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天然气低温脱水复温外输技术应用研究论文天然气低温脱水复温外输技术应用研究论文摘要：文章针对中高压气田开发中后期，因为生产井压力逐渐递减，大部分气井压力将不能满足节流膨胀制冷所需压差，从而达不到低温分离条件的普遍情况，对利用小压差节流低温脱水复温外输工艺进行了初步应用研究。关键词：脱水；天然气；制冷；节流1天然气脱水技术从油气井流出的天然气，一般含有饱和量的水蒸气，有的含有相当数量的H2S和CO2等酸性气体。气体中存在过量的水汽不仅减少商品天然气管道的输送能力和气体热值，而且在油气田集气和气体加工过程中由于气体工艺条件的变化引起水蒸气凝析，形成液态水冰或固态气体水合物，从而增加集气管路压降，严重时将造成水合物堵塞管道，生产被迫中断。当气体中含有酸性气体时，液态水更会加速H2S和CO2对管道和设备的腐蚀。因而，油气田生产的天然气一般总需要脱水，以满足气体后续加工工艺、管输和商品天然气对水含量的要求。天然气的脱水方法一般可分为重力沉降法、溶剂吸收法、固体吸附法、低温冷凝法和膜分离法等。气田天然气净化脱水一般采用低温分离、固体吸附和溶剂吸收三种方法。2低温脱水复温外输的应用研究2.1小压差低温脱水复温外输工艺研究的意义低产气田集输工程按照压力递减特点将开采期划分为有效利用地层压力进行处理和输送的高压稳产期、采用适当工艺延缓外冷和增压时机的中低压过渡期以及外冷脫水、增压外输的低压开采期等三个阶段。低产气田开发的价值是通过建设、运行、销售等成本的综合控制，最终达到预期的效益目标。具体到地面集输系统来说，除基本建设投入外，运行成本的控制是不可忽视的效益增长点。因此，在制定具体工艺方案时，必须全面考虑资源的综合利用。对于低产气田来说，开发前期气井压力较高，采用高压集气和节流膨胀制冷脱水工艺充分利用了地层能量，达到了节能降耗目的。随着气井压力逐年递减，当自然能量不能够满足节流膨胀后达到脱水所需的温降时，可以采用两种方法达到低温脱水目的：第一，采用冷剂制冷方式对所需冷量加以补充，这需要以消耗电能作为代价；第二，采用降压开采方式保证有足够压差实现节流膨胀制冷。无论采用以上哪种工艺，天然气低温脱水后，如不复温后输送，所携带的冷量将白白浪费。因此，天然气脱水后的冷量回收不但可以有效降低气田高、低压采气过渡期系统能耗，而且通过适当的工艺规划，还可以起到延缓增压时机的作用。2.2小压差低温脱水复温外输工艺原理天然气小压差低温脱水工艺复温外输就是通过一个小压差节流使天然气产生一个小温降，以此温降作为换热器冷端温差。选取足够大的换热器面积，使原料气在此小冷端温差下经换热产生足够大的温降，以满足天然气脱水的要求，从而实现脱水后低温天然气携带冷量的有效回收。稳产期后当地层压力不能完全满足节流脱水条件时，采用设计端面温差2-3℃的高效换热器回收外输气冷量，并通过原料气富余的.0.6-1.0MPa小压差节流产生的小温降，使原料气满足天然气脱水的要求。当开发后期无地层压力可利用时，仅仅利用换热器将进站天然气与低温分离后的天然气进行换冷和小压差节流制冷已不能满足脱水要求，但换热器回收的冷量依然可以有效降低外冷机组蒸发器热流入口温度，减小外冷机组功耗，满足天然气脱水和节能降耗的要求。采用HYSYS软件对复温外输低温脱水工艺进行了稳态模拟，HYSYS推荐传热公式假设在不增压条件下集气站最低外输压力4.2MPa，低温脱水温度-15℃（节流后），原料气温度18℃，模拟计算投产后正常运行所需节流压差与换热面积见表2-1。通过模拟得出了总换热系数与换热面积的乘积KF值，换热面积可由换热器生产厂家提供的总换热系数后得出，从而为换热器选型提供依据。2.3实施低温脱水复温外输工艺的技术关键实施复温外输低温脱水工艺必须解决两个方面关键问题：2.3.1掌握工艺流程启动及运行规律工艺流程启动是一个流体冷量积聚达到换热量平衡的过程，换热面积一定的前提下，为满足脱水要求，并保证流体安全工作在流程设计温度范围内，需根据入口压力变化情况分阶段进行调整。2.3.2合理进行预冷换热器选型及工艺设计（1）抑制水合物生成。生产过程中，当压力不变时，温度必须过冷到理论平衡温度以下若干摄氏度，并经一定诱导时间才能形成水合物晶核。低温脱水工艺条件下，生成水合物的临界温度是15℃左右，原料气经预冷换热器与外输干气换热后，温度一般控制在-10～-12℃。有关工业实验报告也表明，过冷度不超过7.49℃时，一般不形成水合物；而过冷度超过11.1℃时，在25min以内（甚至瞬间）就会形成水合物。因此，必须在预冷前向原料气中加注水合物抑制剂。同时，预冷换热器原料气流道和流速设计应有利于排液。（2）防止凝析油乳化。（3）防止杂质聚集。（4）工艺流程保冷。参考文献[1]姚光镇主编.输气管道设计与管理[M].东营：石油大学出版社，20