凝析气田开采后期工艺改造方案的选择

崔国彪 张 翼 郝振鹏 刘宗涛

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500；2.中国石油贵州天然气管网有限公司，贵州 贵阳 550082；3.中国石油天然气管道工程有限公司，北京 065000）

0 引言

凝析气田进入开采后期压力逐年递减，严重影响了气田的正常生产。气藏压力的降低会导致节流制冷时没有足够可利用的压差满足低温分离所需的温度要求，而引起外输气水、烃露点过高；另外，气井压力降低至天然气外输压力要求以下时，将无法保证气田的稳产，因此对处理厂工艺系统的改造要着力于满足外输气水、烃露点要求以及外输气压力要求。笔者拟就处理厂工艺系统的4大改造方案进行探讨分析［1-3］。

1 气田处理厂原工艺流程

凝析气田处理厂原工艺普遍采用JT阀节流制冷、低温分离来实现脱水脱烃，原工艺流程见图1。各井口来的天然气汇合后经过计量、分离，注醇后进入气气换热器预冷，天然气经预冷后在进入节流阀前再次注醇，节流后降压降温的气体进入低温分离器进行分离，分离出的气相经气气换热器与进料天然气换热后再通过气液换热器与稳定凝析油换热，随后外输［4］。

图1 气田处理厂原工艺流程图

2 气田后期改造工艺

气田增压集输一般分为分散增压和集中增压两种模式，分散增压模式需在每座单井各设一套增压系统，此增压方式无论从经济性、可操作性和日后管理方面考虑都存在很大弊端；集中增压模式将整个气藏的天然气集中在一处（集气站或处理厂）进行增压，相对于分散增压模式优势更明显。对于集中增压模式，提出以下4种增压改造工艺。

2.1 节流阀前增压＋节流制冷工艺

此工艺的特点为通过增加压缩机设备来获得足够的压差，然后通过节流降温达到低温分离所需的温度［5］。气田各单井来的天然气进站汇合，经过计量、生产分离器后进入压缩机，增压后温度升高的天然气经过空冷、水冷降温后进入新增的气液分离器，分离掉冷凝液后天然气经节流阀节流制冷。为了防止水合物的生成，气体在进入换热器和节流阀之前都要进行注醇。气体节流降压后进入低温分离器，气相经过气气换热器与进料天然气换热后再通过气液换热器与稳定凝析油换热，随后外输。流程见图2。

图2 节流阀前增压＋节流制冷工艺流程图

2.2 节流阀前增压＋丙烷制冷工艺

此工艺的特点为当集气压力降低导致不能提供足够的压差时，需增加丙烷制冷系统以提供外加辅助冷量；当集气压力继续降低导致不能满足天然气外输压力要求时，再增加压缩机以满足其外输压力要求。工艺流程见图3。

图3 节流阀前增压＋丙烷制冷工艺流程图

2.3 节流制冷＋节流阀后增压工艺

此工艺的特点为通过降低节流阀后的压力来提供足够的压差，以获得低温分离所需的温度，进而控制外输气的烃露点，然后再通过在节流阀后增压来获得气体所需的外输压力。各气井来天然气汇合后进行计量分离，注醇后进入气气换热器预冷，进入节流阀前再次注醇，节流降温后进入低温分离器，分离出的气相经过气气换热器与原料天然气换热后进入新增压缩机增压至外输压力，然后经过空冷、水冷降温后外输。“节流制冷＋节流阀后增压工艺”流程见图4。

图4 节流制冷＋节流阀后增压工艺流程图

2.4 丙烷制冷＋节流阀后增压工艺

此工艺的特点是在“节流制冷＋节流阀后增压工艺”的基础上增加了丙烷制冷系统，通过外加辅助制冷来获得低温分离所需的低温，进而控制气体的烃露点，然后通过压缩机增压至气体外输压力。“丙烷制冷＋节流阀后增压工艺”流程见图5。

图5 丙烷制冷＋节流阀后增压工艺流程图

3 工艺改造方案对比与选择

“节流阀前增压＋节流制冷”和“节流制冷＋节流阀后增压”工艺存在一定的局限性，不予推荐。“节流阀前增压＋丙烷制冷”和“丙烷制冷＋节流阀后增压”工艺在改造过程中需要增加的主要设备相同，包括压缩机、压缩机入口和出口分离器、水冷换热器和丙烷制冷系统，但设备投资和能耗不同。“丙烷制冷＋节流阀后增压”工艺通过降低节流阀阀后压力来获得足够的压差，导致压缩机压比增高，同时阀后压力的降低导致低温分离所需温度随之下降，增加了丙烷制冷的负荷，最终导致压缩机和丙烷制冷系统这两部分的投资、能耗均高于“节流阀前增压＋丙烷制冷”工艺，因此凝析气田开采后期增压工艺适合采用“节流阀前增压＋丙烷制冷”工艺。

4 应用实例

某凝析气田处理厂采用节流阀脱水脱烃工艺控制外输气的水、烃露点，外输气压力为4.5 MPa，水、烃露点按在输气压力下-10℃设计［6］。如今气田开采进入中后期，气藏压力逐年递减导致处理厂现有工艺不能满足外输气水、烃露点的要求，气田出现减产趋势，采用“节流阀前增压＋丙烷制冷”工艺对处理厂原工艺进行技术改造。2014-2024年的气田产量、处理厂集气压力预测见表1。

4.1 确定脱水脱烃温度

建立HYSYS模型，由于外输气压力要求为4.5 MPa，考虑设备存在0.2 MPa的压降，故取低温分离器的压力为4.7 MPa，当集气压力低于4.7 MPa时需进行增压处理。利用该模型计算的分离器温度对外输气水、烃露点的影响，可知当低温分离器温度达到-9.5℃时，分离出的外输气水、烃露点才能达到-10℃。为满足外输气水、烃露点要求，取低温分离器的温度为-10℃。

4.2 改造方案模拟计算

由HYSYS模型计算可知，当处理厂集气温度为20℃、节流阀前压力高于6 MPa时，节流后温度才能低于-10℃，根据表1可知，2014年就需要增加丙烷制冷系统，2017年则需要增加压缩机设备。处理厂改造后的“节流阀前增压＋丙烷制冷”工艺HYSYS模型见图6，各节点参数模拟计算结果见表2。

表1 2014-2024年气田产量及压力预测表

图6 节流阀前增压＋丙烷制冷工艺HYSYS模型图

由计算结果可以得出，“节流阀前增压＋丙烷制冷”工艺可以满足该气田2014-2024年的外输天然气水、烃露点和外输压力要求。

5 结论

1）“节流阀前增压＋丙烷制冷”工艺可以满足凝析气田后期的外输天然气水、烃露点要求和外输压力要求。

2）压缩机应选用往复式压缩机，驱动方式应选择燃气驱动。

3）丙烷制冷压缩机应采用螺杆式压缩机，成套撬装，压缩机驱动采用燃气驱动。

表2 各节点参数模拟计算表

［1］卢克超，吕红波.天然气露点控制技术方案优化［J］.石油天然气学报，2005，24（4）：515-516.

［2］张俊亮.鄂尔多斯盆地北部上古气田地面集输工艺［J］.油气田地面工程，2011，30（12）：45-47.

［3］张鸿仁，张松.油气田处理［M］.北京：石油工业出版社，1995.

［4］唐建荣，张鹏，吴洪波，等.天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用［J］.钻采工艺，2009，32（2）：95-96.

［5］王鹏.丙烷制冷装置工艺系统参数优化［J］.油气田地面工程，2012，31（1）：63-64.

［6］李时宣，冯凯生，张明礼.天然气小压差节流制冷脱烃工艺技术［J］. 油气田地面工程，2005，24（7）：17-18.