采油二厂81号天然气处理站天然气系统优化

第9卷第1期新疆石油天然气Vol.9 No. 12013 年3月Xinjjang Oil & GasMar. 2013文章编号:1673- -2677(2013)01- -0087 -03采油二厂81号天然气处理站天然气系统优化李克微,马兵,王静,赵红丽(新疆石油勘察设计研究院油气工艺所,新疆克拉玛依834000)摘要:克拉玛依81号天然气处理站建有一套天然气深冷处理装置和两套天然气浅冷处理装置。目前实际总处理能力约为140 x 10* Nm'/d,2011 -2012年,东油区伴生气产量将进一步提高,最大气量将达到210.2x 10'Nm'/d,现有处理能力将无法满足气量处理需求。而且深冷装置.存在设备老化,管线腐蚀严重等问题,为解决实际处理站问题,提出了新建伴生气处理装置,将采油二厂处理站改造成技术可靠、经济效益高的处理站。关键词:克拉玛依81号天然气处理站;天然气系统;系统优化中图分类号:TE86文献标识码:A1采油二厂81号天然气处理站的1号浅冷装置建于2003年10月,设计处理规模为现状60 x 10* Nm'/d,目前实际处理能力为50 x 10* Nm2/d;2号浅冷装置建于2007年6月,设计处理规模为1.1 天然气处理站基本情况40 x 10'Nm'/d,目前实际处理能力为40 x 10 Nm'/克拉玛依81号天然气处理站承担着采油二厂d; 天然气处理站总设计规模为160 x 10*Nm'/d,目东油区全部油田伴生气的处理任务,建有一套天然前实际总处理能力约为140 x 10* Nm'/d。各装置气深冷处理装置和两套天然气浅冷处理装置。深处理能力见下表:冷处理装置建于1990年7月，设计处理规模为60x 10*Nm'/d,目前实际处理能力为50 x 10* Nm'/d;表181 号站各装置处理能力明细表名称设计处理能力x 10*m/d实际处理能力x 10*m'/d注深冷装置50设备老化1号浅冷装置压缩机排量低2号浅冷装置40运行良好合计1601401.2天然 气处理站现状分析各方协调,采油二厂东油区部分低压伴生气未经处2009年和2010年,为了减少天然气放空,经过理直接输至二级配气站供用户使用,暂时解决了天收稿日期:2012-11-15作者简介:李克微，工程师,2008年毕业于新疆大学化学化工学院化学工程专业硕士研究生,现任新疆克拉玛依石油勘察设计研究院油气工艺所设计人员。8新疆石油天然气2013年然气放空问题。2011 - 2012年,采油二厂东油区伴号压缩机为- -级压缩,最大排压为1. 0MPa,无法与生气产量将进一步 提高,最大气量将达到210.2x 1 ~6号压缩机并联使用，目前该压缩机作为82号10*Nm2/d,现有处理能力将无法满足气量处理需增压站的压缩机备用机组使用。2007 年,随着准噶求。目前装置总的运行水平,处理能力和油田较大尔天然气环网的建成及2号浅冷装置的投产,处理的伴生气处理量存在- -定的差距。站的外输压力升高(1.4~ 1.7MPa),与压缩机的排1.2.1深冷装置存在的问题如下 :压(2. 0MPa)较近,当处理气量较大时,气波机将无(1)深冷装置由于运行时间长,存在设备老化、法运行,增压后的天然气脱水后直接外输，导致外腐蚀严重,压缩机运行温度高等问题。输气烃露点不达标。(2)自控仪表设施由于运行时间较长,部分计2号浅冷处理装置建于2007年6月,设计处理量控制设备已不同程度的出现计量不准,误差大的规模40x10*Nm'/d,采用的是燃气驱动压缩机增现象,站内大部分液位控制阀均已损坏，且部分液压、分子筛脱水、气波机节流制冷分离的浅冷处理位远传功能也已失效,现场均为人工巡检排液,给工艺， 目前装置运行良好。操作管理带来很大困难。(3)由于运行时间较长,站内设备管线腐蚀严2 采油二厂天然气系统优化重,大部分管线腐蚀穿孔,给装置的正常生产带来研究目的:针对采油二厂天然气处理站伴生气安全隐患。的特性以及处理站的实际运行情况,合理确定建设(4)站内设备及管线伴热均采用蒸汽管线伴规模 ,注重总体规模配套设计,新建伴生气处理装热,由于伴热管线较细,管线内部结垢严重,经常堵置,将采油二厂处理站改造成技术可靠、经济效益塞,导致冬季管线经常冻堵,严重影响正常生产。高的处理站。(5)深冷装置设计外输压力为0. 45MPa,现处2.1 工艺方面理站外输压力为1.6MPa左右,为了保证正常外输，采油二厂2011 ~2012年伴生气产量将达到深冷装置来气经过增压脱水后直接外输,未进行脱195. 5 x 10* Nm'/d;目前处理站深冷装置停用,1号烃处理,导致外输气烃露点不达标。浅冷装置设计处理规模为60 x 10* Nm'/d,2号浅冷1.2.2浅冷装置存在的 问题如下:装置设计处理规模为40 x 10* Nm'/d,合计100 x1号浅冷装置现有7台压缩机(编号1 -7 10* Nm'/d,因此确定在处理站内新建天然气处理装号),单台设计处理能力为15 x 10* Nm'/d,二级排置 ,处理规模定为100 x 10*Nm'/d。新建装置工艺气压力2.5 ~3.0MPa,随着压缩机运行年限的增流程如下(图1):加，压缩机实际处理能力只有8~9x 10* Nm'/d。71号. 2号装置来气l去1号2号装置脱硫塔原料气.72.5~3.0MPg0.25MPa 25T天然气除液幕厂一 压缩机J555旋流分离哥一-➢过滤器-5~0T气波机下-气-级低温分离嘉一过滤暑一H分子筛]液气气换热器1.8MPo -15T天然气外输、二级低温分离器去混烃处理装置图1气处理工艺流程框图88第9卷第1期李克微等:采油二厂81号天然气处理站天然气系统优化原料气以0. 25 ~0. 30MPa ,25C进天然气除液(3)处理站新旧系统之间的有机结合。器进行气液分离,然后去原料气压缩机进行增压，(4)随着油田开发能力的变化,针对伴生气的原料气经二级增压至2.5 ~3. 0MPa, 150 ,经空冷产量以及 下游市场变化的特点;通过对油田天然气器冷却至30 ~ 55C,以气液混相状态进人压缩机出处理站的优化 、天然气集输能力进一步增强。口分离器,分离出的凝液排人已建含油污水管线，4研究结论分离出的气体与1号、2号浅冷装置来气一起进入脱硫塔脱硫,脱硫后净化气进人精细过滤器过滤后通过对已建装置的研究及新增产量预测,新建分别去三套装置的分子筛脱水塔进行吸附脱水。-套天然气处理装置,处理规模为100x10*Nm'/脱水后的天然气进人粉尘过滤分离器,分离出携带d。通过技术经济对比,确定新建装置脱水采用分的分子筛粉尘后进入气气换热器,与二级低温分离子筛脱水 、脱烃采用气波机制冷脱烃，脱硫采用器来的低温气体换热至-5~0C后,进入一-级低温SDS - 200B脱硫剂在增压后脱硫,混烃处理脱乙烷分离器分离出混烃,混烃输往混烃处理装置,气相塔 、液化气塔,生产合格的液化气和稳定轻烃(2)。进入气波机膨胀到1. 8MPa.-15~ -20C后进入.针对1号浅冷装置压缩机存在的问题,通过技二级低温分离器分离出混烃,混烃输往混烃处理装术经济对比, 确定将浅冷装置1 -6号压缩机由双置,气相去气气换热器复热后与1号2号浅冷装置作用改 为单作用,使其出口压力满足天然气脱水脱来气一起去已建外输计量区计量外输。烃处理的要求,同时新增100x10*Nm2/d压缩机2.2设备方面一台。(1)针对1号浅冷装置压缩机排压、排量不足，改造方案可满足81号天然气处理站所有伴生:改造工艺如下:气的处理要求,外输气烃水露点均达标，生产合格1号浅冷装置1 ~6号压缩机组排量低、出口压液化气和稳定轻烃 ,并对装置存在问题进行改造，力低主要是由于压缩机配置的发动机功率不足造保证装置的安全生产。成的,为了保证外输气的烃露点合格,针对该问题,总之,根据81号处理站产能规模和特点提出确定采用将压缩机气缸由双作用改为单作用运行，了 经济合理,安全可靠的改造方案,用于指导其它以降低压缩机排量，该措施在四川西南油气田陆作业区 天然气的生产,为充分利用和发挥油田的天梁处理站、塔里木油田等均使用过,现场运行情况然气资源,提高天然气处理装置能力，提高天然气良好。及轻烃生产,解决天然气放空问题做了良好的理论经计算,1 ~6号压缩机由双作用改为单作用研究。2]后,在进气压力0. 20MPa,排压3. 0MPa时,排量约为6 x 10* Nm'/d,6台压缩机合计排量36 x 10*5下步重点工作Nm'/d。随着改造方案的提出,后期重点在保证施工质(2)新增压缩机量的前提下,加大项目组织、监督和协调的力度,加1-6号压缩机改造后,1号浅冷装置总增压规快施工进度， 及时跟踪变化情况，制定适时的实施模为36 x 10* Nm'/d,1号装置设计处理规模为60 x对策。10* Nm'/d,增压能力不足,故需新增压缩机1台,处理规模为25 x 10'Nm>/d;将7号压缩机移至82号参考文献:增压站,作为其备用机组，新增压缩机设在原7号[1]赖德 贵.夏子街油田地面建设的整体改造[J].油气田地压缩机处。面工程,2011 ,39(3):6 -8[2]范印帅.天然气深冷处理装置在大庆油田的应用[J].油3技术关键气田地面工程,2010 ,56(6):12-17(1)处理站处理装置存在问题的根源与对策;[3]季永强大牛地气田地面集输工艺的优化创新[J].油气(2)处理站上下游装置的正常运行与产供田地面工程,2010.44(3):83 -84平衡;89