下面文章詳細描述了某海上氣田開發項目擬新建一座陸地終端的進出站條件，而且分別闡述了該終端采用的深冷天然氣凝液回收工藝和淺冷露點控制工藝，并就露點控制的三種方案，即丙烷制冷工藝、后增壓節流制冷工藝和提高終端進站壓力下的節流制冷工藝進行經濟比選，最終推薦選用提高終端進站壓力下的節流制冷工藝控制終端外輸天然氣的露點。

　　關鍵詞：海上氣田,陸地終端,天然氣處理,凝液回收,露點控制

　　某海上氣田高峰年產天然氣為50×108m3。擬將開采的天然氣在海上平臺預處理后，通過約400km的長輸管線輸送到陸地終端進一步處理。擬建陸地終端的天然氣設計處理規模為50×108m3/a。

　　1基礎數據

　　1.1進站條件

　　1)進站組分：終端進站海管天然氣組分。

　　2)進站壓力：7.0MPa。

　　3)進站溫度：16～25℃。

　　4)環境條件：終端所在地最低環境溫度為-5℃。

　　1.2產品出站條件

　　1)干氣出站壓力：7.0MPa。

　　2)用戶氣質要求：高熱值：>31.4MJ/m3;總硫：≤200mg/m3;硫化氫：≤20mg/m3;水露點：在天然氣交接點的溫度和壓力條件下，天然氣的水露點要比最低環境溫度低5℃;烴露點：在天然氣交接點的溫度和壓力條件下，不應有液態烴析出，對此，烴露點應小于最低環境溫度-5℃。

　　3)LPG(液化石油氣)產品滿足《液化石油氣》(GB11174-2011)的要求。

　　4)穩定輕烴符合《穩定輕烴》(GB9053-2013)中1號穩定輕烴的要求。

　　2終端天然氣處理工藝選擇

　　終端進站氣甲烷、乙烷含量超過95%，丙烷及以上組分含量較低(0.73%)，天然氣處理工藝可以選擇深冷凝液回收工藝或淺冷露點控制工藝。

　　2.1深冷天然氣凝液回收工藝

　　2.1.1工藝流程

　　為增加裝置的適應性，深冷天然氣凝液回收工藝流程中的脫水單元、制冷單元(包括脫乙烷塔)采用了雙系列流程，天然氣分餾單元(LPG塔)采用單系列流程，天然氣凝液產品為液化石油氣、穩定輕烴。首先，海上來氣進入終端天然氣進站預處理單元(段塞流捕集器、生產分離器等)，進站氣在該單元分離出氣相和液相。然后，液相進入凝析油穩定單元，生產穩定凝析油產品;氣相經脫水單元干燥后，進入制冷單元回收天然氣凝液。

　　由于進站氣中丙烷及以上組分含量較低，天然氣制冷單元采用高丙烷收率的“膨脹壓縮機制冷+重接觸塔”制冷工藝進行評估。膨脹壓縮機增壓端出口的壓力為3.59MPa、氣量為1395×104m3/d(約合49×108m3/a)，由于需要增壓至7.0MPa，因此，選用三臺離心式壓縮機組，2用1備，壓縮機驅動方式采用燃氣透平驅動，燃氣輪機單臺功率需要滿足9MW。

　　2.1.2裝置投資及經濟性評價

　　天然氣凝液回收裝置經濟評價的具體情況，采用深冷凝液回收工藝，NPV值為-35445×104元，無經濟效益。敏感性分析的結果顯示，只有當投資降低73%，NPV值才為0。

　　2.2淺冷露點控制工藝

　　根據終端進站組分數據，經HYSYS軟件模擬，天然氣的水露點為-7℃、烴露點為1℃，不能滿足下游天然氣用戶的氣質要求，需要進行水露點和烴露點控制。

　　露點控制單元可采用丙烷制冷或節流制冷方案，因為環境條件最低溫度為-5℃，因此，應當控制水露點小于-10℃、烴露點小于-5℃[1]。

　　2.2.1方案一：丙烷制冷工藝

　　天然氣進站預處理單元來氣經天然氣預冷換熱器冷卻至-5℃后，再經過丙烷蒸發器，將氣體降溫至-10℃，進入氣液分離器分離，分離出的氣相經預冷換熱器復熱至19.3℃后外輸。經模擬計算，外輸天然氣的烴露點為-12.8℃、水露點為-10.1℃，滿足要求。

　　2.2.2方案二：后增壓節流制冷工藝

　　天然氣進站預處理單元來氣經天然氣預冷換熱器冷卻至-6℃后，再經過節流閥降溫至-11℃、降壓至6.03MPa，進入氣液分離器分離。氣液分離器分離出的氣相經天然氣預冷換熱器復熱至20.7℃后，進入天然氣壓縮機增壓至7MPa、溫升至34.7℃后外輸。經模擬計算，外輸天然氣的烴露點為-23.3℃、水露點為-10.2℃，滿足外輸條件。

　　2.2.3方案三：提高上游平臺外輸壓力的節流制冷工藝

　　若上游平臺提高外輸壓力，終端采用節流制冷不設置外輸壓縮機工藝。經模擬計算，當終端進站壓力提高至8.1MPa時，天然氣進站預處理單元來氣經天然氣預冷換熱器冷卻至-5℃后，再經過節流閥降溫至-10℃、降壓至7.05MPa，進入氣液分離器分離，分離出的氣相經天然氣預冷換熱器復熱至20.7℃后外輸。

　　此時，外輸天然氣的烴露點為-9.9℃、水露點為-10.2℃，滿足外輸條件。此方案中，與上游工藝專業、機械、海管工藝、海管結構等專業結合后，在海管出口壓力由7.0MPa提升至8.1MPa后，對上游設備的選型(包括海管的壁厚、材質，平臺外輸壓縮機選型等)無影響，僅使平臺外輸壓縮機的負荷有所增加，燃料氣消耗量增加。

　　2.2.4方案比選

　　方案三(提高上游平臺外輸壓力的節流制冷工藝)投資最小、操作費用最低，其次是方案一(丙烷制冷工藝)，方案二(后增壓節流制冷工藝)的投資和操作費用均最高。因此，在上游可以保證提高平臺外輸壓力的情況下，推薦選用方案三，該方案可以充分利用海上擬建設備，并使終端設備和占地面積最小化，節省投資。

　　3結論

　　1)根據陸上終端進出站條件，由于進站天然氣較貧，采用深冷天然氣凝液回收工藝無經濟性。

　　2)根據出站天然氣質量要求，終端需要對進站天然氣進行烴露點和水露點的控制。由于提高進站壓力對上游設備、管線的選型均無影響，僅增加了平臺外輸壓縮機的燃料氣消耗，因此，對丙烷制冷工藝、節流制冷工藝和提高終端進站壓力下的節流制冷工藝進行經濟比選，最終推薦選用提高終端進站壓力下的節流制冷工藝，控制終端外輸天然氣的露點。選用該工藝可以充分利用海上設備，并使終端設備和占地面積最小化，節省投資。

　　參考文獻：

　　[1]王遇冬.天然氣處理原理與工藝[M].北京:中國石化出版社,2007:159-180.

　　天然氣方向期刊推薦：《天然氣與石油》(雙月刊)1962年創刊，是四川石油管理局勘察設計研究院主辦的技術性期刊。以推廣國內外油氣田地面建設先進技術為辦刊宗旨。主要報道油氣儲運、油氣加工、通信與自動控制、腐蝕與防腐、機械設備、電力、熱工、采暖通風、環境保護、給排水、工程地質及測量、工業與民用建筑、技術經濟、計算機應用、科技管理等方面的最新科技成果。