1 大型天然气处理装置概况
本大型天然气处理装置为处理海上油田的伴生气而设计的, 其最大处理能力为150MMSCFD (约为420万Nm3/d) , 最小处理能力为50MMSCFD (约为140万Nm3/d) , 产品有商品气、液化石油气和凝析油。原料气通过海管系统输送至大型天然气处理装置, 商品气通过陆管系统输送至发电厂用于发电, 液化石油气和凝析油销售至当地用户。
本装置采用乙二醇脱水以满足天然气水露点及制冷工艺对气体含水量的要求。再采用J-T膨胀制冷工艺回收天然气中C3+组分, 满足天然气烃露点的要求。另外, 在原料气含水量较高或乙二醇加注系统故障时, 由甲醇加注系统来防止入口分离器及低温分离器中形成水合物。
按照大型天然气处理装置投产要求, 投产前需完成装置关键设备的单机试运[1], 由于现场无稳定的天然气源, 燃气发电机、热媒炉等燃气设备无法在投产前完成调试。
2 大型天然气处理装置试运思路的确定
2.1 原设计试运思路
装置原设计为在进气投产过程中使用海管系统原料气调试火炬系统及燃气发电机、热媒炉等设备, 然而利用原料气进行试运存在以下问题:
(1) 投产成功率低
若设备调试过程中发现影响机组运行的故障, 将导致装置投产失败。
(2) 天然气放空量大
由于调试期间热媒炉和燃气发电机无法投运, 仅完成入口分离器、入口过滤器及燃料气单元部分的进气, 其他设备和工艺流程无法投产。
(3) 试运过程安全性低
投运过程超压或者手动放空 (例如海管气质不合格时的放空) , 都将会造成可燃气体直接排空, 存在安全隐患。
(4) 投产过程不确定因素多
燃气发电机、热媒炉等关键设备机械结构复杂, 控制联锁信号多, 调试过程繁琐。
2.2 利用陆管返输气试运
(1) 利用下游输气管网的商品气投运陆管
(2) 利用下游西非输气管网的商品气试运燃气设备
(3) 所需返输气气量计算
(4) 陆管试运最终压力确定
3 大型天然气处理装置试运方案的优化
利用返输气完成陆管投运后, 将陆管返输气接入燃料气单元入口阀, 将返输气直接送至燃料气调压撬。方案流程示意图如下: (见图3-1)
此方案只需从陆管发球筒至燃料气调节撬需连接4"、长约85米的临时连接管线直接至燃料气撬, 流程简单, 投用设备最少, 风险小, 较易实施。
4 试运方案实施效果
4.1 利用返输气进行陆管试运
(1) 成功实现了控制气体流速、气体流量在要求的范围内。
(2) 因为使用返输气, 气量可以根据实际需要进行调节, 很容易实现气体流速的控制, 而且没有造成任何的天然气放空损失。
(3) 在投产前实现了陆管的试运, 为整个项目的一次投产成功奠定了基础, 同时有效避免了对装置平稳运行时的扰动。
4.2 利用返输气进行火炬系统试运
在陆管成功试运进气后, 首先对火炬点火系统进行了试运。设备厂家使用返输气对火炬点火系统进行了测试, 测试过程中发现3个点火器只有一个能点火成功, 后经过调试, 排除了点火故障, 完成了火炬点火系统的试运。提前暴露了火炬点火系统存在的问题, 避免了装置投产时火炬系统不能成功投用的潜在风险。
5 结语
(1) 通过对设计资料的仔细研究, 结合设计资料, 发现此装置的设计缺陷, 并制定出了切实可行的利用陆管返输气进行试运的方案。
(2) 通过理论分析计算, 确定了详细的燃料气消耗量、调试时间及陆管试运最终压力的确定。
(3) 在试运过程中暴露出了各设备存在的问题, 提前暴露了各设备存在的问题, 使得在装置投产前得以整改解决, 确保设备在装置进气时能够及时投运。
(4) 方案实施后, 避免了试运期间出现大量原料气放空的问题。同时也消除了原料气放空是发生冻堵、试运期间产生的液态烃无法处理等安全风险。
(5) 提高了投产成功率
由于在装置进气前完成了关键设备的试运, 确保这些设备能够及时、成功的投用, 使得装置一次投产成功的可能性大大提高。
摘要：按照大型天然气处理装置投产要求, 投产前必需完成关键设备的单机试运。然而, 本装置在投产初期无稳定的天然气源, 如燃气发电机、热媒炉等燃气设备就无法在投产前完成调试。本文通过对此大型天然气处理装置的整体工艺设计试运思路进行总体分析, 确定了利用陆管返输气对装置进行试运的思路, 并进一步优化了装置的试运方案, 采用将陆管返输气接入燃料气单元入口阀临时管线的方案, 从而实现此大型天然气处理装置的高效试运, 为大型天然气处理装置的顺利投产奠定了基础。
关键词：返输气,试运,大型,天然气处理,装置
参考文献
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