埕海联合站天然气轻烃回收工程工艺设计

2022-09-11

1 建设的必要性

根据大港油田的整体规划, 埕海一区、埕海二区、联合开发区和合作开发区所产天然气经集输汇管进入埕海联合站, 在埕海联合站内经过预处理、增压、脱水后由埕港输气管道输至大港油田分输站, 然后进大港油田天然气处理站进行轻烃回收。目前埕港输气管道的实际输量只有设计输量的三分之一, 由于流速慢、温降大, 天然气中的重组分冷凝析出, 由于埕港输气管道中轻烃析出增多, 会造成以下结果:

1.1 增加埕海联合站运行能耗

埕港输气管道积液, 造成埕港输气管道沿线阻力增大。在大港油田分输站接受压力不变的情况下, 埕海联合站原料气压缩机出口压力增大, 造成能耗增加。

1.2 增加埕港输气管道通球频率及运行风险

由于埕港输气管道积液, 需通球作业, 通球作业频率高导致运行风险增大, 且人工劳动强度增大。

1.3 影响大港油田分输站及天然气处理站的正常运行

由于频繁通球且来液量大, 大港油田分输站内油气分离装置分离效果无法达到下游工艺要求。因此有必要对埕海联合站内天然气处理系统进行调整, 增加天然气脱烃装置。

2 方案比选

膨胀制冷和冷剂制冷是天然气脱烃的主要方法, 膨胀制冷法利用原料气的压力能制冷, 而冷剂制冷法则是利用冷剂气化吸热。冷剂制冷法的原料气与回收凝液后的外输气压力要求压差小, 不因为增压外输气多耗功;膨胀剂制冷法的原料气压力和外输气压力之间有压差可以利用, 无论制冷温度多低都可以用膨胀机。本工程新建装置入口天然气压力与出口天然气压力持平, 无压力能可用, 因此本工程选择冷剂制冷方法。本工程天然气制冷温度为10℃, 根据制冷剂性质和制冷剂选择原则, 选择制冷剂为丙烷。

3 工艺现状

3.1 原料气增压单元

原油处理装置来伴生气和埕海油田其他区块来伴生气一起进低压分离器进行分离, 分出的凝液去原油稳定装置原稳塔, 分出的天然气进原料气压缩机增压经压缩机出口冷却器冷却后, 与气井气一起进入压缩机出口分离器和过滤分离器, 分出凝液、游离水、润滑油和杂质后, 气相进三甘醇脱水单元, 分出的凝液经调压后回到低压分离器入口进一步处理。

3.2 预处理单元

埕海二区井场来气经高压天然气收球筒后进入段塞流捕集器进行气液分离, 分出的气相与原料气压缩机出口气相一起去压缩机出口分离器, 分出的液相去原油脱水分离器的入口, 与进站原油一起进行脱水及稳定处理。

3.3 三甘醇脱水单元

增压单元过滤分离器来的天然气进入三甘醇吸收塔, 在塔内与贫三甘醇充分接触, 脱除气体中的水分, 脱水后的天然气进天然气-甘醇换热器与贫三甘醇换热升温至去外输单元。吸收塔底吸收了水分的富甘醇进入三甘醇再生单元。

3.4 轻烃储运单元

原油稳定装置产生的轻烃, 输送至轻烃储罐储存, 然后通过轻烃装车泵装车外输。

4 工艺流程方案

4.1 主体工艺流程

埕海油田所产天然气在埕海联合站内进行三甘醇脱水后以气态形式进入冷箱。在冷箱中, 天然气与低温分离器来气相和液相换热后温度降为17.15℃, 然后进入丙烷蒸发器, 经丙烷蒸发器丙烷制冷后温度进一步降为10℃。降温后的天然气 (10℃、3.2MPa) 进入低温分离器, 低温分离器分出的气相经冷箱换热温度升至40℃, 然后进入埕港输气管道外输。低温分离器分出的液相节流后压力降至0.5MPa, 经冷箱换热后温度升至40℃进入已建的轻烃储罐。轻烃储罐中的液相通过已建轻烃装车泵装车外运。轻烃储罐中的气相进入已建低压分离器, 然后进入已建原料气压缩机。

4.2 辅助工艺流程

来自丙烷缓冲罐的液相丙烷, 经节能器换热后温度降为15℃, 再节流到0.58MPa, 温度降至7℃后进入丙烷蒸发器与原料气换热, 蒸发后进入丙烷吸入罐, 丙烷吸入罐出口丙烷气经丙烷压缩机两级压缩后进入丙烷冷凝器, 全凝后进丙烷缓冲罐循环使用。

4.3 丙烷压缩机选型

常用制冷压缩机有离心式压缩机和螺杆式压缩机两种类型, 离心式压缩机具有排量大, 结构紧凑、尺寸小, 机组占地面积及重量都比同一排量的活塞压缩机小等优点, 但它不适用于气量过小的场合, 且稳定工况较窄, 操作弹性较小。螺杆式压缩机, 由于结构简单, 易损件少, 排气温度低, 压比大, 操作弹性大、尤其不怕气体中带液、带尘压缩, 但螺杆机的噪音大, 维护周期较短, 维护工作量较大。针对本工程而言, 丙烷制冷系统的最大制冷负荷为200k W, 该负荷较小, 小排量的螺杆机较离心机具有明显的优势。综上所述, 本工程采用螺杆式丙烷压缩机。