丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术在榆林气田的应用

长庆榆林气田南区采用集气站节流膨胀制冷低温分离的工艺技术,但在管输中有反凝析现象,影响了正常生产。同时考虑气田生产后期气井压力降低,大部分气井压力将不能满足天然气进集气站节流制冷达到低温分离的条件。为此选用丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术,集中对天然气进行脱油、脱水处理,取得了满意的效果。文章介绍了在长庆榆林气田南区采用丙烷压缩循环制冷低温天然气脱油、脱水工艺技术以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

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长庆榆林气田在开始建设时采用了常温分离的技术工艺，但在生产中发现集气、输气管道中有凝析油析出。影响了正常生产。为此，首先在榆—9集气站改用低温分离的集输工艺，经过工业模拟试验，目前已在该气田其他集气站逐步推广。章介绍了在长庆榆林气田南区上古生界气藏开采中，充分利用气藏地层压力，采用节流制冷脱油、脱水的低温分离工艺，以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

榆林南区地面工艺运行参数优化

榆林天然气处理厂建成后，采用丙烷压缩循环制冷低温分离天然气处理工艺技术，榆林南区天然气生产工艺流程变成各集气站分散节流制冷、低温浅度分离、无凝液气相输送，天然气处理厂低温集中制冷脱油脱水工艺模式，地面工艺运行参数随之发生了变化。本文介绍了根据季节对工艺运行参数进行适当调整优化的过程，以使工艺运行更经济、更合理。     

榆林南区地面工艺运行参数优化

榆林天然气处理厂建成后,采用丙烷压缩循环制冷低温分离天然气处理工艺技术,榆林南区天然气生产工艺流程变成各集气站分散节流制冷、低温浅度分离、无凝液气相输送,天然气处理厂低温集中制冷脱油脱水工艺模式,地面工艺运行参数随之发生了变化。本文介绍了根据季节对工艺运行参数进行适当调整优化的过程,以使工艺运行更经济、更合理。     

井下节流技术在低温分离工艺中的配套应用

长庆榆林气田集气站内采用多井加热、节流制冷、低温分离工艺流程，气井井口压力为18～22 MPa，单井进站天然气直接节流制冷后温度将低于-20 ℃，这超过了集气站所采用设备普通20^#钢适用温度范围，需要先经加热后再节流，才能达到低温分离工艺温度要求。针对集气站低温分离工艺运行实际，为解决多井集气站所辖低产气井井筒积液、采气管线水合物堵塞频繁等问题，引入井下节流技术，研究了井下节流技术和配套低温分离工艺应用基本原理和技术关键，现场共成功配套应用14井次，使单井采气管线运行压力降为10～12 MPa，单井进站天然气直接节流制冷，停运了多井加热炉，不但满足了低温分离工艺温度-8～-18 ℃的要求，而且有效解决了低产气井水合物堵塞等问题，实现了正常生产和节能降耗，减少了甲醇注入量和燃气消耗，提高了气井采气时率，14口井每天可节能价值约1.07万元，经济效益显著。     

天然气低温分离制冷能耗分析与估算

榆林气田南区天然气净化处理采用丙烷制冷低温分离脱水脱烃处理工艺,应用比较普遍的大面积换热预冷技术,利用丙烷制冷产生的小温降先将天然气大幅度预冷,再经过丙烷制冷达到分离温度。本文通过对制冷分离前后天然气进行全组分分析,利用处理前后系统中各物质条件(温度、状态)的变化情况建立数学模型,对天然气低温分离所需制冷量进行分析估算,为丙烷制冷系统改造提供参考依据。     

大面积换热器在天然气处理工艺中的应用

长庆榆林气田、子洲-米脂气田采用集中丙烷外部制冷低温分离脱水脱烃工艺,在设计思路上,采用气田上应用比较普遍的换热预冷技术,应用大面积换热器,利用丙烷制冷产生的小温降先将天然气大幅度预冷,再经过丙烷制冷达到分离条件。本文从原理、工艺运行等方面详细分析总结了大面积换热器在天然气处理工艺中的应用。实际运行中,榆林处理工艺600×10~4m~3/d,制冷产生1℃小温差,通过板翅式大面积换热器能形成约8.7℃预冷温降;米脂处理工艺110×10~4m~3/d,制冷产生1℃小温差,通过管壳式大面积换热器能形成约2.9℃预冷温降;通过调整制冷温降满足天然气制冷低温分离的要求。     

榆林南区低温分离工艺运行分析

榆林气田南区从2001年建成投产以来，目前已有20×10⁸m³/a的生产规模。榆林南区为产少量凝析油的低渗透气藏，其开发难度较大。为了高效合理地进行开发生产，在总结榆林气田南区低温分离工艺技术和实际应用效果的基础上，结合气田采用的高压集气、集中注醇、多井加热、节流制冷等配套工艺技术，研究了榆林南区低温分离工艺的运行特征、运行效果，并进行了评价，为下步优化该区低温分离工艺提供了可靠的依据。     

大牛地气田脱水脱烃工艺的成功实践

大牛地气田开发选用高压集气天然气处理工艺,采用节流制冷脱水、脱烃,需要一定的压差才能保证外输气质。当气井压力下降至一定程度时,集气站内没有足够的压差,无法利用节流膨胀制冷、低温分离工艺实现对天然气烃露点、水露点的控制,需要结合增压、脱液工艺对气田集输工艺进一步优化。分析了气田不同开发阶段采取的脱水脱烃工艺、可能出现的问题及解决措施。     

大牛地气田小压差换热器工艺技术

大牛地气田开发后期大部分气井压力降低,当气井没有充足的压力可以用来节流制冷时,必须重新考虑天然气脱水工艺.板翅式换热器通过产生小压差,使天然气产生一个小温降,可实现天然气脱水.在大牛地气田10#集气站安装铝制板翅式换热器进行试验,较好地展示了换热器的使用性能.大牛地气田将在没有安装换热器的集气站推广应用小压差换热技术,以达到延长集气站低温脱水生产周期的目的.     

气液常温分离工艺在涩北一号气田的应用

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一，从1995年开始试采。试采期间气液分离采用井口注醇、站内节流降温的低温分离工艺。随着气田开发规模的不断扩大，地层能量衰减速度加快，导致压力急剧下降，仅靠低温分离工艺已不能适应气液分离要求，必须依靠外部脱水装置进行深度脱水，导致生产运行费用急剧增加。为解决该问题，通过技术改进和理论计算，提出了站内先加热后节流常温分离工艺后，再用三甘醇脱水装置脱水的改进方案， 并在2号集气站进行了现场试验。通过试验，取消了注醇工艺，简化了操作流程，彻底解决了由于甲醇泄漏带来的安全隐患，并使综合运行费用降低了38.8%，取得了很好的经济效益和社会效益。该工艺技术的成功应用，说明在气田开发中后期，当井口压力下降，采用节流膨胀制冷无法满足天然气外输要求时，气液分离采用常温分离工艺要优于先前的低温分离工艺。     

长庆气田天然气处理工艺研究

根据长庆上、下古气田气藏的不同地质特征,在长庆气田榆林气区采用了天然气低温分离工艺。介绍了国内外天然气处理工艺的发展历程和目前的应用情况。论述了天然气低温分离工艺的技术特点、工作原理、技术流程以及在生产中确定和控制低温分离温度的方法,同时还介绍了新创造的小压差节流制冷工艺的原理和应用情况。     

气液常温分离工艺在涩北一号气田的应用

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一，于1995年开始试采。试采期间气液分离采用井口注醇、站内节流降温的低温分离工艺。随着气田开发规模的不断扩大，地层能量衰减速度加快，导致压力急剧下降，仅靠低温分离工艺已不能适应气液分离要求，必须依靠外部脱水装置进行深度脱水，导致生产运行费用急尉增加。为解决该问题。通过技术改进和理论计算，提出了站内先加热后节流再脱水的常温分离工艺，并在2号集气站进行了现场试验。通过试验，取消了注醇工艺，简化了操作流程，彻底解决了由于甲醇泄漏带来的安全隐患，并使综合运行费用降低了38．8％，取得了很好的经济效益和社会效益。该工艺技术的成功应用，说明在气田开发中后期，当井口压力下降，采用节流膨胀制冷无法满足天然气外输要求时，气液分离采用常温分离工艺要优于低温分离工艺。     

长庆气田天然气集输及净化处理工艺技术

长庆气田经过近20年的开发建设,目前已投产或已规划建产气田共9座,气田产能呈跳跃式增长,产能总规模已位列国内之首.其中,苏里格气田的地质储量超万亿立方米,它的成功开发是长庆气田油气当量实现5000万t/a规划目标的重要保障,其地面集输系统的工艺技术成为国内“三低”气田开发的典范.文章按气田建设的先后顺序,分别叙述了长庆气田区域内各气田地面集输系统所采用的核心工艺技术、各自的特点及适用的范围;同时介绍了各气田分别采用的MDEA脱硫脱碳天然气净化工艺及丙烷制冷低温分离的天然气脱油脱水处理工艺.     

丙烷制冷装置在天然气处理厂的应用

原料天然气具有反凝析现象，在管输过程中压力降低、温度降低会析出液体，不能满足产品天然气-13℃水露点和烃露点要求，需要对天然气进行脱油、脱水处理。榆林天然气处理厂选择丙烷制冷工艺，选用美国约克公司生产的螺杆式丙烷压缩机，2005年底投产，经过一年的运行，效果良好。对丙烷制冷装置投产到试运行阶段出现的问题及解决进行了介绍。     

天然气小压差换热器应用试验技术

大牛地气田集气站中井口压力低于10MPa的气井占总生产井数的79.17%,且全站停用水套炉后生产分离器与旋流分离器的温度差别不大,无法满足低温脱水分离与外输气质的要求.针对这一问题,采取在集气站安装板翅式换热器以及进行小压差外输脱水试验等措施,使换热器设计端面温差达到2～3℃,节流压差达到0.3～0.6MPa,换热效率高于90%,并且旋流分离器温度大大降低,满足了低温分离脱水的要求.     

呼图壁储气库天然气脱水工艺优化

基于呼图壁储气库集注站采出天然气处理的工艺流程,针对供应西气东输二线的天然气节流后压力不足,应急工况下水露点存在一定风险的问题,对现有天然气脱水工艺流程进行改造。采用PR状态方程进行工艺模拟,用HYSYS软件分别建立三甘醇脱水和丙烷制冷脱水两种仿真模型,对主要工艺参数进行敏感性分析。结果表明,降低三甘醇循环量、重沸器温度和汽提气量能够降低三甘醇脱水工艺的能耗;降低丙烷制冷脱水工艺的天然气预冷温度和丙烷冷凝温度,提高丙烷蒸发温度,有助于压缩机节能降耗。综合两种方案技术经济特性,推荐采用丙烷制冷脱水工艺以满足外输天然气水露点控制要求和压力要求。     

长庆气区榆林气田南区地下储气库建设地面工艺

为了满足天然气调峰、事故应急和战略储备的需要,中国石油天然气股份有限公司拟在长庆气区建设我国最大规模的地下储气库(120×108m3),包括靖边气田陕45井区和榆林气田南区等。为此,针对长庆气区榆林气田南区特点,提出了"分散增压、井丛布置,双向输送、多级节流,中压采气,开工注醇,低温分离,分散净化、干气输送"的地下储气库建设地面工艺,并提出2点建议:①在注气过程中,压缩机出口压力随地层压力升高而升高,变化幅度很大,建议工艺设计要充分适应这种变化;②采出气的压力和组分在不断变化,将对净化工艺产生影响,建议进行分期建设,初期建设规模不宜过大,以提高净化装置的适应性。     

小压差大温降工艺在榆林气田的应用

直接节流膨胀制冷工艺是轻烃回收用低温分离方法中最常见的一种，要求天然气必须有较大的可利用压能和压差。为了在低压气田、气井上应用直接节流膨胀制冷工艺，首先采用动态模拟方法分析了小压差产生大温降的原理，采用节流阀小压差节流制冷、大面积换热预冷，换热与节流所形成的温差差距相互推动，最终能形成稳定的低温，从而获得大的温度降。小压差大温降工艺在长庆榆林气田上古生界气藏得到了应用并获得良好效果，为低压气田采用直接膨胀制冷工艺实施轻烃回收提供了现场试验依据。     

井下节流技术在低温分离工艺中的应用

在简要介绍井下节流技术在国内外应用现状的基础上，针对长庆气田采用高压集气集中注醇工艺流程、部分气井及集气管线在生产运行过程中暴露出堵塞严重等问题, 通过大量室内性能试验研究，对卡瓦式井下节流器及配套工具进行了改进完善，研发了预置工作筒式井下节流器，开展了室内试验研究和6口井的现场试验。通过井下节流技术在榆林气田的应用，实现了“单井不注醇或少注醇、集气站不加热节流降压、低温分离”工艺，降低了加热炉负荷，减少了燃气和甲醇消耗量，提高了经济效益。通过研究及试验，初步形成了适合低温分离工艺的井下节流配套技术，具有明显的技术经济和社会效益，为高效开发长庆气田上古生界气藏提供了一种有效的技术途径。