凝析气田油气处理工艺研究

覃敏

凝析气田气藏性质、开采及处理工艺复杂。凝析气田油气处理厂的工艺装置是由天然气和凝析油处理装置及相关配套装置组成的生产系统，其能耗水平主要由处理工艺方案及工艺流程、工艺设备效率、运行参数、管理水平等因素决定。本文分析油气处理工艺的现状及适应性，研究现有油气处理工艺、设备运行及系统能耗存在的主要问题；并对迪那2凝析气田做了案例分析，最终得到相关性结论，为油气处理厂用能分析、能量综合利用提供技术方向。

一、凝析气田油气处理工艺概况

按矿藏分类，天然气可分为气田气、油田气和凝析气田气3类。凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。

在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。

针对凝析气田井口压力较高、有压力能可利用的特点，国内凝析气田天然气处理工艺主要采用两种低温分离工艺：

（1）控制外输天然气烃、水露点的低温分离工艺。

（2）回收天然气凝液的低温分离工艺。

二、控制天然气烃、水露点为目标的低温分离工艺

控制天然气烃、水露点为目标的低温分离工艺，根据凝析气田原料气的压力不同，其制冷工艺主要采用J-T阀节流制冷、膨胀机制冷、丙烷制冷。对于国内高压凝析气田，其天然气处理主要采用节流降温、注醇防止水合物，其工艺系统组成主要由脱水脱烃、乙二醇再生、凝析油稳定、气体增压等工艺单元组成。其水合物抑制剂可采用乙二醇和甲醇，注乙二醇应用较为普遍，长庆气田采用注甲醇防止水合物的形成。脱水脱烃单元主要采用节流降压或外部冷源（冷剂制冷）降低天然气的温度从而控制烃水露点。有压力能可利用的凝析气消耗本身具有的压力能获得低温，系统能耗较低；无压力能可利用的凝析气需要外部冷源提供额外的冷量，系统能耗高。

三、迪那2气田油气处理厂实例分析

迪那2凝析气田油气处理厂于2009年6月正式投产。迪那2油氣处理厂的工艺系统由集气、脱水脱烃、轻烃回收、乙二醇再生及注入、凝析油稳定、气体增压等工艺单元组成。

迪那2凝析气田油气处理厂共设计有四套脱水脱烃装置，单套处理能力400×104m3/d；两套凝析油稳定装置，单套处理能力458t/d；两套轻烃回收装置，单套处理能力593t/d；两套乙二醇再生装置，单套处理能力为2550kg/h。迪那2凝析气田油气处理厂包括主要生产装置、辅助生产装置及公用工程。

迪那2油气处理厂至投运以来，油气处理装置总体运行平稳，天然气和凝析油处理能力、主要设备运行参数达到设计要求，除液化石油气产量与设计值相比降低较大外，其它产品量符合设计要求。主要有以下四个特点：

（1）天然气处理节流制冷、注乙二醇的低温分离工艺，适应性强

（2） J-T阀节流制冷热效率低、分离温度偏高，凝液回收率低

（3）分离和分馏方式过于简单，增加了系统能耗

（4）部分用能设备负载低、大量余热未能有效回收利用

四、主要结论

通过对迪那2等其他凝析气田油气处理厂现场调研、油气处理工艺系统和能耗分析，得出以下主要结论：

（1）以控制天然气烃、水露点为目标的低温分离工艺采用节流制冷或丙烷制冷、注水合物抑制剂（甲醇、乙二醇）来防止水合物，其中以注乙二醇为主；

（2）对节流、注醇的低温分离工艺存在凝液分离温度偏高（大于-30℃）、低温条件醇烃分离困难、乙二醇再生装置出现烃液夹带等问题，建议节流、注醇的分离工艺只回收戊烷及以上重组组分，不回收丙烷和丁烷等组分；

（3）对于处理规模较大，采用节流、注醇的低温分离工艺，推荐采用两级分离工艺，提高了低温分离效果，降低了乙二醇注入量和系统能耗；

（4）对于低压凝析气田或高压凝析气后期开发，原料气没有足够的压差可以利用，推荐采用小压差节流制冷（或小制冷量）、大面积换热预冷产生大温降的方法，可以降低能耗；

（5）对高压凝析气田、处理规模大的油气处理厂（英买、迪那2等）普遍存在制冷方式和产品单一、制冷温度偏高、主体工艺方案不合理、凝液分离工艺流程简单、凝液回收率低、换热网络设计不合理、系统能耗高等问题，应推广采用以膨胀机制冷为主的深冷工艺，推荐采用多种生产模式运行（烃水露点、节流、膨胀机等）的设计方法，提高对凝析气田不同开发时期的适应性；

（6）本项目提出一些凝析气田天然气处理工艺的新方案，此方案压力能和冷量得到有效利用，凝液率回收大幅提高，在设计中采用节流阀、膨胀机两种运行模式，可提高处理装置对原料气压力、流量变化的适应性；

（7）油气处理厂大量采用管壳式换热器，高效节能设备应用较少，大量高温余热未能有效利用，部分设备设计不合理；

（8）主要用能设备（泵、压缩机等）负载率和效率低，重点用能设备（加热炉、压缩机等）未能配备能源计量仪表，油气处理厂能耗统计不规范。