在老龄平台上增加天然气脱水设施的实践

余俊雄，张继伟，黄永锋，宫有志，张 威

中海石油（中国） 有限公司曹妃甸作业公司，天津300451

某老龄平台已服役15 年，经过多次改扩建，现有10 个桩腿。通过校核发现部分桩腿的桩基承载力安全系数接近规范允许的极限值。该平台生产的伴生天然气经过增压，进入管网进行交易，天然气压缩机的生产能力为30×104m3/d，天然气外输量约15×104m3/d。2019 年预测即将进入管网的其他油田的天然气中二氧化碳摩尔分数将达到6.88%～16.27%。二氧化碳遇水产生碳酸，对管道将产生腐蚀。为避免腐蚀发生，所有进入管网的天然气必须脱水，其水露点需＜-6 ℃@6200 kPaG。因此，为了让该老龄平台的伴生天然气继续进入管网，需要在该平台新增天然气脱水装置，否则伴生气无法继续外输交易。增加脱水装置的工作需根据平台剩余空间和桩基承载情况，从方案筛选入手并进行适应性优化。

1 脱水方案筛选及适应性优化

由于此前为满足滚动勘探开发的需求，该平台已经多次增加设施设备，平台的剩余空间不多，且部分桩基承载力已接近极限（见表1），所以现有平台可增加设施的外观尺寸和重量有限。如果在现有平台外增加桩腿，不仅费用很高，而且申请用海的时间也不短，考虑到费用成本和时间成本因素，因此不考虑采用增加桩腿方案。脱水方案筛选需要充分控制设施的外观尺寸和重量，需要考虑桩基的载荷分配，还需要考虑施工技术，因此在方案筛选时要进行适应性优化。

1.1 立足平台现有设备的方案筛选

立足平台现有的天然气压缩机、甲醇注入系统（运行参数见表2），对丙烷冷却脱水方案、三甘醇脱水方案、分子筛脱水方案进行了筛选。

表1 平台改造前后桩基承载力状态

（1） 丙烷冷却脱水方案。由于某终端处理厂闲置了3 台旧的丙烷压缩机设备，所以优先考虑采用丙烷冷却天然气脱水方案，以利用这3 台旧压缩机设备，其工艺流程如图1 所示。经过核算，该方案的撬块质量约80 t，整套装置尺寸约为8 m×6 m×7 m，平台原有20 t 吊车难以完成吊装作业。

表2 平台现有天然气压缩机等设备运行参数

图1 丙烷冷却天然气脱水方案工艺流程

（2） 三甘醇脱水方案。三甘醇天然气脱水方案的工艺流程如图2 所示。夏季天然气经海水冷却后温度在40 ℃左右，经模拟计算，三甘醇脱水后外输气最低露点为-10 ℃，接近管网露点要求，如果气量发生波动，容易造成外输天然气露点不达标[1]。经核算三甘醇脱水撬块质量约35 t、撬块尺寸约16 m×4.5 m×10 m。

（3） 分子筛脱水方案。分子筛天然气脱水工艺流程如图3 所示。通常分子筛脱水装置入口温度不能大于35 ℃（因分子筛填料在40 ℃以上无吸水率曲线）。而在该平台，夏季天然气入口温度52 ℃，经海水冷却后温度在40 ℃左右波动，导致重烃无法全部脱除，容易造成分子筛中毒、粉碎、吸附能力差、再生频率高、寿命缩短[2]。通过核算该方案新增设备撬质量约53 t，撬块尺寸约7.5 m×4.5 m×5 m。

鉴于分子筛天然气脱水、三甘醇天然气脱水方案的脱水效果难以稳定达标，而丙烷冷却天然气脱水方案的设备重量、外观尺寸较大，吊装困难，因此筛选工作还需要扩大范围。

1.2 考虑平台原有资源和新技术的方案筛选

图2 三甘醇天然气脱水方案工艺流程

图3 分子筛天然气脱水方案工艺流程

考虑充分利用平台现有天然气压缩机能力为天然气脱水方案的筛选提供新的可能性。为此采取了以下措施，即通过对压缩机一级、二级活塞行程以及滑油分配器注油量进行调节，并更换部分动态密封较差的部件，从而把天然气压缩机出口的压力提高到8 MPa 以上。而后利用增压的天然气作为冷源，对天然气进行超音速脱水和J-T 阀节流制冷脱水，从而为天然气脱水提供了两种新的方案。

（1） 超音速脱水方案。天然气超音速脱水的核心部件为3S[3]，其结构如图4 所示。天然气超音速脱水工艺的流程简图如图5 所示。天然气露点降至32 ℃左右时，原料气入口温度对装置影响较大，本项目夏季天然气入口温度约85 ℃，经海水冷却器降为40 ℃，经过处理后外输露点约为5 ℃，不满足要求[4]。

图4 天然气超音速脱水工艺的3S 结构示意

图5 天然气超音速脱水方案工艺流程

（2） J-T 阀节流制冷脱水方案。J-T 阀节流制冷脱水方案工艺流程如图6 所示。由于天然气超音速脱水方案也不满足需要，为了提高J-T 阀节流制冷脱水方案的可用性，把缠绕式换热器（内部形式见图7） 这种新的技术运用于低温换热器，以降低设施的重量和外观尺寸。该低温换热器设计压力8 MPa，功率22 kW，直径600 mm，筒体长度5 900 mm。主要优点是：结构紧凑，单位容积传热面积大、传热系数大、传热效率高[5]。J-T 阀节流制冷脱水方案主要设备如表3 所示。

图6 J-T 阀节流制冷天然气脱水方案流程

表3 J-T 阀脱水主要设备

图7 缠绕式内部结构形式

J-T 阀节流制冷脱水装置利用平台压力节流制冷脱水，所有设备集成在一个撬内，包括海水冷却系统（600LB）、节流制冷脱水系统（600LB）。装置工艺性能满足夏天7 MPaG、85 ℃进气要求；轻烃、重烃分离后返回生产流程；利用平台现有甲醇注入系统进行防冻堵抑制剂注入[6]；整撬空载质量26 t，操作质量30 t。尺寸（长×宽×高）为7 m×3.2 m×3.8 m。夏季最高温度时，天然气来气温度85 ℃，入口压力6～7.5 MPa，出口压力4～5.5 MPa，经J-T 阀后温度降为-20 ℃，露点控制在-15 ℃。冬季最低温度时，天然气来气温度50 ℃，入口压力5～7.5 MPa，出口压力4～6.5 MPa，经J-T 阀后温度降为-20 ℃，露点控制在-15℃。该方案适合目标平台现有工况条件，而且技术比较成熟。

（3） 桩基载荷重新分配。如表1 所示，改造前A2、A3 的桩基承载力安全系数已经接近极限值（2.0），桩基不能再增加承载力了。因此在考虑新J-T 阀节流制冷脱水撬的安装位置时，把整撬质量30 t 布置于IWP 顶层甲板北侧B 轴的外面，如图8所示，利用悬臂的杠杆原理，进行桩基载荷的重新分配：增加B12、B11、B1、B2、B3 的桩基载荷，减轻A12、A11、A1、A2、A3 的载荷。经强度校核，根据设备撬底座形式对甲板结构进行加强，改造结构用钢量约5 t。在整体模型中加载计算，校核结果表明：改造后桩身强度满足规范要求，桩基承载力满足规范要求，数据见表1。

图8 J-T 阀天然气脱水设备在顶层甲板北侧的布置

2 J-T阀脱水设施安装及脱水效果

设备空质量约26 t，吊车吊装能力只有20 t，无法整体吊装，因此按下列方式进行安装：第一，把撬块拆解，在平台吊车覆盖的范围内，将拆下的各部分逐一吊至顶甲板西北角；第二，组装成撬，之后整体拖运至安装位置，再进行固定；第三，在新增撬块区域设置两个可燃气体探头，增加喷淋装置；第四，把新设施的工艺管道、海水管道、消防管道、甲醇管道、仪表信号、关断控制接入平台。安装完成后，进行调试并投入运行。J-T 阀节流制冷脱水设施的运行效果满足了天然气脱水要求，在流量波动、下游流程动态变化时，天然气处理效果依然能达到要求，并有一定余量。

3 结束语

通过采取以下措施：第一，充分利用平台天然气压缩机能力对天然气进行增压，再把高压天然气作为冷源，对天然气进行J-T 阀节流制冷脱水；第二，采用缠绕式换热器，缩减低温换热器的尺寸和重量；第三，利用平台悬臂的杠杆原理对桩基载荷进行重新分配，使得J-T 阀节流制冷脱水新设备可以安装在个别桩基载荷已经接近临界的老龄平台上，最终实现老龄平台天然气干化后重新输入管网，取得非常好的经济效益，为类似老龄平台的改造利用积累了新的经验[7]。