天然气处理装置损耗气量的计算方法

张 涛

(中原油田分公司天然气处理厂，河南 濮阳 457162)

中原油田分公司天然气处理厂有2套100×104m3/d石油伴生气深冷处理装置。平均每处理10000标准立方米伴生气能耗约为1.02 t标煤。在装置的能耗组成中，天然气占93%～95%。天然气消耗主要包括两个方面：一是驱动原料气压缩机的燃气轮机的燃料消耗，称为燃料气；二是因装置泄漏和开、停机放空造成的无效损失，称为损耗气。

1 体积平衡计算方法存在的问题

目前该厂的能耗考核方案中，装置的损耗气与燃料气一起计入能耗，称为“自用气”，计算公式为：自用气=进入装置伴生气量-干气产量-轻烃转换气。

其中轻烃转换气采用固定的折算系数，吨产品的天然气折算系数为：液态乙烷800 Nm3，液化石油气480 Nm3，稳定轻烃280 Nm3。

上述计算方法采用的是体积平衡计算方法，这种计算方法存在有以下问题：

(1)单位体积的油田伴生气与干气发热量(以下简称热值)相差较大，等同计算明显不合理；

(2)液态乙烷、液化石油气、稳定轻烃都是混合物，其组成是变化的，其折算系数是按理想气体计算所得，误差较大；

(3)油田伴生气中的饱和水在伴生气中所占体积参与了计算。脱除水分造成的体积减少为有效损失，并入损耗气中，不符合损耗气的定义。

2 能量平衡计算方法

本文提出能量平衡的计算方法，计算公式为：

损耗气热值=伴生气热值-干气热值-轻烃产品热值。

损耗气的单位热值以伴生气计，损耗气量可用其总热值除以单位体积热值得到。需要说明的是，依据GB/T11062-2014《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》[1]，伴生气的饱和水在热值测定中没有贡献，也没有考虑其状态和温度变化产生的能量，只是在伴生气的总热值计算中扣除水分占有的体积。即按理想气体计算：

伴生气量=进入装置的伴生气量-伴生气饱和含水量。

2.1 伴生气及各种产品的热值测算

GB/T11062-2014中天然气的发热量(热值)按理想气体计算，即将各组分的理想摩尔热值与其摩尔分数相乘后加和，得到混合物的热值。

鉴于装置中天然气燃烧的特点，能量平衡计算方法的伴生气、干气、液态乙烷及各组分的热值统一采用低位发热量。各组分的理想摩尔热值取自GB/T11062-2014的表3中25℃数据；天然气各组分的摩尔含量由气相色谱分析得到。

结合装置的生产实际情况，热值测算中，伴生气、干气、液态乙烷、稳定轻烃按混合物计算，丙烷、丁烷纯度在99.8%以上，按纯态计算。计算过程不考虑物质的温度变化。根据伴生气组分检测结果计算出伴生气热值为1008.38 kJ/mol，折算标准煤系数为15.37 t标煤/万m3。

同样方法可测算出干气等产品的热值，得到折算标准煤系数：其中，干气12.15～12.18 t标煤/万m3；液态乙烷、丙烷、丁烷、稳定轻烃每吨分别折算标准煤1.56～1.57(100%乙烷为1.61)、1.57、1.55和1.53 t标煤/万m3。实际生产中伴生气组分变化较大，折算系数在15.10～15.50 t标煤/万m3之间，而干气等产品组分变化较小，热值也基本稳定。

2.2 两种方法的损耗气计算结果对比

表1 热量平衡计算表

表1为某月的生产数据及损耗气的计算结果。同期气相色谱测得伴生气、干气、液态乙烷、丙烷、丁烷、稳定轻烃的折算标准煤系数分别为15.22、12.16、1.56、1.57、1.55和1.53 t标煤/万m3。

而采用体积平衡计算方法计算，损耗气量为-12.51×104m3，得到的是一个明显错误的结果。

2.3 影响能量平衡计算的因素

伴生气饱和水含量对损耗气计算的影响。油田伴生气入口压力0.35～0.40 MPa，温度随环境温度变化较大，全年温度在5～30℃。取夏季温度30℃，冬季温度5℃，查天然气利用手册〔2〕得10000 m3伴生气饱和水含量分别为64.08 kg和11.21 kg，按理想气体折算体积为79.74 m3和13.96 m3。由于装置采取分子筛深度脱水，产品中的含水量可以忽略不计。取二者平均值计算，饱和水含量对热值计算影响22%。

热值测定结果的代表性。油田伴生气的组分是经常变化的，由于这些变化是随机发生的，所以热值测定中的伴生气取样非常关键。为了保证取样代表性，提高取样频次是非常必要的。在装置稳定运行状态下，干气和轻烃产品的组分变化较

小，其热值变化也较小，对损耗气计算结果影响不大，但同样也可以采用提高在线色谱分析频次，保证其热值检测的代表性。

3 结束语

损耗气是考核天然气处理装置的重要指标之一。采取能量平衡法可以比较准确地计算出一个时期的损耗气量，确定装置损耗气的合理水平，以利于及时发异常并采取措施，达到降低损耗，提高经济效益的目的。