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天然气深冷处理装置在大庆油田的应用

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天然气 冷处理 装置 大庆油田 应用
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1013969/ 庆油田设计院K 1 : ' Ï  ¥ y î g Á , 4 Ú  ² B ? –  ) Ø '  , 9 F  ^ Q Á  ,³ %  ? –  ) Ø  _ © ù W / î ¥ ? – ) Ø ? ï ‚ @ © Ù 5 , 4 Ú  v i ² B ¥œ 8 Ü 6 r m 。º   ? –  ' Ï   ² B ¥  › f ƒ , i ² †  y Ï ¥  Ñ –  ' Ï ) Ø  ,  )  ¾  ¥ ý\ @ ñ „ + Ä 。1 o M : 天然气; 深冷装置; 应用1 概况大庆油田已建的4套天然气深冷处理装置均为深度回收轻烃装置, 其中萨南深冷装置为引进装置, 采用的是双级膨胀制冷工艺, 处理能力为60@104 m3/d, 其余3套 (红压、南压、北Ñ- 1)是近几年以回收轻烃为主建设的深冷装置, 均采用了膨胀机制冷加丙烷辅冷工艺。红压深冷装置的设计制冷温度为- 101 e , 预计乙烷收率80%左右, %。在实际运行中, 装置入口气 达到 310%(以上, 造成装置制冷系统脱甲烷塔、冷箱、节流阀等设备在低于- 90e 的制冷负温工况下发生进而导致生产装置停车、设备损坏。为防止出现冻堵, 该装置一直在高于- 90 e 的工况下运行, 极大地影响了轻烃收率, 年减产轻烃2@104 t 左右。2005年投产的北Ñ- 1及南压深冷装置目的是取代原萨中油气处理厂, 进一步提高制冷深度和轻烃收率, 满足大庆油田采油一厂地区节能减排及回收优质轻烃资源的需求。该装置运行良好, 但也存在着不同程度的问题: 干燥器程控阀腐蚀严重; 原料气流量超过7@104 m3/冷箱压差大; 再生气粉尘过滤器滤网脏时, 无法反吹, 导致粉尘进入下游系统会堵塞冷箱、空冷器及膨胀机, 影响装置正常运行; 空冷器出口管线上容易形成固体硫化物堵塞管道, 影响再生气流量。统参数, 掺稀油降低污油黏度等措施, 以保证污油脱水处理温度, 进入分离器和沉降脱水的温度, 要求在75 e ~ 80 时在污油乳化液中补充适量的破乳剂, 在两个污油罐上设置高输、中输、低输三个输油口, 根据系统运行情况及时调整, 这样就可确保污油外输平稳并便于控制。m 1  ² ê ² ) Ø C Æ k  ý \ U i 体运行情况良好。该污油现场处理技术应用后,对原油外输系统的影响, 最明显的变化有两个: 一是外输沉降放水量减少了; 二是外输含水率下降了。经现场试验验证了污油脱水效果与室内试验结果是相同的。室内试验时可控低含水污油量约占1/3; 从两个污油罐进污油量高度比例, 可输污油量与室内试验结果吻合, 且每次外输污油量和污油含水指标均在控制范围内。污油现场处理技术的研究, 实现了污油系统平稳连续运行, 污油处理器脱出污水含油机杂在1 500 以下, 从而减轻了对污水处理系统的负荷冲击。3 结语河南油田通过对稠油污油现场处理技术研究和应用实践, 解决了困扰联合站多年未能有效解决的稠油污油处理问题, 其研究成果值得交流与推广。应注意的问题和建议: 提高进站原油脱水处理效果, 尽量减少污油产量; 有的放矢, 针对不同部位回收污油品质, 加强单独处理。例如河南油田从室内试验发现, 不同部位回收污油其品质差别较大。2 000 回收污油比其他地方回收的污油品质要好, 脱水相对容易一些。因此建议将2 000 升温沉降脱水后外输, 减少在系统内循环和重复污染, 降低处理难度; 保证污油处理所需要的温度; 筛选针对污油处理的破乳剂; 选用先进的污油处理技术。(栏目主持 张秀丽)55 油气田地面工程第29卷第6期 (20101 6) 目前大庆油田在建的北Ñ- 2天然气深冷处理装置优化了上述深冷装置运行中存在的问题。下面探讨该装置的工艺流程和工艺特点。2 工艺流程及特点北Ñ- 2天然气处理厂采用原料气增压、分子筛深度脱水、膨胀机和丙烷辅助冷剂制冷的深冷工艺。油田气处理装置按工艺系统划分可分为压缩机区、脱水区和冷冻分离区。主装置区按三条线布置, 中间为管廊带, 管廊一侧为原料气压缩机厂房; 另一侧为冷冻分离设备框架及厂房、分子筛脱水设备区。211 ý \ @ ñ天然气进入原料气压缩机入口分离器分离出油、水和杂质, 经离心式压缩机三级压缩至319压缩机各级冷却采用空冷, 空冷器设变频调节, 以利于节能。三级出口气体空冷后通过后水冷器冷至40 e , 经压缩机出口分离器分离后进入脱水单元。压缩后的气体经过滤分离器脱除其中的烃、水雾滴, 然后在吸附器中脱水。脱水采用两塔流程,通过切换分别用来干燥吸附和再生冷却。吸附器的再生气和冷却气取自膨胀机驱动同轴增压机出口干气。再生操作时, 这部分干气直接进再生气加热器, 加热后的再生气进入吸附器脱除干燥剂吸附的水份, 然后经再生气空冷器冷却, 在再生气分水罐分离出冷凝下来的水; 冷却操作时, 冷吹气取自干气冷却器后的40 进入再生后的吸附器进行冷却操作, 经冷却分离后的吸附器出口再生气、冷却气返回至外输干气; 两个塔交替循环使用满足连续干燥的目的。在干气过滤器中过滤掉粉尘后, 去冷冻分离单元。脱水后的原料气分成两路进行换热: 一路进入一级贫富气换热器与塔顶气换热; 另一路经过塔底重沸器及侧沸器后与第一股物流混合进入丙烷制冷机组, 然后在低温分离器进行气液分离。气液分离后液相进入脱甲烷塔顶部, 通过液位调节阀控制进入脱甲烷塔吸收段顶部作为过冷回流; 气相经透平膨胀机膨胀后进入脱甲烷塔吸收段与分离段之间,作为脱甲烷塔的进料。脱甲烷塔顶干气经换热, 再经膨胀机驱动的同轴增压机增压后, 一部分气体作为处理厂的燃料气, 其余气体作为干气产品出装置, 进入干气外输管网。脱甲烷塔底轻烃经塔底泵加压输至轻烃罐区。212 ý \ + Ä在天然气处理过程中, 受原料组分、资金、规模、地理条件等因素影响, 所采用的工艺、设备、过程控制方法都不尽相同, 都有各自的特点。北Ñ遵循效益最大化原则, 采用常规设备和独特的工艺以达到较高收率。该深冷装置流程主要有以下特点:(1) 油田气处理采用原料气增压、分子筛脱水、膨胀机及丙烷辅助制冷工艺, 原料气所需增压压力较低, 可达到较高的制冷深度, 对适应气体组分变化具有一定的灵活性, 易于控制操作参数。(2) 原料气压缩机采用液力藕合调速装置, 能够有效降低压缩机功率, 节省电耗, 减少压缩机启动对电网的冲击, 通过调节传递系统的转速使压缩机能够适应一定范围内的气量波动。脱甲烷塔分离设备采用规整波纹填料, 配高弹性液体分布器或采用高操作弹性的塔盘, 适应处理量的变化及负荷的波动。(3) 工艺冷却尽量采用空冷以节省能耗。压缩机出口冷却工艺气冷却采用空冷后接水冷方案, 既增大了空冷器传热温差, 从而减少空冷器台数, 又可保证气体冷却后的温度和冷后温度稳定。塔底重沸热源通过在重沸器中回收原料气的低温位热量获得, 即塔底重沸器和侧沸器与脱水后物流混合换热, 可以有效回收冷量, 降低能耗。(4) 采用了过冷液体回流流程。脱甲烷塔顶气体首先与膨胀机入口低温分离器分离出来的轻烃换热, 使轻烃过冷, 进入脱甲烷塔顶部作为回流, 提高了膨胀机出口及脱甲烷塔顶温度, 此工艺可节省功率; 同时, 组成较富的塔顶回流起到了吸收油的作用, 增加了对膨胀机出口和脱甲烷塔顶部区域生成5) 在过滤式分离器前增设了容积较大的立式分离器, 有效分离掉了压缩机二级空冷后的气流中夹带的游离水和重烃, 避免了分子筛的吸附过载,从而延长了分子筛的使用寿命。3 结语大庆油田设计院深入总结其他深冷装置运行中存在的问题, 提升自身设计水平, 确保北Ñ- 2天然气处理装置最优化运行, 将为企业生产创造了更大的经济效益。同时, 装置的建设缓解了中七浅冷装置和北Ò浅冷装置运载负荷, 消除北部地区装置检修期间湿气放空问题, 能进一步完善大庆油田集气、调气管网, 提高了油田管网的可靠性和灵活性, 对油田的发展将产生深远的影响。(栏目主持 张秀丽)56 油气田地面工程第29卷第6期 (20101 6)
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