摘 要

　　　　　　　——以中国石油长庆油田公司榆林气田天然气处理厂为例摘　要：研究如何降低天然气处理厂注醇量、提高甲醇利用率以及降低甲醇回收装置的能耗，对于中国

　　　　　　　——以中国石油长庆油田公司榆林气田天然气处理厂为例

摘　要：研究如何降低天然气处理厂注醇量、提高甲醇利用率以及降低甲醇回收装置的能耗，对于中国石油长庆油田公司榆林气田实现节能环保、科学开发有着重要的现实意义。为此，针对榆林气田天然气处理厂低温脱油脱水及注醇工艺存在的甲醇污水处理及高能耗问题，提出了对现有注醇工艺技术的改进方案：将直接注醇改进为循环注醇。在增设的接触塔内天然气与含甲醇污水充分接触并携带出甲醇，经三相分离器分离出的甲醇污水回流进入接触塔，形成甲醇的闭路循环。软件模拟计算结果表明，接触塔塔底污水含醇量仅为0.0043％，已达到气田污水回注标准，而不再需要甲醇回收处理。采用HYSYS软件分别对现有、改进后注醇工艺进行流程模拟，对比结果表明：在基础数据相同的情况下，相比现有注醇工艺，改进后工艺能耗降低25％、注醇量减少28％，经济与环境效益显著。

关键词：中国石油  长庆油田公司  榆林气田  天然气处理厂  甲醇  接触塔  注醇工艺  改进  能耗  注醇量

Simplification and optimization of methanol inj ection in deoiling and dehydration devices in natural gas processing plants：A case history from the Yulin Gas Field operated by the PetroChina Changqing Oilfield Company

Abstract：Studies on how to reduce the methanol injection amount in a natural gas processing plant，how to improve the mcthanol utilization rate，and how to cut down the energy consumption of a methanol recovery unit，are of great realistic value for the Yulin Gas Field operated by the PetroChina Changqing Oilfield Company to achieve scientific and eco-friendly development as well as energy saving and emlsslon reduction．Thus，in view of such issues as the treatment of methanol containing waste water and high cnergy consumpation in low-temperature deoiling and dehydration technologies in the natural gas processing plant in ttlis field，we put forward the innovative scheme of circular injection to replace direct injection applied to the existing methanol injection technology．Specifically，with this improved scheme,natural gas will be in fully contact with methanol sewage and carry methanol out of it in a newly-added contact column，methanoi sewage isolated from the three phase separator will flow back into the contact column，thus a methanol closed cycle is iorreed.By simulating calculation，the methanol amount in the sewage at the contact column bottom is only 0.0043%,which reaches the gas field sewage reinjection standard，and needs no further methanol recovery treatment．Moreover，the HYSYS software was adopted to simulate the existing and the improved methanol injection process flow，and the simulation results show that with the same basic data，the improved process achieves energy consumption reduction of 25％and methanol injection volume reduction of 28％．

Keywords：PetroChina Changqing Oilfield Company，Yulin Gas Field，natural gas processing plant，methanoi，contact column，methanol injection process，innovation，energy consumption，methanol injection volume

1　装置简介

中国石油长庆油田公司榆林气田(以下简称榆林气田)天然气处理厂采用低温分离法进行脱油、脱水，使天然气的水含量、烃露点符合商品天然气质量指标和管道输送要求^[1-2]。其工艺流程如图1所示。

 

原料气压力为4.5～5.2MPa，温度为3～20℃。原料气首先进入原料气过滤分离器除去固体颗粒和游离液，然后经板翅换热器构成的冷箱与产品干气换热，预冷至-l0℃左右后去中间分离器分离出凝液。来自中间分离器的气体再经丙烷蒸发器冷却至-20℃左右进入旋流式低温三相分离器，分出的气体去板翅换热器回收冷量，水露点符合要求的干气然后经集配气总站进入输气管道。

含饱和水的天然气在冷却过程中由于冷凝水的析出，会形成天然气水合物，它是一种固态结晶体^[3]。根据榆林气田天然气组成情况，采用专业软件分析^[4-5]，计算压力为6～20MPa时天然气水合物形成温度为14.5～22.3℃。榆林气田天然气处理厂脱油脱水过程中，原料气在板翅换热器中会被产品干气预冷至-10℃左右^[6-8]，在丙烷蒸发器中被冷却至-20℃左左右，在此条件下，系统中会有天然气水合物生成。为防止天然气水合物生成，在板翅换热器和丙烷蒸发器前分别向天然气中注入天然气水合物抑制剂甲醇。从三相分离器分离出来的甲醇污水中甲醇含量为25％～50％，不能直接回注地层，需要通过精馏进行甲醇回收处理。研究表明^[9-10]，对于榆林气田甲醇含量为l％～3％的污水，每回收lt甲醇产品(塔底水中甲醇浓度为0.1％)，仅蒸汽消耗量就为10.5～33t，对应的蒸汽费用为862～4000元，而粗甲醇产品的市场价格约为2000元／t，显然是不经济的。

随着气田产能建设规模的扩大，甲醇污水处理装置的建设也需逐年增加，能量消耗也随着甲醇回收处理规模的增加呈上升趋势。因此，研究如何降低天然气处理厂注醇量、提高甲醇利用率以及降低甲醇回收装置的能耗，对于榆林气田乃至长庆油田公司实现节能环保、科学开发有着重要的现实意义。

2　注醇工艺技术改进方案

2．1　注醇工艺流程的简化与优化

通过工艺研究，对榆林气田天然气处理厂低温脱油脱水装置的注醇工艺进行技术改进，其改进工艺流程如图2所示。

 

如图2所示，原料气由接触塔下部进塔，从三相分离器分离出来的含甲醇污水从上部进塔。两股流体在逆流的过程中相互接触传质，含饱和水的原料气将携带出污水中的甲醇。离开接触塔的甲醇污水含醇量小于0.01％，达到气田采出水回注地层标准。出塔后的原料气补充注入被外输干气带走而损失的甲醇后进入板翅换热器预冷至-l0℃左右，再经丙烷蒸发器冷冻至-l5～-20℃，进入三相分离器，干气凹板翅式换热器回收冷量，凝液去稳定装置，甲醇污水用泵打凹接触塔，形成注醇循环系统。

2．2　改进前后工艺流程模拟对比分析

采用HYSYS软件分别对榆林气田天然气处列厂现用注醇工艺和改进注醇工艺进行流程模拟^[11-12]。

2．2．1物性参数

在流程模拟中输入以下基础数据。

1)原料气组分含量(表1)。

 

2)原料气温度：40℃。

3)原料气压力：5.8MPa。

4)原料气流量：500×10⁴m³／d。

5)状态方程：SRK状态方程。

6)甲醇质量分数：95％。

7)甲醇温度：10℃。

2．2．2现用注醇工艺流程模拟

图3、4分别为采用HYSYS软件对现用注醇工艺和甲醇回收工艺流程模拟示意图。

 

 

通过软件模拟，现用低温脱油脱水及甲醇喷注工艺流程中的各点操作参数及流程描述如下：500×10⁴m³／d的原料气(5.8MPa、10℃)通过混合器(MIX-100)加入水成为含水的原料气(物流l)。经过两相分离器(V-101)脱除多余的水和游离液体(物流2)。分离后含饱和水的原料气(物流3)与甲醇(物流4)(质量分数为95％)通过混合器(MIX-101)混合(物流5)，经过板翅换热器(LNG-l00)与外输干气换热温度降低到-7℃(物流6)，再经丙烷蒸发器(E-l00)冷却后温度降低到-15℃(物流7)进入三相分离器(V-100)，分离出液烃和甲醇污水后干气回板翅换热器回收冷量后外输。

甲醇回收流程中的各点操作参数：甲醇污水(物流8，温度-l5℃、压力250kPa、流量507kg／h、含醇量为35％)通过换热器(LNG-l01)、(LNG-102)分别与产品甲醇(物流l2)、塔底水(物流ll)换热，温度升为75℃后进精馏塔(T-100)，塔底污水(11)和产品甲醇(12)返回换热器回收热量后回注地层和循环使用。

2．2．3改进后注醇工艺流程模拟

图5为采用HYSYS软件对改进后注醇工艺流程模拟示意图。

 

通过软件模拟，确定出改进后注醇流程中的各点操作参数：500×10⁴m³／d的原料气(5.8MPa、40℃)(物流2)通过混合器(MIX-100)加入水(物流l)再经过两相分离器(V-100)脱除多余的水和部分液烃(物流6)后成为含饱和水的原料气(物流l6，38.4℃)，从甲醇接触塔(T-201)下部进塔，与从塔上部进入的三相分离器(V-101)分离出来的甲醇溶液(物流l3)充分接触传质，出塔气(物流l4)与甲醇(物流7，质量分数为95％)通过混合器(MIX-101)混合(物流l7)，然后通过板翅换热器(LNG-100)与干气换热降温到-7℃，经丙烷蒸发器(E-100)冷却到-l5℃后进入三相分离器(V-101)分离，低温干气(物流8)回板翅换热器凹收冷量后外输。液烃(物流9)去凝析油稳定系统，甲醇溶液(物流l0)由泵(P-100)打回接触塔塔顶循环利用，塔底的低浓度甲醇污水(物流l5)去污水回注系统。

2．2．4工艺流程模拟对比分析

现用注醇工艺流程模拟与改进后注醇工艺流程模拟原料气的温度、压力、流量以及原料气组成完全相同，而且保持板翅换热器与丙烷蒸发器的温降也相同。与此同时，现用注醇工艺与改进后注醇工艺外输干气的露点分别为-l5.16℃和-15.15℃，几乎相同，在保证没有天然气水合物形成、取最小注醇量的基础上对两种工艺进行对比分析，工艺参数对比见表2。

 

改进后的注醇工艺甲醇溶液回流接触塔形成了循环注醇过程，实际上，补充注入的醇是被天然气带止而损失的一小部分甲醇，这样便大大提高了甲醇的利用率。

2．3　设备与运行费用对比

2．3．1甲醇消耗量

甲醇消耗量见表3。

 

由表3可知，如果甲醇价格为2000元／t，那么改进后注醇工艺甲醇的消耗费用会比现用注醇工艺每年节省46万元。

2．3．2设备费用

相比现用注醇工艺而言，改进后注醇工艺的设备需要增加一座接触塔和一台甲醇溶液回流泵，投资及改造费用大约需180万元。但改进后注醇工艺却节省了甲醇回收工艺所需的精馏系统，新建甲醇回收工程投资大约450万元，因此，改进注醇工艺节约了很大一部分设备成本。

2．3．3能耗对比

能耗对比表见表4。

 

现用注醇工艺丙烷制冷所消耗能量为991.3kW，甲醇回收所消耗能量为339.6kW，共l330.9kW；改进后注醇工艺所消耗能量为994.4kW。因此，改进后注醇工艺比现用工艺耗能量少336kW，即能耗会降低25％。

此外，甲醇回收工艺相对复杂，设备较多，占地面积较大，正常运行势必会消耗人力、物力，以及检修维护等也会产生费用。而改进后注醇工艺则节省了这一部分费用。

3　结论

1)改进后注醇工艺通过接触塔气提，塔底污水无须甲醇回收已达到凹注地层标准。

2)改进后注醇工艺无须甲醇回收处理，因此大大地简化了气田处理厂天然气处理的工艺流程，节约了生产运行成本。

3)改进后注醇工艺注醇量减少，甲醇利用率提高。

4)改进后注醇工艺能耗降低，经济与环境效益显著。

 

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本文作者：周继勇  白俊生　呼延念超  徐伟

作者单位：中国石油长庆油田公司第二采气厂

  西安长庆科技工程有限责任公司