摘要: 针对某气田分公司在役集气站面临的轻烃回收季节性波动、油水分离技术滞后及人工操作依赖度高等问题，提出了一种创新的工艺改造方案，旨在提高轻烃收率并推动流程自动化管理水平。首先，通过深入剖析集气站现有工艺流程和生产数据，确认了精准控制原料气进站分离温度作为提升轻烃产量的有效策略，并据此优化设计了轻烃增收工艺流程及关键技术参数。其次，利用三维建模软件AVEVA PDMS/E3D，构建了关键设备橇块的全比例三维模型，为实际改造提供了精确指导。最后，通过对试点集气站及全体集气站的经济效益分析，明确了所提出方法的经济可行性，为行业内同类项目的改造升级提供技术参考和经验借鉴。
Abstract: Addressing the issues of seasonal fluctuations in light hydrocarbon recovery, outdated oil-water separation technology, and high reliance on manual operations faced by the in-service gas gathering stations of a certain gas field company, this paper proposes an innovative process transformation scheme aimed at enhancing light hydrocarbon recovery rates and advancing process automation management. Firstly, through a thorough analysis of the existing process flows and production data of the gas gathering stations, precise control of the inlet separation temperature of the feed gas is confirmed as an effective strategy to increase light hydrocarbon production, based on which the light hydrocarbon yield enhancement process flow and key technical parameters are optimized. Secondly, utilizing the 3D modeling software AVEVA PDMS/E3D, full-scale 3D models of the critical skid-mounted equipment are constructed, providing precise guidance for the actual transformation. Lastly, through an economic benefit analysis of both the pilot gas gathering station and all gas gathering stations, the economic feasibility of the proposed method is clarified, offering technical references and practical insights for the transformation and upgrading of similar projects within the industry.
1. 引言
某气田分公司目前管理着三个区块的9座集气站，这些站点承担着集气、气液分离、油水分离、天然气外输、污水处理及轻烃外运等多重功能。近三年来，该分公司年平均轻烃产量稳定在2.52万吨，综合油气比维持在0.09吨/万方。然而，集气站常温分离器分离得到的轻烃产量受季节影响显著，冬季轻烃回收量较高而夏季则相对较低。由于分离后的天然气直接外输交接，这种季节性的轻烃回收量波动直接影响了分公司的经济效益。此外，这些集气站油水分离技术滞后，分离器液位主要依赖人工调控，效率低且管理难度大。更为复杂的是，产出水中混入了泡排、消泡、压裂等作业过程中使用的化学药剂，增加了油水分离的难度和耗时，使设备长期处于高液位运行，对产量波动的承受能力较差[1] [2]。在油水装车外运环节，当前仍多依赖人工观察和操作，不仅劳动强度大，还存在较高的操作风险。
鉴于上述现状与挑战，本文致力于集气站轻烃增收工艺方法的研究，旨在显著提升气田轻烃资源的回收效率，优化系统操作流程和工艺设备，提高油水分离效率和流程自动化管理水平，从而降低操作风险，确保生产的安全、平稳与高效。
2. 集气站轻烃增收工艺流程
2.1. 在役集气站工艺流程运行分析
该气田各集气站的主体生产工艺流程基本相同，如图1所示。采出气携液进站后，首先进入气液分离器初步分离。分离出的天然气经压缩机增压，直接输送至外输管网。分离出的液体则经闪蒸罐减压至常压后，排入地埋罐重力沉降自然分离油水，必要时添加破乳剂以优化分离效果。最终，分离得到的油和水均装车外运[3]。
Figure 1. Main process flow of the in-service gas gathering station
图1. 在役集气站的主体工艺流程
由现场生产运行数据(图2~4)可知，原料气在冬季进站温度低至4℃，而夏季则高达18℃，油气比在冬季明显高于夏季，且随进站温度变化趋势明显。此外，对比集气站2024年1月与2023年9月的油样化验分析数据曲线，发现C6、C7、C8含量冬季比夏季有明显提高。可见，这种季节性气候波动对分离器内的轻烃分离效果产生了显著影响，加之轻烃回收工艺复杂，人工干预依赖多，操作风险较高，共同制约了产品质量和轻烃收率。因此，提出在确保外输天然气质量不受影响的前提下，通过对现有轻烃回收工艺进行优化改造，降低原料气进站后的分离温度(均按照4℃考虑)，从而提高烃、水的分离效率和轻烃回收量，并进一步提升工艺流程的自动化管理水平。
Figure 2. Trend curve of inlet temperature and gas-oil ratio during gathering and transportation
图2. 集输进站温度和油气比趋势曲线
Figure 3. Trend curve of annual production data of the gas field
图3. 气田全年生产数据趋势曲线
Figure 4. Concentrations of hydrocarbon components in oil samples from the gas gathering station in winter and summer
图4. 集气站冬夏季油样中碳氢组分含量
2.2. 集气站轻烃增收工艺流程设计
集气站工艺流程的优化改造考虑最大限度地利用现有设施资源，以此有效降低投资成本，同时显著提升经济效益，并确保改造后的工艺流程能够满足天然气的外输交接要求[4]。优化改造后的工艺流程示意图如图5所示。预分离后的天然气(约0.5 MPa)先经新增的制冷机组冷却到5℃，送至新增的三相分离器进行初步的气、油、水分离，分离后的天然气再送至已建增压设施。三相分离器分离出的气田水返回已建气田水储罐；而分离出的凝液再进入凝液闪蒸罐再次进行低压闪蒸，得到合格的凝析油产品，凝析油产品再送至凝析油储存器橇块进行储存后装车外运。
3. 集气站轻烃增收设备设计
集气站改扩建设备的设计严格遵循“安全、经济、高效、紧凑”的核心理念，积极融合国内外成熟的先进技术、工艺、设备及材料，精准控制建设标准。同时，大力推广橇装化设备的应用，旨在减少钢材消耗，进一步降低工程投资成本，实现资源的高效利用与可持续发展[5] [6]。扩建的主要设备及其技术参数详见表1。
Figure 5. Schematic diagram of the optimized process flow of the gas gathering station
图5. 优化后的集气站工艺流程示意
Table 1. Main equipment and their technical parameters for the expansion of the gas gathering station
表1. 集气站扩建的主要设备及其技术参数
序号 |
名称 |
数量 |
单位 |
设备及相关技术参数 |
1 |
制冷撬块 (压缩及冷凝器橇A + 蒸发器橇B) |
1 |
套 |
橇块A规格：6800 (L) × 2360 (W) × 2810 (H) − 5500 kg 橇块B规格：6225 (L) × 2020(W) × 2960 (H) − 5000 kg 天然气冷却负荷：400 kW 制冷压缩机：双机头螺杆式2台(85 kW/台) 冷剂冷凝：空冷器-12台(1.5 kW/台) |
2 |
三相分离器橇 |
1 |
套 |
撬块规格：7500 (L) × 3500 (W) × 4500 (H) − 10,500 kg 三相分离器：DN2200 × 7208 − 7600 kg 设计压力/温度：1.5 MPa/−19℃~70℃ 运行压力/温度：0.7 MPa/−14℃~5℃ 分离后水相中含油量：<0.1% (v) 分离后油相中含水量：<0.1% (v) 液相停留时间：≥15 min |
3 |
凝液闪蒸罐橇 |
1 |
套 |
撬块规格：4000 (L) × 2000 (W) × 2900 (H) − 2500 kg 凝液闪蒸罐：DN800 × 3674 – 1350 kg 设计压力/温度：1.5 MPa/70℃ 运行压力/温度：0.2 MPa/5℃ 液相停留时间：40 min |
4 |
凝析油储罐橇 |
1 |
套 |
撬块规格：7500 (L) × 3500 (W) × 3900 (H) – 7500 kg 凝析油储罐：DN1800 × 6974 – 5000 kg ·设计压力/温度：1.5 MPa/70℃ ·运行压力/温度：0.05 MPa/5℃ ·凝析油储存时间：1 d |
冷凝器橇块和蒸发器橇块的俯视外形及其现场布置如图6所示。同时，针对三相分离器橇块、凝液闪蒸罐橇块和凝析油储存橇块，采用AVEVA PDMS/E3D软件[7]创建了它们的全比例实体三维模型，如图7~9所示。在设计过程中，通过实时三维碰撞检查，确保了整体设计结果的准确无误。此外，所有元件及设备的信息均存储在参数化的元件数据库中[8]，实现了输出材料与三维模型的完全对应，提升了设计的精确性和效率。
Figure 6. Top-view appearance and on-site layout of the refrigeration skid block
图6. 制冷撬块的俯视外形及其现场布置
Figure 7. 3D model of the three-phase separator skid block
图7. 三相分离橇块三维模型
Figure 8. 3D model of the condensate flash drum skid block
图8. 凝液闪蒸罐橇块三维模型
Figure 9. 3D model of the condensate oil storage tank skid block
图9. 凝析油储罐橇块三维模型
4. 集气站轻烃增收效益分析
鉴于集气站所在地区每年2月的环境气温最低，因此将该月份的油气比设定为轻烃增收工艺实施后的基准目标值，逐月计算油气比提升值和轻烃产量理论值，结果见表2。
Table 2. Theoretical monthly light hydrocarbon production at the pilot gas gathering station
表2. 试点集气站每月轻烃理论产量
站点 |
月份 |
1月 |
2月 |
3月 |
4月 |
5月 |
6月 |
7月 |
8月 |
9月 |
10月 |
11月 |
12月 |
试点 集气站 |
油气比提升值(-) |
−0.016 |
0.000 |
0.010 |
0.010 |
0.006 |
0.019 |
0.036 |
0.042 |
0.036 |
0.044 |
0.020 |
0.034 |
轻烃产量(t/d) |
−1.447 |
0.000 |
0.910 |
0.868 |
0.525 |
1.726 |
3.222 |
3.795 |
3.266 |
3.929 |
1.752 |
3.091 |
全体 集气站 |
油气比提升值(-) |
−0.011 |
0.000 |
0.000 |
0.007 |
0.013 |
0.019 |
0.030 |
0.031 |
0.032 |
0.025 |
0.018 |
0.021 |
轻烃产量(t/d) |
−8.181 |
0.000 |
0.189 |
5.063 |
9.931 |
13.888 |
22.110 |
23.017 |
23.776 |
18.964 |
13.511 |
15.523 |
考虑到凝析油乳化状况明显且原料气组分难以精准掌握，从稳妥运营的角度出发，推荐每年6~12月作为最佳轻烃增收生产时段，并据此进行了经济效益核算，具体结果见表3。对于试点集气站而言，在天然气产量为90万方/天的条件下，预计每年增收轻烃约623.43吨，实现年利润210.6万元，静态回收期仅为2.8年。若将该轻烃增收工艺技术方法在分公司下辖的9个集气站全面推广应用，以天然气总产量750万方/天进行估算，则全年范围内的轻烃产量将增加3923.62吨，年利润可达1196.4万元，静态回收期为3.63年，这也说明了该技术方法在经济性和可行性上的潜力。
Table 3. Calculation of economic benefits from increased light hydrocarbon revenue at the gas gathering station
表3. 集气站轻烃增收经济效益测算
类别 |
数值 |
备注 |
试点集气站 |
所有集气站 |
扩建工程投资(万元) |
598 |
4350 |
不含税 |
轻烃产品收益(万元/年) |
261.8 |
1647.9 |
|
能耗费用(万元/年) |
46.4 |
408.0 |
以工程费1%计 |
维修费用(万元/年) |
4.9 |
43.5 |
|
利润(万元/年) |
210.6 |
1196.4 |
|
静态回收期(年) |
2.84 |
3.63 |
|
5. 结束语
本文针对某气田在役集气站提出了一种提升轻烃产量的技术方法。通过优化改造现有工艺流程，精准调控原料气进站后的分离温度，不仅确保了天然气外输交接的质量标准，还显著提升了烃、水的分离效率与轻烃回收量。基于专业化软件构建了轻烃回收关键设备橇块的全比例三维模型，并精确设定了工艺技术参数，确保了设计的科学性与实用性。最后通过经济效益分析，证明了推荐方法的经济可行性与优越性，可为行业内同类项目的改造升级提供技术参考。