天然气集输工艺中凝析油析出原因分析及改进措施

天然气集输工艺中凝析油析出原因分析及改进措施

长宁气田由靖边、吉林、乌吉旗、苏里格等气田组成。其中靖边气田是长庆气田开发最早的气田。其天然气为贫气,CH4含量在93%以上,C2+含量仅约1%,其余为CO2、H2S等非烃类,属高碳硫比且CO2含量较高的含硫天然气,需脱硫脱碳和脱水方可外输,目前气田集输采用常温分离工艺。而榆林、乌审旗及苏里格气田等天然气性质与靖边气田不同。天然气中CH4含量虽在90%以上,但其H2S含量小于20mg/m3,CO2含量小于3%,气体中除含一定量(2%～8%)的C2～C6外,还含有少量C7+重组分,平均1m3天然气析出的凝析油小于10mL,属低碳硫含量并含少量凝析油的湿气,需脱水、脱油后才能外输。气体产量及密度气田集输工艺应根据天然气性质、气井产量、压力、温度等诸多因素综合考虑。以榆林气田南区天然气为例,其CH4含量为95.12%,C2H6含量为2.197%,C3+含量为0.768%,He含量为0.030%,H2含量为0.023%,N2含量为0.281%,CO2含量为1.573%,H2S含量为9ppm,相对密度为0.59。平均单井产量为5×104m3/d,气体进集气站压力在8～22MPa,温度在3～20℃。根据《气田集气工程设计规范》(SY/T0010),榆林气田在1999年开发建设时其天然气集输采用常温分离工艺,再经三甘醇脱水后进入陕京输气管道外输。但在生产实践中发现在集气管道及陕京输气管道中仍有凝析油析出,影响了气田和输气管道的正常运行。因此,必须改用新的分离工艺,使天然气的水、烃露点达到《天然气》(GB17820—1999)中Ⅱ类气质指标及外输要求。根据榆林气田天然气性质、压力、温度及脱凝析油的目的,经过研究论证,决定采用节流膨胀制冷的低温分离工艺,在脱凝析油的同时降低天然气的水露点,以便满足外输要求。1.压缩装置的优化集气站采用低温分离时的工艺流程见图1。确定低温分离工艺流程时主要考虑以下因素。(1)由于井流物在气井井筒、采气管线和集气站节流制冷处的温度、压力条件下会生成水合物,故注入水合物抑制剂(甲醇)以防止水合物的生成。(2)进入集气站的单井来气,根据其压力变化情况确定先经预热、不预热或预冷再节流膨胀,从而达到低温分离工艺的温度要求。集气站来气压力不同,节流前预热或预冷的温度也不相同。气田生产初期,由于天然气进集气站压力高,节流后最低温度可达-50℃以下,远低于工艺要求。为避免采用低温钢,增加投资,采用节流前先预热单井来气的办法,控制节流后的温度不低于-20℃。气田生产中期,大部分气井压力降低,当降低到一定值时,天然气进集气站的压力正好满足节流制冷要求,此时不需预热即可满足节流后的温度要求。气田生产后期,大部分气井压力已不能满足天然气进集气站节流制冷的要求,此时需用分离后的低温干气对单井来气进行预冷以满足低温分离要求。(3)气液的有效分离。液滴分散的原因主要有两类:①液体受到泼溅、喷雾、泡沫、表面起雾等力学原因被破碎而形成雾粒,这类成雾原因所产生的雾粒粒径在10μm以上,采用丝网除雾效率可达到99.5%;②气体在饱和或过饱和状态下的相变化,它是由晶核作用、冷却冷凝、化学反应、压缩气体绝热节流膨胀、气体压缩、两股不同温度饱和气流均匀混合及固态升华等因素形成的,其液滴粒径在10μm以下,常在0.1～10μm之间,采用一般的重力、机械和丝网除雾等传统的分离方法,不能有效分离,可采用电除尘分离法和纤维聚结分离法。气液聚结器是专为脱除气体中的微小液滴设计的,它主要采用了疏油/疏水技术,对滤心进行化学处理降低介质表面的能量,提高聚结液体的排液速度,使单位面积介质的液体处理量大大增加,可以降低饱和压降以及迅速从液体涌动中得到恢复,采用最佳圆柱状,并通过打褶结构使整个滤心的流量均匀分配。它由树脂粘结的大面积、多褶介质构成,外裹无纺聚合物支撑及排液层,在低压下很宽的流速范围内都可实现高效分离,外部排液层,起着排出聚结的液体污染物,同时防止夹带的作用,在流速和液体浓度波动的情况下依然具有一致的高效性;与气体中常见的液体相容。由于采用了以上技术,几乎能除去气流中所有的固体颗粒和液体污染物,下游液体含量可降至0.003ppm。2.主要参数(1)网内压力的影响榆林气田南区规划共有集气站6座,各集气站低温分离的压力分别取决于下游用户及整个气田集气管网的构成,最高不超过6.4MPa,最低为4.7MPa。(2)低温分离天然气水、烃露点目前榆林气田各集气站脱油、脱水后的天然气进入陕京管道外输,低温分离后的天然气水、烃露点应符合外输要求。据输气管道埋深处的土壤温度,考虑到聚结过滤器效率和气体温度的波动,确定集气站低温分离后的气体温度在-10℃左右。(3)气体进出最低温度据气田实际情况,大多数单井来气进站温度按季节不同在3～20℃之间变化。计算加热炉负荷时取气体进站最低温度3℃,加热后的温度根据节流膨胀计算确定。经计算,当进站压力为22MPa、多井气体总流量按20×104m3/d计时,最高加热温度为37℃,加热炉热负荷约为200kW。(4)换热器负荷计算选用进站温度高、压力低和节流后压力高的单井来气来计算换热器的热负荷。据实际情况,取多井气体总流量为20×104m3/d,进站温度为20℃,进站压力8.0MPa,节流后的压力为6.4MPa,预冷后温度为-2℃,低温分离后干气进换热器温度为-10℃,经计算换热器负荷约为108kW。(5)井底天然气压力水合物抑制剂选用甲醇,注醇点为井口处井筒、采气管线和集气站节流前管线共3处。井筒及采气管线注醇量按下面情况计算:井底天然气含饱和水蒸汽,温度为97℃,压力为27.58MPa,进集气站时天然气温度为3℃,压力为22MPa;集气站节流前注醇量按下面情况计算:节流后天然气温度为-10℃,压力为4.7MPa。在这两种情况下计算到的甲醇理论用量见表1。工业试验时间榆林气田首先在榆—9集气站采用低温工艺流程,自2001年11月至2002年7月模拟气田投产初、中、后期三个阶段不同条件进行了工业试验,每阶段试验时间约三个月。工业试验结束后再逐步推广到其他集气站。目前,已在榆—9、榆—10、乌—5集气站(乌审旗气田)正式采用,2003年将在其余4个集气站(榆—11至榆—14集气站)采用。1.注醇泵流量调至最低温分离工艺开始进行工业试验时注醇量处于摸索阶段,即先将注醇泵流量调至最大(平均每1×104m3天然气约加入195L/d),然后逐渐降低,以不形成水合物为准。在2002年1月以后,注醇量大大降低,基本上稳定在理论注醇量上下。2.单井进口参数和开口后参数的变化低温分离工艺分以下3个阶段进行工业试验。(1)第一阶段投产初期,气井压力较高,进站气体需用加热炉预热以控制节流后温度,其中部分单井来气参数变化见表2。(2)降低气井压力模拟投产中期条件,即提高单井产量、降低气井压力,使气体进站压力正好满足节流后温度要求,不需预热来气。此阶段部分单井来气参数变化见表3。(3)预冷单井工艺模拟投产后期条件,即气井压力进一步降低,需对单井来气进行预冷方可满足节流后温度要求,以便确定采用本工艺时的最低井口压力及年限。此阶段榆45—11井来气参数变化见表4。3.凝析油效果明显从2001年12月16日至2002年1月12日进行低温分离工艺工业试验时,井口累计产气量为910.4819×104m3、产凝析油量为22.18m3,每1m3天然气平均产凝析油量为2.436mL。同一时期内,榆林气田采用常温分离工艺的长北合作区(与国外合作开采)井口累计产气量为3234.0013×104m3、产凝析油量为58.27m3,每1m3天然气平均产凝析油量为1.802mL。由于低温分离工艺凝析油的平均产量比常温分离工艺凝析油平均产量增加了0.634mL/m3(天然气),这说明低温分离工艺脱凝析油效果明显。生产实践也表明,由榆—9集气站去陕京管道的集气管道中未再发现有凝析油析出。4.聚结过滤器气体出口温度及水露点实测工业试验期间对聚结过滤器出口气体温度、水露点进行了实测。从2001年12月下旬至2002年4月中旬,实测的聚结过滤器气体出口温度在-10℃至-18℃之间,相应的水露点一般较其高1～4℃不等,故可满足外输要求。理论上来讲只要在低温分离工艺中凝析的水滴在聚结过滤器都能从气体中分出,出口气体的水露点应与气流温度相同。实测气体水露点高于其温度的原因,主要为聚结过滤器腔室分离出的液体有极少量以液滴形式被气流携带所致。工艺特点及改造必要性(1)对于像榆林气田压力较高且含有少量凝析油的天然气,可充分利用地层压力,在集气站中可采用节流制冷的低温分离工艺,从而省去常温分离工艺的三甘醇脱水设施,降低气田开