2015/4/27 13:50:48
1 引言
在石油化工行业中天然气处理系统工艺流程已经比较成熟了，但是每个处理装置在现场实际生产过程中总会遇到各种问题，这些问题往往给整个生产系统平稳运行和外输质量控制上带来诸多困扰。本文对东方终端天然气处理系统中存在的问题进行了阐述并通过一个小改造解决了该问题。
2 东方终端天然气处理系统简介
中海石油（中国）有限公司湛江分公司东方终端（以下简称终端）位于海南省罗带乡，是中海油湛江分公司东方1-1、乐东15-1及乐东22-1三个气田的陆上天然气处理终端。东方1-1气田天然气由东方天然气处理装置处理，乐东气田（包含乐东22-1和乐东15-1两个气田）天然气由乐东天然气处理装置处理，处理后的天然气外输给下游各用户。
终端天然气处理流程简图如图1：
海上平台来天然气上岸后进入段塞流捕集器进行初步的气液两相分离，分离后的天然气再进入过滤分离器进一步过滤和分离，过滤分离后的天然气分两路，一路直接供给化学公司（二氧化碳含量较高，需要脱碳后的天然气进行配比），另一路进入烃露点控制单元，经过烃露点控制单元后进入MDEA脱碳系统脱除天然气中所含的二氧化碳，然后进入硅胶脱水系统脱除天然气中的水份，处理合格的天然气一部分用于化学公司用户一路的配气，使外输天然气组分满足合同要求；另一部分经过天然气透平压缩机增压后外输给管输公司；外输给甲醇用户的天然气有来自东方段塞流捕集器后压力调节阀前的配气流程。
3 天然气处理系统中存在的问题
东方和乐东海上来气天然气气量比例和组份对比（如表1）：
由于东方和乐东海上来天然气二氧化碳含量较高且来气组分差别很大，而下游用户中化学公司和甲醇用户对接收天然气的组份和压力都有一定要求， 一旦供气压力和组份的变化速率超过了下游装置的调节弹性时，将会引起下游装置设备联锁关停。
在实际天然气生产处理中遇到了以下两个问题：
（1）由于乐东平台至终端海管管线较长且产液量较大，需要定期利用清管球对海管进行清管作业，在终端收球过程中清管球即将到达终端时由于海管积液较多，在清管球的前方有一段纯液体，该段液体进入装置的表现为天然气气量逐渐减少，直至无流量一段时间后再瞬间增大超过正常值，然后逐渐恢复到正常气量，由于乐东和东方天然气是互相配比和使用的，如果出现上述情况将会导致终端整个天然气系统的压力和组份产生很大的波动，一旦外输天然气组份波动过大，就会导致下游用户关停，这是我们生产过程中不允许出现的。
（2）乐东天然气经过脱碳、脱水后和东方脱碳、脱水后的天然气混合后进入天然气压缩机进口压缩外输，由于下游用气量的不稳定和压缩机负荷调整等诸多因素的影响，压缩机进口压力是不稳定的，乐东装置系统压力是通过上岸段塞流捕集器前的压力控制阀控制的，正常情况下其系统压力保持稳定，如果压缩机进口压力高低变化时那么进入脱碳系统的气量就会波动，从而引起脱碳系统超负荷或欠负荷运行，这对脱碳系统正常运转和外输组份的稳定都会产生影响。
两个问题严重影响了终端天然气处理的稳定性和下游用户用气的安全性，急需合理有效的方法解决。
4 解决方法
针对以上问题，我们对天然气处理系统进行了如下工艺流程改造（如图2）。
在乐东丙烷蒸发器和天然气分离器之间增加一个压力调节阀。
通过新增压力控制阀建立天然气处理系统的压力梯度，即海管压力高于上岸压力调节阀和丙烷蒸发器之间的压力，丙烷蒸发器之前的压力高于新增压力调节阀后至天然气压缩机进口的压力。
5 改造后效果
（1）在清管球即将进站前将上岸压力调节阀和新增压力调节阀之间的压力提高（由于段塞流捕集器的设计压力高于脱碳系统的设计压力，所以没加调压阀前不能把上岸压力调节阀设点调的太高，否则会导致脱碳系统超压），提高这段容器和管线之间的储气量，那么当清管球进站时短时间内造成的气量少和无气量时可以通过上岸调压阀和新增调压阀之间储存的气量作为补充，保证了系统气量的稳定，使下游用户的组份和压力波动降到最小。
（2）利用新增压力调节阀可以在中控室很方便的控制脱碳系统前后的压差，从而控制进入脱碳、脱水系统的气量稳定，保证了脱碳后气体的组份稳定。
（3）经过丙烷蒸发器冷却后的天然气再通过新增压力控制阀的减压作用进一步节流降温，控制天然气烃露点在一个更低的温度，保证进三甘醇脱水的天然气不携带油和轻烃，避免三甘醇溶液污染，增强了三甘醇脱水系统的稳定性和经济性。
（4）节流降温后温度更低的天然气和进料的天然气在天然气预冷器中进行换热，使换热后的进料天然气温度较改造前更低，减少了丙烷蒸发器中丙烷的循环量，从而降低了丙烷压缩机的负荷，节约了电能。
6 结语
通过新增一个压力调节阀的小改造解决了天然气处理过程中遇到的问题，使天然气处理系统流程更加优化、平稳和易于操作。该改造投资费用少、改造方便，在后期的使用过程中取得了良好的效果。