天然气烃水露点控制问题探讨

申雷昆，蒋 洪

（西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500）

天然气烃水露点控制问题探讨

申雷昆，蒋 洪

（西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500）

烃水露点为管输天然气的重要指标，其高低对管道输送有较大影响，因此如何控制露点在气田处理工艺中成为最主要的内容。目前，我国高压气田大多采用节流注醇控制烃水露点，但发现有些气田低温分离器入口温度偏离设计值加大，低温分离器出现堵塞以及外输干气存在反凝析现象、管道末站有液烃析出等问题。经研究得知:这些问题主要是换热器、低温分离器选型不合理以及外输干气烃露点控制要求存在不足造成的。对于上述问题，分别从工艺流程设计、低温分离器及换热器选型上提出解决方案。

露点；反凝析；醇；低温分离器

天然气处理中控制烃水露点是一项重要内容，国家规范GB17802－2012《天然气》以及GB50251－2015《输气管道工程设计规范》对天然气烃水露点做了明确说明。不同气质条件控制烃水露点的方式不同，对于有压差可利用的气源，可通过J-T阀或膨胀机膨胀制冷实现脱水脱烃，由于J-T阀膨胀制冷工艺简单、设备操作方便、能耗低，因此我国气田应用较多，如克拉美丽气田、克深气田、克拉2、迪那2、牙哈、吉拉克凝析气田、榆林气田、大牛地气田等；对于压差较少或无压差可用的气源可利用外冷实现脱水脱烃，外冷冷源由制冷剂提供（如丙烷、氨），我国长北天然气处理厂、榆林天然气处理厂以及苏里格第一天然气处理厂等采用外冷实现脱烃[1-9]。

通过对国内外低温法控制烃水露点的调研发现[3，4]，部分天然气处理厂的烃水露点比低温分离器的温度高很多，达不到设计规范要求；此外还发现部分气田换热设备及分离器有堵塞现象，本文将重点研究低温法所存在的问题以及提出改进措施。

1 烃水露点控制方法

为满足天然气生产处理及管输要求，必须将天然气中的重烃及水分离。对于气质较贫且只需满足水露点要求的气源可通过溶剂法、吸附法以及膜分离法等脱除天然气中的水；对于需同时满足烃水露点要求的原料气，可采用低温法实现脱水脱烃。

溶剂吸收法是通过溶剂吸收天然气中的水分达到脱水的效果，常用溶剂有三甘醇（C6H14O4）等。在实际生产过程中，由于原料气中携带有无机盐、有机杂质、管道腐蚀产物等容易引起三甘醇发泡，因此应当增加过滤分离设备，减少杂质对甘醇的影响[10-12]。

膜分离技术是在有压差的条件下，不同分子通过膜的速率不同以及在膜表面吸附能力不同实现分离，是在扩散、选择性通过的综合作用。对于高压气田气，膜分离技术已成功应用于脱水、脱烃以及脱酸气。对于低压原料气，我国最早在胜利油田桩西采油厂应用膜分离技术分离重烃。该技术成本低、工艺简单、能耗低，具有广阔的应用前景[13，14]。

低温法是通过降低原料气的温度使气体中的水及重烃冷凝聚集沉降达到气液分离的效果。目前采用低温分离工艺的气田一般采用膨胀制冷或者外加冷源制冷。膨胀制冷工艺是利用高压天然气通过J-T阀、膨胀机或超音速喷管膨胀产生冷量使得水和重烃聚结实现气液分离，其中J-T阀工艺简单，设备少，大多数高压气田采用J-T阀制冷工艺[15]。典型的节流注醇低温分离工艺流程图（见图1）。

图1 典型节流注醇低温分离工艺流程

2 低温法控制烃水露点问题分析

在研究大量节流膨胀制冷注醇防冻堵工艺的基础上发现，烃水露点一般比低温分离器温度高5℃~10℃[16]。但有些气田烃水露点与设计值相差太大[1-4]，烃露点达不到管输要求，其原因在于低温分离器以及换热设备的效率不满足设计要求；外输气中含有的水化物抑制剂对露点检测也有较大影响。

2.1 低温分离器选型不合理、分离效果差

低温分离器作为气液分离的关键设备，其分离压力温度及选型对分离效果起到决定性作用。低温分离器有旋流分离器以及重力式分离器与分离元件组合型等。分离器的高效分离元件主要有高效丝网除雾器、高效折流板除雾器和高效涡流板除雾器。为提高其低温分离器气液分离效果，设计时应采用高效、合理的内部分离元件。部分气田低温分离器选型及干气烃水露点（见表1），从表1中可以发现，低温分离器温度远低于烃水露点温度，与设计值相差较大，分离器的气液分离效果差。气质中含有的蜡成分造成低温分离器出现冻堵现象，致使分离效果达不到设计要求，现场堵塞物质（见图2），因此如何正确选择分离器及高效元件是满足生产的关键。

此外，采用低温分离法脱水脱烃时为防止水合物生成，通常采用注防冻剂（乙二醇）防止水合物生成。乙二醇作为关键的防冻剂，注入位置及喷注效果对防止水合物有较大影响。如果分离器分离效果差，外输气中如果含有微量的乙二醇，烃露点将提高8℃左右。

表1 低温分离器选型及外输气烃水露点

图2 现场分离出堵塞物

2.2 换热器选型不合理

换热器种类较多，常见的有板式、板翅式、管壳式、绕管式一级热管管式换热器。当前，油气处理厂大量采用管壳式换热器，针对高压气质引进了固定管板式换热器以及绕管式换热器。水合物抑制剂的喷注位置一般选在固定管板式换热器的管板处[17]，如果喷注不均匀或喷注位置不合理，在管束中极易产生水化物。

采用注醇、节流工艺控制烃水露点的克拉玛依油田天然气处理厂，其换热器采用的是绕管式换热器，由于原料气中含有的固体杂质易向下沉积，在生产过程中出现了堵塞的情况，造成换热效果降低，致使低温分离器温度升高，露点达不到设计要求。

2.3 管输末端有烃析出

天然气处理厂脱水脱烃后，高压天然气经管道输送至外输总站，然后再输送至各个门站，由于管道中天然气压力逐渐降低，在末站交接点有凝液析出。对某气质采用HYSYS软件模拟节流低温脱水脱烃工艺，该气质的烃露点设定是以满足外输总站交接点处无烃析出，外输干气相包图（见图3）。从图3可以得出，随着压力降低露点温度升高，因此在末站交接处可能有凝液析出。

我国管道末站向用户供气压力通常分三个等级，分别为1.6 MPa、2.5 MPa、4.0 MPa，通过HYSYS软件模拟，该外输干气组分在1.6 MPa、2.5 MPa、4.0 MPa压力下气相分数与温度的关系（见图4）[18，19]。从图4中可以明显发现，随着温度的降低，当温度小于10℃时气相分数开始变化，也就意味着气体中有液体析出，由此可得出在管输末站向用户交接压力条件下有烃析出。

图3 外输干气相包图

图4 不同压力下温度与气相分数关系

3 解决方案

3.1 多级分离工艺

对气田处理规模大、气质较富且含有重烃的低温控制烃水露点工艺，可采用多级分离脱水脱烃流程，多级分离不仅可提高分离效果，解决分离器堵塞问题，而且也降低了注醇量及乙二醇再生能耗，两级分离工艺流程图（见图5）。

运用HYSYS软件对一级和二级分离工艺模拟分析，在相同的烃水露点条件下（水露点-21℃，水化物生成温度-25℃），两级分离注醇量较一级分离大幅减少，约为一级分离注醇量的1/3，二级分离的烃水露点随注醇量增加还可进一步降低可达-30℃，由于注醇量减少，乙二醇再生可大幅降低重沸器负荷，总体来说二级分离效果明显。原料气组分（见表2），一级分离与二级分离注醇量与水合物生成温度的模拟结果（见图6）。

3.2 小压差、大面积换热工艺

对于高压气田开发后期或低压凝析气田，原料气压力较低，控制烃水露点的工艺主要采用的外冷法，但其能耗高。为减少系统能耗，可采用小压差、大面积换热产生较大温降实现脱水脱烃。小压差、大温降分离流程已在长庆榆林、长北气田成功应用，并取得良好的节能效果[20，21]。

3.3 关键设备选型

气田低温分离器大多采用重力分离器与高效元件组合，高效元件作为气液分离的核心组件，其气液分离效果对外输干气烃水露点起决定性作用，部分高效分离元件分离效果（见表3）。从表3可以看出，高效丝网型分离元件分离效果最好，可100%除去大于2 μm~3 μm的液滴，但在克深处理厂发现含重烃和蜡的低温原料气易造成高效丝网元件堵塞；高效叶片式分离元件可100%去除大于8 μm的液滴且压降小，该分离元件分离原理是以多次改变气体从入口到出口的方向，气体强迫夹带的小液滴冲击叶片表面，在叶片表面形成液膜、聚集实现气液分离，可有效防止含重烃或蜡的原料气堵塞问题。

图5 两级分离工艺

图6 不同分离级数下注醇量与水合物生产温度的关系

表2 原料气组分

表3 部分高效分离元件分离效果

图7 双筒卧式分离器结构图

对于原料气处理量大并且含有重烃的低温分离工艺，低温分离器可采用带叶片式除雾器的双筒卧式分离器，叶片式除雾器保证气液分离效果并防止重烃堵塞，卧式双筒结构可满足较大处理量、为气液分离提供了充足的停留时间并且可以防止液体的二次夹带。双筒卧式分离器（见图7）。

换热器作为回收冷量的关键设备，换热效果的好坏将直接影响原料气节流后进低温分离器温度。对于压力大于10 MPa的高压原料气，可满足高压条件换热的换热器结构有板翅式[22]、绕管式、管壳式。板翅式与绕管式换热器对原料气气质要求较严格，换热介质需为较清洁、无腐蚀的原料气，因此用在含有杂质的原料气换热不合适，容易造成换热器堵塞。管壳式以有无温差补偿分为两类，由于管壳式中壳程和管程存在较大温差，可产生较大的温差应力，需选用带有膨胀节或U形管式的管壳式换热器。通过调研发现，固定管板采用薄管板结构的固定管板式换热器有效解决了高压条件下大温差产生的热应力，并且管束易于清洗更换，造价低廉。当前我国已可以自行设计生产采用薄管板的、且无膨胀节的固定管板式换热器，在塔里木油田得到广泛应用[23]。此外，为强化换热器传热效果，换热管可选用带有翅片的换热管。

4 结论

通过对目前低温脱水脱烃分离工艺分析，气田烃水露点控制不达标的主要原因在于换热器及低温分离器选型不合理，分离效果不能满足设计要求。为满足露点生产要求，提出以下建议:

（1）对于处理较大、气质较富且含有重烃的气田，可通过优化低温分离工艺，如采用多级分离实现露点控制，来减少系统能耗。

（2）选择合理的分离设备及换热器。对于高气液比并含有蜡的原料气建议采用带叶片式除雾器的双筒卧式分离器；换热器应选用耐高压的固定管板式换热器。

（3）我国《天然气》标准对烃露点控制还存在不足，没有明确交接点位置，造成管输天然气末站有液烃析出，如何确定烃露点有待进一步研究界定。

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长庆油田累计生产原油突破3亿吨

截至4月10日，有近47年开发历史的长庆油田，累计生产原油3.001 1亿吨。

从油田会战开始就大力弘扬解放军精神、延安精神及大庆精神铁人精神的长庆人，用科学求实和苦干实干的实际行动，攻克了油气勘探开发的一道道难关。到2006年，长庆油田原油年产量一举突破1 000万吨，建成我国第一个千万吨级的低渗透油田，步入大型油田行列。近几年，在超低渗及致密油的开发过程中，长庆油田通过精细勘探、超前注水、油藏改造、水平井钻井、体积压裂、吞吐采油等一系列新工艺新技术，让华庆、合水、环江、新安边、镇原、吴起等一个个致密油田，出现在长庆油田的版图上，并实现了效益开发。目前，这些致密油区块的年产量均达百万吨以上。昔日被国外专家打入“死牢”的区块，如今个个成为长庆油田年稳产5 000万吨油气当量的中坚力量。至2016年，长庆油田致密油年产量已达1 000万吨以上。

长庆油田原油年产量自2011年突破2 000万吨后，如今每年都稳产在2 400万吨左右。原油产量成为长庆油田年稳产5 000万吨的半壁江山。

（摘自中国石油新闻中心2017-04-14）

Discussion on dew point control of natural gas hydrocarbon water

SHEN Leikun，JIANG Hong
（College of Petroleum and Natural Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China）

Hydrocarbon and water dew point as an important standard of pipeline gas,the dew point has great influence on pipeline,so how to control the dew point become the main content in gas treatment.At present,J-T valve refrigeration and glycol anti-freezing is common in most high pressure gasfield.But we found that the low temperature separator's inlet temperature deviates from the design value in some gasfield,the low temperature separator blockage,retrograde condensation phenomenon and liquid hydrocarbon in pipeline. The reason of these problems is due to the unreasonable selection of heat exchangers and low temperature separator and hydrocarbon dew point control shortcomings.To solve the above problems,the paper main through study technique design,low temperature separator and heat exchanger type selection to put forward the solutions.

dew point；retrograde condensation；alcohol；low temperature separator

TE965

A

1673-5285（2017）04-0136-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.034

2017－03-09

申雷昆，男（1990-），硕士研究生，现就读于西南石油大学石油与天然气工程学院，主要从事天然气处理方向的研究工作，邮箱:shenleikun@126.com。