苏里格气田低温分离技术

摘 要：苏里格气田在天然气集输过程中，由于有液态烃的析出，严重影响陕京管线增压站压缩机的安全平稳运行，气田的生产能力得不到有效发挥。为降低凝析油对生产的影响，本文在调研国内外低温分离技术现状的基础上，优选节流制冷的冷凝分离方法，评价低温脱水工艺的可行性和适用性，试验并评价不同工作制度下低温分离效果，确定不同工作制度下合理注醇量和最佳运行参数，并结合气藏试验中的压降规律分析和判断低温分离工艺的使用年限，提高了低温分离工艺的运行技术指标。项目研究能够较好的解决天然气生产中由于凝析油的影响而存在的计量问题、影响管输问题、环境污染问题和经济效益问题，使外输气气质达到国家二类A级商品气指标，并且满足西气东输下游用户对烃、水露点的要求。

关键词：苏里格气田 低温分离 天然气集输 脱水

一、绪论

1.问题提出、研究意义及来源

天然气集输过程中，由于有液态烃的析出，严重影响了管输能力，同时也给陕京管线压缩机安全平稳运行带来巨大的危害。因为凝析油分离不彻底，导致其在计量系统中析出，严重影响了天然气的计量，从而为气井产能预测带来困难：没有回收的凝析油也造成了较大的资源、经济损失；凝析油的挥发性较大，容易污染环境。因此进行苏里格气田低温分离工艺技术研究工作具有较大的经济效益和社会效益，为气藏地面开发模式提供依据。

2.低温分离技术国内外研究及应用现状

2.1低温分离集输工艺技术概述

低温分离一般可分为浅冷和深冷。浅冷以回收丙烷（C3）为主要目的，制冷温度一般在-5～-50℃左右；深冷则以回收乙烷（C2）为目的或要求丙烷收率大于90％，制冷温度一般在-90～-100℃左右，而中冷温度一般在-30～-100℃。时也把中冷温度归于深冷部分，有的文献也称为中深冷工艺。浅冷分离常用的制冷工艺有节流膨胀制冷法（即焦尔―汤姆逊法）、冷剂压缩循环制冷和单级膨胀制冷。应用较多的方法是冷剂制冷和单级膨胀制冷。根据所处理气体的组成不同，（C3）的收率可达50％～70％。而深冷工艺主要有复叠式制冷、膨胀制冷和膨胀制冷与冷剂制冷相结合的混合（复合）制冷法，（C3）收率可达到85％以上。

根据天然气的组成和用途，油田上所采取的制冷方式和制冷深度也有所不同。但其原则工艺则是一致的，如图l-1所示。

原料气预处理主要用分离器。增压用压缩机，如果原料气本来压力就高，视回收深度要求可以不增压。净化是脱去原料气中的水、二氧化碳、硫化氢等对低温回收有不利影响的物质，可以用吸收法或吸附法。对油田气而言一般含硫化氢很少，若含量多则一般需要增设处理厂进分馏单元应用分馏塔将回收下来的轻烃进行进一步分离或稳定。

2.2苏里格气田低温分离集输技术应用

苏里格气田集输工艺采用井口注甲醇，单井采出的天然气直接输送至集气站，在集气站脱除水和凝析油后，由集气干线输送至集气站，经管线输送至处理厂。生产过程中，为防止形成水化物，向井筒、地面管线及节流降压前的天然气当中注入甲醇。

二、苏里格气田低温分离技术应用分析

1.低温分离工艺流程设计

1.1设计原则

尽量采用成熟可靠的工艺设备，但为简化流程、减少操作人员和提高企业效益，对合理先进的新工艺、新设备在试采工程中进行实验，以指导下一步全气田大规模开发地面建设的设计。

适应沙漠及人烟稀少地区特点，尽量考虑站、线、路相结合，方便站场及线路设施的监控和管理，方便职工生活。严格执行国家各项技术标准、规程、规范。搞好环境保护、水土保持、职工安全卫生及防火。

1.2设计原理

天然气经计量后进入增压站增压后进入脱油脱水装置，经过滤分离器过滤分离，除去天然气中的固体颗粒和游离液体；然后进入预冷换热器管程，利用处理后的冷干气对原料气进行预冷，夏季温度降低至4℃（冬季温度降低至-8℃）；再进入丙烷蒸发器，与液体丙烷进行换热降温，夏季温度降低至-5℃（冬季温度降低至-15.℃）；进入低温分离器进行脱油脱水，然后进入预冷换热器壳程，与原料天然气进行换热后进入配气区。

天然气通过低温分离可回收更多的液烃。在很多情况下，天然气采气压力远高于外输压力。利用天然气在气田集输过程出现的大差压节流降压所产生的节流效应（焦耳一汤姆逊效应）达到的低温条件，在此条件下进行气体和水和液烃分离，称为矿场低温分离。

此种分离工艺同时产生两种效果：①增加液烃回收量：②降低天然气露点。因此气田集输系统即可利用这两种效果，对天然气进行液烃回收或／和脱水。气田集输系统可利用低温分离工艺使天然气的烃露点和水露点降低以满足管输要求，也是气田集输系统的节能措施之一。

为了要取得分离器的低温操作条件，同时又要防止在大差压节流降压过程中天然气生成水合物，因此不能采用加热防冻法，而必须采用注抑制剂防冻法以防止生成水化物。

天然气在进入抑制剂注入器之前，先要使其通过一个脱液分离器使存在于天然气中的游离水先行分离出来。为使分离器的操作温度达到更低的程度，故使天然气在大差压节流降压前进行预冷，预冷的方法是将低温分离器顶部出来的低温天然气通过换热器，与分离器的进料天然气换热，使进料天然气的温度先行降低。因闪蒸分离器顶部出来的气体中，带有一部分较重烃类，故使之随低温进料天然气进入低温分离器，使这一部分重烃能得到回收。因低温分离器的低温是由天然气大差压节流降压所产生的节流效应所获得。故分离器的操作压力是根据低温分离器的操作温度来确定的。操作温度随气井温度和采气管线的输送温度来决定，通常按常温考虑。

闪蒸分离器的操作压力随低温分离器的操作压力而定；操作温度则随高压分离器的操作温度而定。

三相分离器的操作压力根据稳定塔的操作压力来确定；操作温度则根据稳定塔的液相沸点和最高进料温度来确定。

由于气田采出水较大，先用高效分离器对水进行分离，可显著降低低温分离的注醇量。为了验证高压分离器的使用性能，故本站采用高压分离工艺。

2.低温分离工艺总流程

各气井采出的天然气直接输送至集气站，在集气站脱除水和凝析油后，由集气干线输送至集气站，输送至处理厂。

三、低温分离工艺试验原理及系统组成

1.低温分离工艺原理

2.处理厂低温分离工艺

天然气处理工艺是一种低温分离工艺，选用丙烷作为制冷剂形成低温分离条件，选用三相分离器/低温分离器实现天然气、油、水（甲醇）分离。

预冷换热器利用经过脱油脱水的冷干天然气与原料天然气逆流换热，降低原料气的温度，使原料天然气进入丙烷制冷系统之前进行预冷，充分利用冷干天然气作为冷源，大幅度的降低丙烷制冷系统的制冷量，降低丙烷制冷系统动力输出。

3.低温分离工艺方法的选择依据

工艺方法的选择，主要考虑原料气的压力、组成、厂址条件、产品质量、回收率及其它经济技术因素，在不同的条件下，选择的工艺方法也不同。

天然气的气质条件是必须首先考虑的，其组成是影响轻烃回收的经济性和工艺过程选择的主要因素。一般说来，气体越富，就可以回收更多的轻烃，但对于富气要达到给定的回收率，就需要更多的制冷负荷、更多的热交换面积和更多的固定投资。而对于贫气却需要更苛刻的处理条件（低温）。轻烃回收一方面要在满足烃露点要求的前提下尽可能多的回收液烃：另一方面还必须满足商品气的最小热值要求，否则得不偿失。

低温分离单元是低温分离工艺技术的核心单元，为防止固体颗粒堵塞管壳式换热器，影响换热的效率，在来气进入管壳式换热器前，应去除掉固体颗粒，同时为除去事故工况下管道中携带的液体，应具有分离液体功能，因此过滤分离器应具有过滤段和分离段，并集合在一台设备上。固体颗粒捕集效率应大于等于99.9%，具有高纳污量，长检修周期，低阻力，且运行稳定可靠的特点。

四、低温分离工艺试验效果分析

1.低温分离效果评价

2.低温分离效果分析

因为天然气进入处理厂的压力、温度及所携带的液量不可能是均匀的，所以要通过节流建立统一的低压低温系统，达到气液分离的目的。

脱油脱水装置采用丙烷制冷进行低温脱油脱水，当原料气温度被降低至低温，天然气中的饱和水和大部分重烃就会冷凝析出，并进行气液分离以满足水烃露点的要求。由于含有饱和水的天然气随温度、压力的降低会形成固态水合物，极易堵塞管道及阀门，因此，在原料气预冷前需注入水合物抑制剂甲醇，降低水合物的形成温度，以防止水合物的形成，从而保证脱油脱水过程顺利进行。

预过滤器、气液聚结器的作用是进一步脱除经过分离器分离的天然气当中的凝析液滴、雾状液。天然气经过低温分离以后，已经脱除了其中绝大部分液体，而且进预过滤器前天然气温度略有升高，从理论上讲，预过滤器中只能出现极微量的液，综合分析认为，节流后管线至分离器进口掩埋管线、分离器出口管线至换冷器进口掩埋管线、换冷器原料气出口管线至节流前掩埋管线温度升高，保温效果不理想所致。同时由于试验过程中换冷器处理量远远小于设计处理量，所以对换冷器处理量及热效率的评价及管程、壳程压力损失评价目前无法进行。

低温分离器是脱油脱水装置中的关键设备，其分离效果的好坏，直接决定着处理厂外输气的水烃露点，故其分离元件引进壳牌公司专利产品-SMMSM型高效分离元件，容器壳体由国内制造。

低温分离的设计处理气量为500×104m3/d，可操作范围为设计处理量的60%~120%。

低温分离器是将冷却至-5℃（夏季）/-15 ℃（冬季）的天然气中的凝析油、甲醇、水分别分离出去。低温分离器SMSM分离内件共分四层，分别为导向板（Schoepentoeter）、第一破沫网（Mistmat）、旋流管（Swirldeck）、第二破沫网（Mistmat），经低温制冷的天然气经进气口进入分离器，通过导向板将天然气均匀的分布，通过第一破沫网将天然气中的游离的大液滴凝结，通过导流管流到分离器底部；未分离的中等的液滴通过旋流离心作用再次进行分离，导流管流到分离器底部；最后微小液滴再次进行分离，通过导流管流到分离器底部，进行低温分离。

低温分离器的分离效率达到99%。在冬季运行工况（天然气压力6.1MPa，温度-15℃）出口天然气携液量不大于0.105m3/106Nm3/d；在夏季运行工况（天然气压力6.1MPa，温度-5℃）出口天然气携液量不大于0.087m3/106Nm3/d。

五、结论及建议

1.结论

1.1低温分离工艺能有效地脱除天然气中的水和凝析油，降低凝析油对天然气集输管线及设备造成的危害，能够解决上古气藏的脱水、脱烃问题。但由于低温分离完全取决于压差，压力降至一定程度，低温分离工艺技术的应用有一定的局限性。

1.2节流后温度在-18℃时，凝析油和水乳化现象严重，影响低温分离器捕雾网的捕雾效果，使下游两级过滤分离负荷加大，精细过滤不彻底，产液量大，并且容易将液带入外输管线，使外输温度与水露点吻合程度差。

2.建议

苏里格气田低温分离技术的运用，对于解决凝析油和水在低温状况下乳化作用对低温分离器运行的影响，起到了明显的效果，降低了注醇量，节约了成本：同时应积极开展分析研究，采取有针对性地工艺配套技术，调整低产井的工作制度，改善气井生产条件、提高气同采收率。在满足下游用户烃、水露点要求的前提下，通过分析和研究并采取有效措施，延长低温分离工艺使用年限，对苏里格气田地面集输工艺有待于进一步优选。

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