天然氣處理裝置損耗氣量的計算方法

張 濤

(中原油田分公司天然氣處理廠，河南 濮陽 457162)

中原油田分公司天然氣處理廠有2套100×104m3/d石油伴生氣深冷處理裝置。平均每處理10000標準立方米伴生氣能耗約為1.02 t標煤。在裝置的能耗組成中，天然氣占93%～95%。天然氣消耗主要包括兩個方面：一是驅動原料氣壓縮機的燃氣輪機的燃料消耗，稱為燃料氣；二是因裝置泄漏和開、停機放空造成的無效損失，稱為損耗氣。

1 體積平衡計算方法存在的問題

目前該廠的能耗考核方案中，裝置的損耗氣與燃料氣一起計入能耗，稱為“自用氣”，計算公式為：自用氣=進入裝置伴生氣量-干氣產量-輕烴轉換氣。

其中輕烴轉換氣采用固定的折算系數，噸產品的天然氣折算系數為：液態乙烷800 Nm3，液化石油氣480 Nm3，穩定輕烴280 Nm3。

上述計算方法采用的是體積平衡計算方法，這種計算方法存在有以下問題：

(1)單位體積的油田伴生氣與干氣發熱量(以下簡稱熱值)相差較大，等同計算明顯不合理；

(2)液態乙烷、液化石油氣、穩定輕烴都是混合物，其組成是變化的，其折算系數是按理想氣體計算所得，誤差較大；

(3)油田伴生氣中的飽和水在伴生氣中所占體積參與了計算。脫除水分造成的體積減少為有效損失，并入損耗氣中，不符合損耗氣的定義。

2 能量平衡計算方法

本文提出能量平衡的計算方法，計算公式為：

損耗氣熱值=伴生氣熱值-干氣熱值-輕烴產品熱值。

損耗氣的單位熱值以伴生氣計，損耗氣量可用其總熱值除以單位體積熱值得到。需要說明的是，依據GB/T11062-2014《天然氣發熱量、密度、相對密度和沃泊指數的計算方法》[1]，伴生氣的飽和水在熱值測定中沒有貢獻，也沒有考慮其狀態和溫度變化產生的能量，只是在伴生氣的總熱值計算中扣除水分占有的體積。即按理想氣體計算：

伴生氣量=進入裝置的伴生氣量-伴生氣飽和含水量。

2.1 伴生氣及各種產品的熱值測算

GB/T11062-2014中天然氣的發熱量(熱值)按理想氣體計算，即將各組分的理想摩爾熱值與其摩爾分數相乘后加和，得到混合物的熱值。

鑒于裝置中天然氣燃燒的特點，能量平衡計算方法的伴生氣、干氣、液態乙烷及各組分的熱值統一采用低位發熱量。各組分的理想摩爾熱值取自GB/T11062-2014的表3中25℃數據；天然氣各組分的摩爾含量由氣相色譜分析得到。

結合裝置的生產實際情況，熱值測算中，伴生氣、干氣、液態乙烷、穩定輕烴按混合物計算，丙烷、丁烷純度在99.8%以上，按純態計算。計算過程不考慮物質的溫度變化。根據伴生氣組分檢測結果計算出伴生氣熱值為1008.38 kJ/mol，折算標準煤系數為15.37 t標煤/萬m3。

同樣方法可測算出干氣等產品的熱值，得到折算標準煤系數：其中，干氣12.15～12.18 t標煤/萬m3；液態乙烷、丙烷、丁烷、穩定輕烴每噸分別折算標準煤1.56～1.57(100%乙烷為1.61)、1.57、1.55和1.53 t標煤/萬m3。實際生產中伴生氣組分變化較大，折算系數在15.10～15.50 t標煤/萬m3之間，而干氣等產品組分變化較小，熱值也基本穩定。

2.2 兩種方法的損耗氣計算結果對比

表1 熱量平衡計算表

表1為某月的生產數據及損耗氣的計算結果。同期氣相色譜測得伴生氣、干氣、液態乙烷、丙烷、丁烷、穩定輕烴的折算標準煤系數分別為15.22、12.16、1.56、1.57、1.55和1.53 t標煤/萬m3。

而采用體積平衡計算方法計算，損耗氣量為-12.51×104m3，得到的是一個明顯錯誤的結果。

2.3 影響能量平衡計算的因素

伴生氣飽和水含量對損耗氣計算的影響。油田伴生氣入口壓力0.35～0.40 MPa，溫度隨環境溫度變化較大，全年溫度在5～30℃。取夏季溫度30℃，冬季溫度5℃，查天然氣利用手冊〔2〕得10000 m3伴生氣飽和水含量分別為64.08 kg和11.21 kg，按理想氣體折算體積為79.74 m3和13.96 m3。由于裝置采取分子篩深度脫水，產品中的含水量可以忽略不計。取二者平均值計算，飽和水含量對熱值計算影響22%。

熱值測定結果的代表性。油田伴生氣的組分是經常變化的，由于這些變化是隨機發生的，所以熱值測定中的伴生氣取樣非常關鍵。為了保證取樣代表性，提高取樣頻次是非常必要的。在裝置穩定運行狀態下，干氣和輕烴產品的組分變化較

小，其熱值變化也較小，對損耗氣計算結果影響不大，但同樣也可以采用提高在線色譜分析頻次，保證其熱值檢測的代表性。

3 結束語

損耗氣是考核天然氣處理裝置的重要指標之一。采取能量平衡法可以比較準確地計算出一個時期的損耗氣量，確定裝置損耗氣的合理水平，以利于及時發異常并采取措施，達到降低損耗，提高經濟效益的目的。