回补气工艺提升天然气处理装置收率研究

回补气工艺提升天然气处理装置收率研究

吴熙

天津市大港油田天然气公司，天津，300000

摘要：C3收率是体现天然气处理装置运行情况的重要指标之一，天然气产品组分变化及来气量波动等是造成装置运行不稳定的重要原因。本文主要结合某天然气处理厂实际生产情况，系统分析多项因素，得出来气量波动是导致装置C3收率降低的主要原因，并通过工艺改造实现了来气量平稳，装置C3收率提升。

关键字：C3收率；设备改造；工艺优化

一、项目建设背景

1.场站基本生产情况：

某天然气处理厂建有规模为50×104m3/d的天然气处理装置，主要采用原料气增压、分子筛脱水、膨胀机+丙烷辅助制冷工艺流程。天然气处理装置来气气源分别来自四套不同装置分离出的天然气。

2.具体流程：

低压来气经压缩机增压后与中压来气共同进入压缩机再次增压，增压后3.5MPa左右的高压气先后进入脱水、制冷、分馏单元，分离得到净化天然气、液化石油气和稳定轻烃等产品。该装置设计C3收率为94%以上，装置运行中前期，收率指标合格。

3、现存问题：

由于当地油田产能的滚动开发，天然气处理装置接收上游区块来气压力、产量也不断变化，目前装置进站总气量在28-35万方/天波动，中压压缩机入口记录的瞬时气量在9000~17000m3/h范围内不断变化，气量波动造成装置运行不稳定，制冷温度不能达到设计参数，造成C3收率降低，直接产品质量和经济效益。

另外，2011年颁布了液化石油气标准（GB 11174-2011），该标准对液化石油气中的 C3+C4的摩尔分数要求不小于95%，此规定提升了装置脱乙烷塔的精馏要求。

由于以上原因引起的C3收率降低，造成了液态产品量减少，部分 C3+组分进入到外输干气中没有进行高附加值液态产品的回收，影响了企业总体经济效益，同时由于装置运行不稳定也造成了操作的复杂性，增加了人工成本。因此有必要对现有装置进行改造，使装置运行稳定，制冷深度降低，提高C3收率，得到合格的液化石油气产品，提高经济效益，满足用户需求。

二、项目前期改造情况

膨胀压缩机是天然气处理装置关键的制冷设备，2015年该厂曾对膨胀压缩机进行改造，当时运行原料气气量在20-40万方/天，最低处理量低于设计流量的40%，机组设计转速36200 r/min，而实际运行23600 r/min，远低于设计转速，机组效率相当低，已严重影响了整个工艺装置的收益。于是改造膨胀压缩机的主机，根据当时机组运行参数，按35x104m3/d（调节范围 30%）的处理量进行改造，使膨胀压缩机在较高效率下运行，提高装置收益。改造后，膨胀压缩机设计点为 35 万方/天，但由于气量不稳定造成膨胀压缩机效率较低，设计出口温度还是不能达标。

三、运行现状及效益计算

1.气源组分

根据调研数据，目前原料气压缩机入口（中压气与低压气混合后）组分如下：

C1—62.916；C2—12.344；C3—10.143；iC4—1.843；nC4—2.617；iC5—0.684；nC5—0.443；C6—0.405；N2—0.866；CO2—7.741。

2.气量情况

根据调研情况，二期装置原料气高峰值可达17000 m3/h，气量低峰值低至8000m3/h，即在20-40万方/天范围内波动。

3.运行参数

由于原料气量波动较大，导致膨胀压缩机进出口压力变化，制冷深度较低，制冷深度只有-46℃（气量波动导致制冷温度波动，装置原设计指标为-63℃）。

4.收率指标及效益分析

由于制冷温度无法达到设计值，并且制冷温度经常波动，装置C3收率指标在72-82%波动。

四、C3收率低原因分析

1.进站组分变化情况分析

通过对比进站气组分，发现进站组分差别不大，原设计进站天然气C3摩尔分率11.15%，目前运行进站天然气组分C3摩尔分率10.49%，目前运行组分带入HYHYS软件，按35万方/天气量进行模拟计算，得出制冷深度可达到-61℃，C3收率约为93%，能够达到设计指标。因此可排除是由于进站原料气组分变化引起的C3收率降低原因。

2.进站气量变化情况分析

进站气量日均31万方/天，但每天变化极大，气量高峰值可达可达17000 m3/h，气量低峰值低至8000 m3/h，即在20-40万方/天范围内波动，并且波动频繁，原料气量波动较大将导致膨胀压缩机运行不稳定，膨胀机2016年改造后，设计规模为处理量35万方/天，可运行区间气量波动范围正负30%（27-45万方/天），高效区为气量波动正负10%（32-38万方/天），由于原料气量经常偏离膨胀机运行高效区，影响了膨胀端出口温度。同时由于气量变化引起膨胀机膨胀端出力时时变化，使膨胀机压缩端出口压力也时刻变化，也影响了膨胀机膨胀端出口温度。以上情况造成的制冷温度上升，最终均造成C3收率的下降。

因此可基本确定是由于进站气量波动造成的C3收率的下降，需要稳定进站气量以保证装置平稳运行，保证制冷深度和

C3收率。

五、气量稳定方案

1.进站天然气气量稳定方案

前已分析来气量不稳定是造成C3收率低的主要原因，因此应稳定进站气量，目前上游油田区块由于滚动开发年限均已较长，井口压力均下降较多，部分单井由于压力较低，也无法进入低压系统，因此转为间歇运行。此种运行方式造成气量波动较大，由于间开井运行时间较难预测，因此目前来气量不稳定的情况较难改变，因此需要考虑在来气量不稳定的情况下装置运行稳定。

由于目前中压压缩机入口压力为1.3MPa，干气外输调节阀前压力为1.6 MPa，因此来气量不稳定时使装置运行稳定可以通过外输干气回流的方法实现，目前已知来气量的范围在20-40万方/d之间，而膨胀机最优设计点规模为35万方/天，因此考虑外输干气回补气使装置入口流量稳定在35万方/天。当来气量小于35万方/天时，通过干气回流使装置入口气量补充到35万方/天，当来气量大于35万方/天时，干气不回流，装置接收进站气运行，由于进站气量上限为40万方/天，也基本在膨胀机运行高效区（正负10%）区间，不会对装置制冷深度造成太大影响，同时相对能耗较低，因此综合分析考虑干气回补规模确定为35万方/天。

另外，由于回流气量均为干气，干气组分较原料气贫，当膨胀机压缩机端气量稳定在35万方/天时，其中回流气量越多时膨胀机膨胀端气量越大，输出功越多，膨胀机压缩端出口压力越大，膨胀机膨胀端出口温度越低，C3收率越高，对40万方/天及不同进站气量回补至35万方/天的工况进行HYSYS软件模拟计算，不同工况下膨胀机出口温度、C3收率、导热油负荷、丙烷负荷、外输干气量、液态产品量情况。

2.液化石油气产品影响分析

前已描述，采用干气回流方法降低制冷深度，满足收率指标要求，即装置在稳定进气量，但组分微有变化的情况下运行，对40万方/天及不同进站气量回补至35万方/天的工况进行HYHYS软件模拟计算，不同工况下在满足收率指标及液化石油产品指标时，脱乙塔塔操作温度及液化石油气产品中C3+C4组分分率见下表，从表中可以看出，在不同回流气量下，脱乙塔塔操作温度基本稳定在72-73度，液化石油气产品C3+C4组分分率均大于95%，符合规范要求

因此，保证脱乙塔塔塔底温度即可保证液化石油气产品指标合格。

综上，为满足来气量不稳定的情况下装置能够平稳运行，从干气外输管线调节阀前（1.6 MPa G）引气至原料气压缩分离器入口处，通过新增流量计与流量调节阀将装置入口流量稳定在35万方/天，实现了膨胀机运行气量稳定，产品收率提升。总体投资约10万元，每日增加产品收益5万元。