多气源海上平台天然气低温脱烃工艺生产模式创新实践

时间：2024-07-28

刘建波伍永巴依

1中海石油（中国）有限公司崖城作业公司

2新疆油田公司风城油田作业区

我国南海崖城13-1 气田持续开发至今近25年，自1996 年投产以来，下游用户对崖13-1 气田外输天然气品质一直有严格的合同要求，其中就包含了对烃露点的要求（在规定的交付压力范围内的任何压力下，不高于55 ℉）。

崖13-1 气田的天然气从井筒出来，经过井口冷却器，到达脱烃系统的温度约为100 ℉，而烃露点主要通过J-T 效应和低温分离器控制，以达到低温脱烃的效果，将烃露点控制低于55 ℉。从开发初期到稳产期，再到衰落期，气田在原工艺流程基础上完成了多次的脱烃工艺技术优化及流程改造并成功实践，始终保持着天然气烃露点合格外输，从没发生过一起不合格气外输的事件。

正值南海大气区管网的逐步建成，多气源接入崖13-1 气田，提供了生产模式创新的多种可能。因此，气田需再次进行生产模式的创新实践，确保外输气烃露点合格，延长气田开采寿命，最大限度提高气田的采收率。

1 天然气低温脱烃的技术原理

1.1 天然气低温脱烃原有的工艺流程

经过三甘醇脱水系统及水露点合格的天然气，进入低温分离器的气/气换热器后至J-T 阀，会产生一定的压降[1]，气体膨胀。崖13-1 气田就是采用J-T 阀的气体膨胀吸热原理达到降低气体温度的目的。

天然气经过强降温后，其中的重组分凝析成液态。天然气到达低温分离器（它是控制天然气烃露点的主要设备），可以把天然气中的这些液体分离出来，以保证天然气的烃露点满足下游设备及商业合同的要求。

从低温分离器出来并经过脱烃处理的天然气会经过气/气换热器，与未脱烃的天然气进行热传递，以使经过J-T 阀的天然气初始温度更低、更易达到脱烃效果[2]（图1）。

图1 天然气低温脱烃系统原有的工艺流程Fig.1 Original process flow of natural gas low temperature dehydrocarbon system

1.2 系列改造后的低温脱烃工艺流程

随着气藏压力的逐步下降[3]，增加了湿气压缩机来保证J-T 阀上游有一定的压力以产生足够的压力降；再改造湿气压缩机出口回流工艺，即低温分离器出口回流至湿气压缩机入口，直接通过系统内部循环处理完成单个生产串天然气的烃露点控制，而无需降低整个平台的外输流量[4]。改造后的低温脱烃工艺流程如图2 所示。

图2 系列改造后的低温脱烃工艺流程Fig.2 Low temperature dehydrogenation process after series of modification

2 气田脱烃技术的创新实践

以往崖13-1 气田单独生产时，如外输气烃露点出现异常[5]（比如复产初期阶段烃露点不合格），则需中断向香港管线外输天然气，将烃露点不合格的天然气输送至海南管线，待处理合格后再切换至香港管线。这样不仅减少了天然气的香港外输量，甚至可能造成供气短缺。正值南海大气区管网的逐步建成，多气源的接入为崖13-1 气田提供了生产创新的可能[6]。

在东方13-2 气田接入后，单独使用一个生产串，且无需经过湿气压缩机增压；在此工况下，崖城13-1 气田通过工艺流程调整，形成天然气低温脱烃工艺五种模式，极大地提高了脱烃效率，又能使各相关气田产能达到最大化，同时满足外输天然气的烃露点合同要求。

2.1 单串小循环制冷模式

假设以下应用工况：东方13-2 气田来气所在的B 生产串烃露点合格，保持正常外输；而崖城13-1 气田所在的A 生产串需要恢复生产，烃露点不合格。这时可通过湿气压缩机出口回流管线，即所谓的小循环管线（从低温分离器出口连接至湿气压缩机入口）使部分天然气循环通过J-T 阀持续降温预冷，部分天然气从三甘醇接触塔出口直接输送至海南管线，直至崖城13-1 天然气烃露点合格后再切换至干气压缩机增压输送香港[7]，工艺流程如图3 所示。

图3 单串小循环脱烃制冷模式Fig.3 Single-train small-cycle dehydrocarbon cooling mode

这样的工艺流程调整可实现不影响天然气外输香港，将外输气量损失降到最低，这在下游用户用气量大时保持供气稳定尤为重要。

2.2 单串大循环制冷模式

假设以下应用工况：香港海管压力背压偏高导致干气压缩机入口压力高，将致使A 串J-T 阀上下游压差不足，低温分离器降温脱烃能力不足。而此时两台湿气压缩机串联运行，井口压力上升、产量偏低，不能稳定运行。

单串大循环制冷模式[8]如图4 所示，即保持B串东方13-2 天然气正常脱烃处理，通过干气压缩机出口处回流至射流器管线循环部分天然气到湿气压缩机入口，这样既可以保证湿气压缩机有足够的流量通过而稳定运行，也可以使用大量烃露点合格的天然气混合少量烃露点不合格天然气，使得两串天然气混合合格后增压外输。

图4 单串大循环脱烃制冷模式Fig.4 Single-train large-cycle dehydrocarbon cooling mode

这种工况充分利用了B 串东方13-2 气田来气的多余冷量，弥补A 串崖城13-1 生产降温脱烃的能力不足，使得外输气量最大化，并在保证天然气销售量的同时，最大程度维持压缩机在低负荷下稳定运行。

2.3 单串大小循环并用制冷模式

在生产中，单台湿气压缩机水洗或单个生产串停产检修是有必要的。但会出现以下问题：由于检修串J-T 阀上下游压差不足或无气体流动，烃露点不断上升，影响生产恢复时天然气质量，导致产量损失。

通过流程调整，在东方13-2 接入有足够的气量和足够低的烃露点的前提下，通过单串大小循环并用的制冷模式，使检修串低温分离器保持低温状态，便于快速复产。将脱烃处理合格的天然气通过射流器管线引回到A 串处理系统，在另一台湿气压缩机维持运行的情况下保持适量的天然气流动，大部分天然气通过小循环回流湿气压缩机入口补充流量，小部分通过走大循环流程与B 串脱烃处理合格的天然气混合外输，从而实现不中断向香港供气[9]（图5），而且极大地减少低温分离器降温预冷时间，快速恢复检修串的生产，减少产量损失。

图5 单串大、小循环并用脱烃制冷模式Fig.5 Dehydrocarbon cooling mode of combination of single train large and small cycle

2.4 两串小循环交叉制冷模式

当东方13-2 海管来气所在的B 生产串需要停产检修时，B 串低温分离器温度在此期间将会持续升高，在复产时需要进行在线降温预冷，以避免产生不合格气和产量损失[10]。

在这种工况下，崖城13-1 气田所在的A 生产串烃露点合格，保持外输香港。东方13-2 海管来气所在的B 生产串关闭大循环，通过小循环管线将不合格天然气输送至湿气压缩机入口，再经过A 生产串进行降温脱烃，B 串低温分离器保持有天然气流动持续降温，直至烃露点合格后，再打开通往干气压缩机入口阀门外输香港（图6）。

图6 两串小循环交叉脱烃制冷模式Fig.6 Cross-dehydrocarbon cooling mode of cross of two small cycles

2.5 利用气气换热器降压生产

崖城13-1 气田进入开发后期，产量下降明显，难以保持J-T 阀上下游的压降，控制烃露点变得困难。气田结合湿气压缩机换芯改造，充分利用气气换热器（印刷电路板式换热器）的换热高效率对脱烃系统工艺流程进行改造。连通A、B 串低温脱烃系统的冷气，充分利用B 串减压制冷产生的多余冷量给A 串进行制冷，使外输天然气烃露点满足香港供气合同要求，同时解除J-T 阀压差大对降低井口生产压力的制约[11]（图7）。

图7 利用B 串多余冷量对A 串进行脱烃制冷Fig.7 Dehydrocarbon refrigeration of A train by using the excess cooling capacity of B train

实施后，A 串低温分离器外输气烃露点满足香港供气合同要求；还可将气田的井口背压降低，提高气田采收率。

3 应用效果

崖城13-1 气田作为供气枢纽，低温脱烃工艺生产模式的创新尤为重要，其改造、优化所投入的成本较少，多是在原有工艺流程上进行创新优化及总结，摸索出新的生产模式，可实现快速复产、增产增收、节能保供的效果，有力地提升崖城13-1气田乃至整个南海大气区供气管网的稳定性。

如按原低温脱烃生产模式不变，任意一个生产串产生计划维修或者非计划关停后，复产时预冷时间过长，损失的产量巨大，则南海大气区的各个气田接入崖城13-1 气田后，产能释放将受到制约，南海大气区经济效益将大打折扣[12]。假设每次复产时需要预冷3 h，将天然气烃露点控制在35 ℉开始外输（外输气的烃露点应低于合同要求的55 ℉，并保持一定的安全余量；35 ℉为经验值，防止不合格气进入海管），按照目前东方13-2 海管每天接入580×104m3，以及崖城13-1 气田自产气170×104m3/d 进行改造前和改造后效果对比（表1）。

表1 低温脱烃系统改造前、后的效果对比Tab.1 Comparison of effects of low temperatture dehydrocarbon system before and after modification

而利用气气换热器的换热高效率，进一步降压生产，实施后可达到效果：A 串低温分离器最低温度可达到31 ℉左右，外输气烃露点35 ℉左右，满足香港供气合同要求；可将气田的井口上产压力降到40 psi，经济年限内将累积增产约1×108m3天然气，提高气田采收率。