴生气处理技术研究与应用
一、前言
二、吐哈油田伴生气特性研究及处理原理
三、吐哈油田伴生气处理的主体技术路线
四、吐哈油田伴生气处理技术改进与完善
(一)吐哈油田伴生气处理技术存在问题分析
(二)吐哈油田伴生气处理技术改进
1.工艺技术改进
2.控制技术改进
3.设备技术改进
五、吐哈油田伴生气处理形成的主要技术特点
(2)鄯善30#装置贫、富气换热工艺
鄯善30#装置贫、富气换热工艺技术完善前后工艺流程对比如下：
(3)制冷工艺
在制冷工艺技术上，我们结合各油田伴生气的P-T特性，分别研究应用了丙烷制冷、丙烷预冷加节流制冷、丙烷预冷加膨胀机制冷。
另外，尤其针对鄯善30#装置制冷工艺在流程和空冷器设计上的不足，先后两次进行了技术改进，见下图：
天然气的脱水是采用亲水性物质如含氢键的液体或多孔性固体在不同的操作条件下进行吸水和解吸，从而实现天然气的脱水和脱水剂再生。常用的液体脱水剂有三甘醇、二甘醇、乙二醇等。固体吸附剂有分子筛活性氧化铝、CaC2等，其中分子筛是一种硅铝酸盐，分子式如下：
[AbO2]x.[Sio2]g.H2o
M2/nO·Al2O3·XSiO2·yH2O
2.温米50#装置存在问题：
1)往复式压缩机及往复式产品外输泵出口管线的脉冲振动威胁安全平稳运行；
2)原料气界区的控制和再生气温度的控制不合理，导致原料气压缩机停机频繁，再生气冻堵等不良后果；
3)制冷设备在滑油管路的配置上与机组不匹配，制冷压缩机无法开启。
3.丘陵120#装置存在问题：
1)大型往复式压缩机出口管网振动；
二、吐哈油田伴生气特性研究及处理原理
油田伴生气是天然气的一种，其处理即轻烃回收属天然气加工的范畴。油田伴生气轻烃回收的方法很多，有固体吸收法、低温油吸收法和低温分离法等。目前较多地应用低温分离法，该法收率高，经济效益好。
油田伴生气的组成主要是C1-C5+的烷轻和少量CO2、N2等。低温分离法是依据各组份的挥发度不同，在一定的压力和低温下分离成气液两相，从而回收轻烃的方法。(各组份蒸汽压见图1)
式中M－某些碱金属或碱土金属离子，如Li.Na等：
n－M的价数；
x－SiO2的分子数；
y－水的分子筛。
蒸汽压缩低温的获得是通过制冷实现的。吐哈伴生气处理主要采用乙丙烷制冷和膨胀机制冷，其温一熵(T-S)图分别如图6、图7：
三、吐哈油田伴生气处理的主体技术路线
根据伴生气处理的技术原理，结合吐哈油田伴生气压力低、气质富，不含硫的特点以及前述P-T、T-S等特性分析，吐哈油田伴生气处理总体是采取了以下技术路线：
2)原料气压缩机进出口压力控制不合理，导致与膨胀机停机的互相影响；
3)因停电频繁，制冷机启机造成丙烷浪费。
以上各装置在原设计中存在的问题可以概括为两方面的内容。一是装置对吐哈冬夏昼夜温差大、供电质量差等环境条件的适应问题；二是为保证产品的产量、质量和降低能耗的可靠性问题。
(二)吐哈油田伴生气处理技术完善。
(1)技改前 (2)技改后
(2)丘陵120#装置原料气cpoy压缩机进出口压力控制采用进气压力和压缩机排气压力的信号低选；通过压缩机旁通进行控制。这样当膨胀机停机后，会因原料气压缩机排压过高而开PV-0104.1阀，从而致使原料气压缩机入口压力骤增而停机。将PV-0104.1的阀后增加了放空线后，膨胀机故障时，高压气体去放空，有效防止了全厂停机，如下图：
(1)技改前 (2)技术改后
图12 鄯善30#装置制冷工艺技术改进
主要是增加了后水冷器，用于夏季冷凝丙烷；将两套流程的空冷器进口、丙烷泵出口连起来，在丙烷缓冲罐下部增加集油包。
经技术改进后，有效增加了夏季丙烷冷凝的散热量，提高了两套制冷工艺流程的互换使用性，降低了机组的启停机频次；防止了滑油进蒸发器。
(3)温米50#装置再生气温度控制
由于再生气空冷器换热面积较大，且风扇与原料气压缩机二级出口空冷器公用，再生气温度在冬季无法控制，造成液轻损失和空冷器冻堵。将空冷器的两片中的一片增加旁通，并增加温度控制回路，如下图：
(1)投改前 (2)技改后
图15温米50#装置再生气温度控制
3.设备技术改进
(1)原料气压缩机
图13 丘陵120#装置丙烷装卸工艺流程
2.控制技术改进
在控制上，我们从就地控制起步，研究开发了分布式控制系统，即DＣS系统(Distriluted Control System)和FSC系统(Fail Safe Control)，分别服务于装置的过程控制和联锁。
此外，还就控制方案上进行了技术改进，主要有：
由于油田伴生气中所含组份均是烷烃类同系物，组份间，尤其是相邻组份间的挥发度相差不大(或者说蒸汽压相差不大)，因此在一定的温度和压力下分离出的气液两相中往往各组份并存，并存在一定的规律，即烃类的相平衡。
yi=kiXi(1)
式中：yi－i组份在气相中的摩尔组成；
Xi－i组份在液相中的摩尔组成；
Ki－i组份在某温度和压力下的平衡常数。
以上技术路线流程长、设备多、且控制复杂，这给设计、施工、设备选用和操作管理均带来了难度。而一之相比，气田气的处理则相对要简单一些。
自九一年开始，随着油田开发的展开，我们相继建成了鄯善10#、鄯善30#、温米50#和丘陵120#四套伴生气处理装置，由于各油田伴生气的P-T特性各不一样，根据吐哈油田偏运，没有下游工程的特点，均采用回收C3工艺（不回收乙烷）因此在各工艺单元的技术选用上和操作参数上均有所不同。详见表2。
吐哈油田的伴生气具有量大、气质富的特点。吐哈现已开发的各油田气油比平均200＊，最高时达350-400，伴生气中C3+含量均在12％(mol)以上，详见表1，此外，伴生气还有压力低、不含硫的特点。
表1 吐哈油田伴生气组成
由于油田伴生气是随着原油的开采而连续生产出来的，为将这部分资源有效利用，转化成商品后，投入社会，进而实现
(4)分馏工艺
在分馏工艺的技术改进上，我们研究了DHX工艺，并成功应用于丘陵120#装置。丘陵120#装置还增加了丙烷生产工艺，为装置补充丙烷。
(5)丘陵120#装置丙烷装卸工艺
丘陵120#装置原设计中没有考虑到吐哈供电质量差，而导致经常启停制冷压缩机的情况。每次启机前通过放空循环罐中的丙烷以建立液位。装置检修的卸料和从产品罐向丙烷系统填充丙也烷采取相同，这样造成丙烷的大量浪费。我们结合装置实际，研究并设计了一套工艺流程，避免了各种操作中丙烷的浪费。每年至少节省丙烷30吨，如下图：
*气油比指伴生气产量与原油产量之比,单位为Nm3/t。
经济效益。同时也为了防止油田开发过程中伴生气的放空，减少乃至消灭对环境的污染，到目前为止，我们共建成四套伴生气处理装置，＊气油吨指伴生气产量与原油产量之比，单位为Nm3/t。形成210×104Nm3/d的处理能力。经进一步技术研究与应用后可形成360×104Nm3/d的处理能力和600吨/天的轻烃生产能力。
(1)鄯善30#装置脱丁烷塔顶控制
鄯善30#装置脱丁烷塔塔顶回流的串级控制；将回流泵造型1滑片泵1与控制不匹配，回流与外输矛盾都不统一，无法生产出合格产品。采用回流的患级控制，将驾流泵进出口增设旁通，保证泵的最小排量，在回流泵进口增设产品外输流程。这样既保护了设备、也保证了塔顶控制的平稳，大大提高了产品质量，并充分利用储装站与装置间的海拔差和产品的温差，采用无泵外输，详见下图：
平衡常数Ki是温度和压力的函数，可由图查得。
Ki=f(P,T)
在伴生气的处理中，我们可以选定一个P、T条件，该条件下，C1、C2的K值较大，而C3+的K值较小，这样，在该条件眄，即可初步分离出C1+C2和C3+，吐哈各油田伴生气在相应的压力条件，不同温度时，C3的液化率曲线见图2-4。
经平衡分离后，即可得出干气，但液烃是液化石油气(C3+C4)和稳定轻烃(C5+)的混合物，且还含有少量影响液化石油气质量的C2。因此，液烃还需进行精馏脱乙烷和分离液化石油气与稳定轻烃。
针对以上研究，对管系进行了增加缓冲容积，固定管架结构增加固有频率，加孔板等措施进行减振。
(2)制冷压缩机
制冷压缩机的选用上经历了一个螺杆压缩机至离心式压缩机的过程。螺杆压缩机的滑油与丙烷混合，分离不好就可能导致滑油进蒸发器，丘陵120#装置上，充分利用了制冷量大的特点，成功应用了离心式丙烷压缩机。在此过程中，对温米50#装置的螺杆压缩机的滑油系统进行了技术改进，使一级和二的滑油压力匹配保证了压缩机各级的有效润滑。
我们选用Cooper公司的往复式压缩机作业。
往复式压缩的脉冲频率较低，很容易产生振动，在温米50#装置上，管网稀疏，易于进行技术改进，我们在各机组出口管线上增设了特制的缓冲罐，有效消防了振动
丘陵120#装置采用的是大型中速机组，两台机组排列紧凑，管网密集，管架和管网的固有频率较低，一般在14-30H2。而压缩机的转速为600-900RPM，这样基频为10-15Hz，由于压缩机为双作用，因此，汽流的激发主频不20-30Hz。这样的管系显然会对 发产生较大或大的响应，个别区段还会发生共振，气流压力不均匀度分析及结构固有频率(以二级排气管系为例) 见附录1、附录2。
Xl－轻关键组分的组成；
Xh－重关键组分的组成；
源自文库D－馏出液中；
W－釜液中；
а－平均相对挥发度。
Rm=
其中：θ可由下式度算：
式中：ZFi－进料中包括汽液两相中i组分摩尔分率；
q－进料热状态参数。
实际塔板数N可由吉利兰关联图查得，即：
N=f(Nm，Rm，R)(4)
在实际的精馏塔中，塔顶气相经冷凝后部分回流在塔内与气相接触，塔底液相经加热，产生的气相与塔内液相接触，进行传质传热，从而实现逐级平衡，见图5。