苏里格气田天然气处理厂节能减排技术研究

张文超 乔光辉 张磊 张彩霞

（1.西安长庆科技工程有限责任公司；2.兰州城市学院）

苏里格气田天然气处理厂节能减排技术研究

张文超1乔光辉1张磊1张彩霞2

（1.西安长庆科技工程有限责任公司；2.兰州城市学院）

结合苏里格气田天然气处理厂的建设特点，通过定压放空、选用进口大口径球阀、设置合理的安全阀定压以及将闪蒸气引入燃料气系统等措施减小天然气的泄放量；利用厂址所在地日照量大的特点，使用太阳能热水器和太阳能路灯，减少电能消耗；通过采用“压力斜管除油—粗滤—精滤”的不含醇污水处理工艺以及“储罐排泥及浓缩脱水”含甲醇污水预处理工艺，处理合格后的污水回注至同层储气层，污泥经焚烧炉焚烧后用于垫路或固化处理，实现了“三废”的零排放；利用微正压氮封技术对凝析油储罐进行保护，减少储存过程中闪蒸气排放。

天然气处理厂；节能减排；天然气放空；太阳能；污水处理；氮封

0 引 言

节能减排，一是节约能源、人力、物料，二是减少外排废水、废气、废物等。以苏里格气田50亿m3/a标准化处理厂为例，主体工艺采用先增压后丙烷制冷低温分离的脱油脱水工艺，设脱油脱水装置3套，单套处理规模为500×104m3/d，设增压装置7套（6用1备），同时设置凝析油稳定装置、甲醇污水预处理、储运设施、甲醇回收等辅助配套系统。通过减小天然气的泄放量、太阳能利用、污水处理技术及储罐氮封技术等节能减排技术的应用，减小了处理厂能耗。

1 减小天然气的泄放量

1.1 定压放空系统的设置

在进处理厂集气干线的紧急关断阀前设置定压放空系统，当进厂压力小范围波动时，通过设置在干线的压力变送器来控制定压放空系统中调节阀的开度泄放天然气，从而达到控制天然气进厂压力稳定的目的［1］。典型定压放空工艺流程见图1。

图1 典型定压放空工艺流程

调节阀是根据进厂天然气正常流量的20%，阀前压力小于管道安全阀的定压来进行设计计算的。定压放空系统在处理厂正常生产时进行操作，通过调节阀的开度控制天然气的泄放，当定压放空系统调节阀开至最大，而天然气压力仍然不能达到安全运行压力时，则需要启动紧急放空系统。

定压放空系统的设置，在保证压力系统安全的前提下，尽量不放空或少放空，大大减少了正常生产时天然气的损失。

1.2 选用进口的大口径球阀

进厂干线的紧急关断阀、收发球筒的进出口关断阀以及天然气装置的界区阀，当管径为D N700以上时，选用进口的固定球阀。相对于国产的大口径球阀，进口球阀具有生产工艺成熟、阀杆和阀体密封可靠等特点，当阀门处于关闭状态时，减少天然气的泄漏。

1.3 安全阀定压的设置

根据现场运行经验可知，当天然气运行压力比安全阀定压小0.1 M Pa时，安全阀就已经启动，所以根据安全阀运行的这个特点，在设计时适度提高安全阀的定压，减少正常生产压力波动时天然气的损失。

1.4 闪蒸气回收利用

将凝液闪蒸气和凝析油稳定塔塔顶气引入燃料气系统，利用上游压力能将操作压力控制为0.4 M Pa，闪蒸分离工艺流程见图2。通过闪蒸气回收工艺，单座标准化处理厂每年可节约燃料气90×104m3。

图2 处理厂闪蒸分离工艺流程

2 太阳能利用

苏里格气田天然气处理厂位于鄂尔多斯盆地中北部，属温带大陆性季风气候，干旱少雨，极端最高气温36.5℃，极端最低气温零下29℃，年日照时数为2 903 h，平均每天光照时间为7.95 h（全年按365天），年太阳幅照量在7 000 M J/m2以上，太阳能资源丰富，积温有效性高，属太阳能条件一类地区。

2.1 倒班点生活热水系统

在倒班点的生活热水和厂区内非生产区域，采用太阳能中央热水器制备热水，在宿舍楼和消防楼屋面各设1套独立的太阳能热水系统［2］。①防冻循环：当温度探头探测的温度小于5℃时，启动微循环泵，当温度达到10℃时停止运行；②集热器采用“三高”真空管：耐高温、抗高寒、高效吸收；③加厚保温层：核心部件采用经高温熟化处理、保温效果好、寿命持久的全自动恒温高压定量发泡工艺的加厚保温层，保证系统可在零下40℃正常运行；④设计防风锌彩板支架：针对北方的气候特点，加大机身、加高支座、宽风道底座，提高了抗风、抗雪及抗雹性能；⑤系统设自动电辅助加热，解决了阴雨天用热水问题。

以100人的保障点为例，采用全天供热洗澡热水，全年需耗能1 279 M W，使用太阳能全年能耗仅为215 M W。

2.2 太阳能路灯

处理厂的进厂路和厂前路照明采用太阳能路灯。①进厂路：L E D光源，150 k W，灯杆高8 m，灯间距50 m；②厂前路：L E D光源，150 k W，灯杆高6 m，灯间距30 m。

通过设置太阳能路灯的措施，单座处理厂2.0 k m进厂路和1.5 k m厂前路计，每年可节约用电11.8× 104k W·h。

3 污水处理新工艺研究

苏里格气田产水量大，平均1万亿m3天然气约产水0.5 m3［3］，且集气干线和处理厂内需连续注醇，形成了大量的不含醇污水和少量的含醇污水，集气站和集气干线产出的污水在处理厂统一集中处理［4］。根据实际情况，污水处理采用将不含醇污水和含醇污水分开处理技术。

不含醇污水选择“压力斜管除油—粗滤—精滤”的污水处理工艺，使水质达到回注标准后同层回注至储气层，工艺流程见图3。

图3 不含醇污水处理工艺流程

含甲醇污水预处理采用“储罐排泥及浓缩脱水技术”，该技术主要包括：密闭装卸车、涡流反应絮凝沉降、污泥回流、自动排泥和含醇污泥热力脱醇脱水［5］。该技术的应用不仅能彻底消除人工清罐的安全隐患，而且与原来“污泥自然干化”相比，极大地减轻了甲醇和凝析油蒸发带来的大气污染。预处理后的含醇污水经甲醇回收处理，按照S Y/T 596-2004《气田水回注方法》要求回注至储气层。含醇污水处理总工艺流程见图4。

图4 含醇污水处理总工艺流程

不含醇污水和含醇污水中分离出的污泥，经焚烧炉焚烧后用于垫路或固化处理。

4 内浮顶凝析油储罐氮封技术

氮气密封技术就是用氮气补充罐内气体空间。由于氮气比油气轻，所以氮气浮在油气上面。当呼气时，呼出罐外的是氮气而不是油蒸气。当罐内压力降低时，氮气自动进罐补充气体空间，减少蒸发损耗，避免油品接触氧化。

处理厂凝析油储罐选用内浮顶罐，内浮顶罐可有效减少凝析油的蒸发损失，但是由于内浮顶罐自身密封结构和浮顶密封泄漏机理等方面的原因，致使内浮顶罐在操作运行过程中存在一定的安全隐患，为了进一步提高凝析油储存的安全性，采用内浮顶罐加氮气保护方案［6］。

氮封气源就近从罐区防火堤外氮气管网引接至储罐，管线穿越防火墙处注意做好密封，连接示意见图5。氮气源压力0.6 M Pa，应确保氮气机组24 h值班，管道系统设计压力1.0 M Pa。

图5 稳定凝析油储罐氮封系统示意

液压安全阀：根据S H/T 3007—2007《石油化工储运系统罐区设计规范》要求，“采用气体密封的固定顶罐，还应设置事故泄压设备”。本方案选择液压安全阀作为事故泄压设备，开启压力设为负压-295 Pa、正压1 180 Pa。

吸气阀：选用自力式调压阀，通过一级调压阀整定阀后大罐压力稳定在0.5 kPa±10%。

呼吸阀：操作压力为-295～980 Pa。当呼吸阀达到了工作压力以后，阀盘立即开启，保证储罐正常的通气要求。

采用内浮顶加氮气密封保护，这样一方面可以抑制油气蒸发，另一方面还可以降低油气混合物中氧气浓度，从而降低油气混合物的爆炸危险性。

5 结 论

苏里格气田已经建成并投产5座标准化处理厂，经过节能减排技术研究的应用，处理厂每处理1万亿m3天然气综合能耗达到4 225.4 M J，达到国内的先进水平。同时气田采出水经处理合格后回注地层，污泥经焚烧炉焚烧后用于垫路或固化处理，废气均通过火炬燃烧达标后排放到大气中，整个天然气处理工艺“三废”基本实现了零排放。

［1］ 任晓峰，孙慧，孙志鹏，等.用H A Z O P分析治理天然气处理厂隐患［J］.油气田地面工程，2012，31（1）：56-58.

［2］ 呼延念超，单巧利，李勇，等.太阳能热水系统在寒冷地区油气田倒班点的应用［J］.节能，2009，28（7）：47-48.

［3］ 冉新权，李安琪.苏里格气田开发论（第二版）［M］.北京：石油工业出版社，2013.

［4］ 单巧利，李勇，张超，等.长庆气田甲醇污水水质特点分析［J］.油气田环境保护，2012，22（6）：47-49.

［5］ 赵亮，张振云，黄博，等.含醇污水预处理工艺在长庆气田的应用［J］.石油化工设备，2007，36（1）：75-77.

［6］ 李勇，呼延念超，常益民，等.内浮顶凝析油罐氮封系统工艺改造［J］.石油与天然气化工，2009，38（5）：406-408.

（编辑 石津铭）

10.3969/j.issn.1005-3158.2015.05.003

1005-3158（2015）05-0008-03

2015-01-23）

张文超，2005年毕业于西安石油大学化学工程与工艺专业，现在西安长庆科技工程有限责任公司从事天然气处理和净化的工程设计及科研工作。通信地址：陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区长庆大厦904室，710018