东静波

新疆油田分公司

EC 伴生气处理站2003 年建成投产运行，全站共有三套天然气浅冷处理装置，采用乙二醇防冻、气波机制冷脱水脱烃的浅冷处理工艺。

1 伴生气处理工艺

原油集中处理站伴生气（0.20～0.30 MPa、20～25 ℃）进天然气除液器进行气液分离，分离后的天然气进原料气压缩机增压至2.5～3.0 MPa、130～140 ℃，经空冷器冷却至35～50 ℃，进压缩机出口分离器进行油、气、水分离，分离出的气体进入分子筛脱水塔进行吸附脱水。脱水后的天然气进入粉尘过滤器过滤分离，分离出携带的分子筛粉尘后进入气气换热器，与气波制冷机来的低温气体换热至-5～0 ℃，进入一级低温分离器进行气液分离，气相进入气波机膨胀到1.3～1.7 MPa、-18～-15 ℃后进入二级低温分离器进行气液分离，再去气气换热器复热后外输（图1），一、二级低温分离器分离出的混烃进入凝液处理装置处理[1]。

图1 伴生气处理工艺流程Fig.1 Associated gas treatment process flow

2 工艺优化背景

2.1 高附加值产品未有效回收利用

随着国际油价断崖式下跌，油气田企业效益急剧降低，开发潜在效益十分必要。传统的简化工艺、优化工艺控制参数、提高装置运行时率等提质增效措施效果已经不太明显，盈利水平大幅下滑，精细化创新管理势在必行。EC 伴生气处理站辖区后期伴生气资源量充实，气质组分较富，目前采用气波机制冷脱水脱烃的浅冷处理工艺，受制冷温度的限制，难以有效的对C2+等烃类组分进行充分回收，造成资源浪费，影响油田综合开发效益。

2.2 下游市场发育逐渐成熟

EC 伴生气处理站于2003 年建成投产，受当时下游市场需求和工艺技术限制，深冷工艺产品销售后路不畅，且会大幅度增加工程投资及运行成本，投资效益差，故以浅冷工艺为主，满足外输气、烃、水露点为主要目的。随着深冷工艺技术发展，下游炼化公司原料需求变化，新的效益增长点市场发育成熟，高附加值产品回收切实可行，向市场要效益的条件已经具备。

3 伴生气产量预测

通过EC 伴生气处理站伴生气产量预测（表1）可知，伴生气日产100×104m3/d，可稳产至2027年，后续几年产量逐渐降低至90×104m3/d，因此伴生气量有保障。

4 系统优化思路

通过表1 及气质组分分析（表2）可知，伴生气中C2+以上组分总体保持稳定，现工艺受制冷温度限制，难以有效对C2+等烃类组分进行充分回收，因此有必要进行深冷工艺改造。新建一套规模为100×104m3/d 的深冷液化石油气（LPG）回收处理装置，制冷温度-108 ℃，采用MDEA 脱碳，压缩机前增压、分子筛脱水、膨胀机+混合冷剂辅助制冷伴生气处理工艺，可有效提高轻烃等高附加值产品收率和油田开发综合效益[2-8]。

表2 EC 伴生气处理站气质摩尔组分分析Tab.2 Analysis of the gas moore components in EC associated gas treatment station 摩尔分数/%

4.1 脱碳单元

原料气中CO2含量0.7%～0.8%（摩尔分数），其沸点与乙烷相近，下游市场要求乙烷产品中CO2含量不高于120 mL/m3，不脱除CO2将导致乙烷产品质量不合格；制冷过程中塔顶易形成干冰，造成冷箱冻堵，压差变大，制冷温度达不到-108 ℃要求，严重影响乙烷收率。为满足制冷深度要求，确保乙烷等高附加值产品收率最高，建议采用前端脱碳，净化后的天然气进制冷单元深度处理。

天然气中CO2的脱除，国内外现有的处理技术归纳起来主要分成湿法和干法两大类。湿法是通过可再生吸附剂吸收CO2，可分为化学吸收法、物理吸收法和物理化学混合吸收法；干法主要有固定床吸附脱CO2和通过选择分离膜脱CO2。采用湿法中可再生吸附剂吸收是脱除气体混合物中CO2最常用的方法，将含有CO2的天然气与吸附剂通过逆流接触而在吸收塔中将CO2脱除，吸收了CO2的富液通过加热再生，实现吸附剂循环使用。由于MDEA 溶剂化学稳定性好，不易降解变质，且溶液的发泡倾向和腐蚀性也均优于乙醇胺（MEA）和乙二胺（DEA），建议采用MDEA 脱碳工艺（图2）。

图2 MDEA 脱碳工艺流程Fig.2 MDEA decarburization process flow

4.2 制冷单元

回收C2+等高附加值产品较典型的工艺有过冷气体回流工艺（GSP）、过冷液体回流工艺（LSP）、干气回流工艺（RSV）和冷干气回流工艺（CRR）等，统筹考虑EC 伴生气处理站气质组分、产品收率、工程建设投资及后期运行成本，建议采用过冷气体回流工艺（GSP）（图3）。

图3 制冷单元工艺流程Fig.3 Process flow of refrigeration unit

4.3 处理系统改造

4.3.1 干气深冷方案

浅冷装置来天然气（1.6～2.0 MPa、20～25 ℃）进新建天然气压缩机增压至2.5～3.0 MPa、130～140 ℃，经空冷器冷却至35～50 ℃，进压缩机出口分离器进行油、气、水分离，分离出的气体进入脱碳单元脱碳、分子筛脱水塔进行吸附脱水，脱水后的天然气进入粉尘过滤器过滤分离，分离出携带的分子筛粉尘后依次进入脱碳单元、制冷单元、分馏单元，进行脱CO2及高附加值产品乙烷、液化气、稳定轻烃高效回收处理（图4）[9-10]。

图4 干气深冷工艺流程Fig.4 Dry gas cryogenic process flow

4.3.2 湿气深冷方案

原油集中处理站伴生气（0.20～0.30 MPa、20～25 ℃）进天然气除液器进行气液分离，分离后的天然气进入三号浅冷装置已建的100×104m3/d天然气压缩机增压至2.5～3.0 MPa、130～140 ℃，经空冷器冷却至35～50 ℃，进压缩机出口分离器进行油、气、水分离，分离出的气体进入脱碳单元脱碳、分子筛脱水塔进行吸附脱水，脱水后的天然气进入粉尘过滤器过滤分离，分离出携带的分子筛粉尘后依次进入制冷单元、分馏单元进行高附加值产品乙烷、液化气、稳定轻烃高效回收处理（图5）[9-10]。已建“气波机制冷脱水脱烃”浅冷处理工艺作为备用流程，深冷LPG 回收处理装置出现故障时，切换至浅冷工艺运行。

图5 湿气深冷工艺流程Fig.5 Wet gas cryogenic process flow

4.3.3 方案对比

干气深冷方案原料气为干气，已建设三套浅冷装置均需运行，其中1#、2#浅冷装置已运行12 年以上，存在老化和腐蚀问题，后期运行维护成本较高，需新建1 台100×104m3天然气压缩机及配套辅助设施，增加操作人员20 人，三套浅冷与一套深冷共同运行，生产管理难度较大。湿气深冷方案原料气为原油集中处理站来气，可充分利用3#浅冷装置压缩机，建成后只运行一套深冷装置，已建三套浅冷装置作为备用；装置年度检修及深冷装置处理突发工况时，可达到减少天然气放空、节约资源、保护环境的目的，不需要增加管理和操作人员，生产管理难度较小，生产运维成本低；充分利旧已建设备设施，工程投资较低，故推荐采用湿气深冷方案。

5 结语

利旧已建设备设施，能够有效降低工程投资。采用MDEA 脱碳、压缩机前增压、分子筛脱水、膨胀机+混合冷剂辅助制冷伴生气处理工艺，对现有伴生气处理系统进行深冷工艺改造，可实现C2+等烃类组分充分回收。按照乙烷收率不低于95%、液化气收率不低于99%、稳定轻烃收率不低于99%计算，预计改造后可新增乙烷1.65×104t/a、液化气2.3×104t/a、稳定轻烃4 700 t/a，外输干气减量1 750×104m3/a，经济效益显著，可实现高附加值产品充分回收，能有效提升油气田开发综合效益[11]。