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摘 要：随着埕海油田与合作开发区的深入开发，天然气产量的逐步上升，埕海联合站接收天然气气量、组分、及温度的变化，埕港输气管道的积液量越来越大、积液时间越来越短，同时为确保管道的平稳运行，目前只能通过增加频率通球的方法降低管道轻烃凝液影响。但随着通球频率增加，增加管道卡堵的风险。因此有必要在上游对天然气凝液进行回收，降低埕海输气管线通球频率，确保管道的安全运行。
关键词：浅冷 联合站 费用 成本
一、概况
埕海联合站天然气来源于滩海开发公司、赵东开发区和第二采油厂，天然气处理量为40～50×104m3/d。原料气（25℃、0.3MPa）经原料气压缩机增压至3.5MPa 后进入三甘醇脱水装置，最后经计量后进入埕港输气管道。三甘醇脱水后的天然气（45℃、3.26MPa）组成见下表：
埕海联合站三甘醇脱水后的天然气组成
序号 组分 mol% 序号 组分 mol%
1 C1 85.88 10 n-C8 0.13
2 C2 5.53 11 n-C9 0.02
2 C3 2.85 12 n-C10 0
4 i-C4 0.48 13 n-C11 0
5 n-C4 1.05 14 n-C12 0
6 i-C5 0.09 15 N2 0.59
7 n-C5 0.33 16 CO2 2.68
8 n-C6 0.13 17 H2O 0
9 n-C7 0.24 18
埕港输气管道的设计输量是 120×104m3/d，目前实际输量40～50×104m3/d，由于流速慢，温降大，天然气中的重组分冷凝析出。埕港输气管道实际产出的天然气轻烃量约15m3/d。埕港输气管道中轻烃大量析出，已影响埕海联合站、埕港输气管道及大港油田分輸站的正常运行，有必要及时解决埕港管线积液问题。
二、解决方案
通过对现场实际工况与实际生产的需要我们对，膨胀制冷、冷剂制冷、循环水制冷、溴化锂-水制冷几种制冷方案的比选最终选择了丙烷制冷的方式，由于丙烷作为制冷剂的优点是消耗臭氧层潜值（ODP）为零，全球变暖潜值（GWP）较小，蒸发温度较低，对人体的毒性较小，当工艺介质（例如天然气）与其火灾危险性等级相同时，制冷压缩机机组可与工艺设备紧凑布置。目前天然气凝液回收项目中应用广泛。
1.主要配套工艺设施
在埕海联合站三甘醇脱水区新建 1 座框架平台（25m×13m，H=5m）。框架平台分为两层，一层设备为丙烷吸入罐、丙烷缓冲罐和丙烷压缩机橇，二层设备为低温分离器、冷箱、丙烷压缩机后空冷器。
2.主要工艺流程及参数
埕海油田所产天然气在埕海联合站内进行三甘醇脱水后（45℃、3.26MPa）以气态形式进入冷箱（E-12701）。在冷箱中，天然气与低温分离器（V-12701）来气相和液相换热后温度降为17.15℃，然后进入丙烷蒸发器，经丙烷蒸发器（E-12702）丙烷制冷后温度进一步降为10℃。降温后的天然气（10℃、3.2MPa）进入低温分离器，低温分离器分出的气相经冷箱换热温度升至40℃，然后进入埕港输气管道外输。低温分离器分出的液相节流后压力降至0.5MPa，经冷箱换热后温度升至40℃进入已建的轻烃储罐（TK-12601A/B）。轻烃储罐中的液相通过已建轻烃装车泵（P-12601A/B）装车外运。轻烃储罐中的气相进入已建低压分离器（V-12101），然后进入已建原料气压缩机。
三、实施效果预测
1.原料气费
本项目改造前，天然气外输量为每年19800×104 Nm3，改造后，天然气外输量为每年为19597.248×104 Nm3，每年减少202.752×104 Nm3。减少的天然气量经过处理后转化为轻烃凝液，因而将减少的天然气量考虑成为原料气。原料气每方单价为3.080 元。原料气年均费用为624.48 万元。
1.1外购燃料和动力费
本项目运行不需要消耗外购燃料和水，仅消耗电。项目年耗电量为69.2×104kW·h，电单价为0.658 元/kWh。年均用电费用为45.54 万元。
1.2折旧费
本项目固定资产原值按直线折旧，综合折旧年限14 年，残值率为0%。年均折旧费用为77.55 万元。
1.3修理费
修理费按固定资产原值（扣除建设期借款利息）的5%计取。年均维修费用为53.57 万元。
1.4其他制造费
按固定资产原值（扣除建设期利息）的1%计取。年均其他制造费用为10.71 万元。本项目年均总成本费用为811.86 万元，年均经营成本为734.31 万元。
四、成本分析结论
目轻烃产量为13.092t/d，每年生产运行天数按330 天考虑，年均轻烃总产量为4320.36t。年均总成本费用为811.86 万元，则生产每吨轻烃的总成本为0.188 万元。其中，原料气成本年均为624.48 万元，则生产每吨轻烃需要原料气成本为0.145 万元。总成本中除原料气以外的其他处理成本年均为187.38 万元，则生产每吨轻烃其他处理成本为0.043万元。
故，本方案的可行性较强。
关键词：浅冷 联合站 费用 成本
一、概况
埕海联合站天然气来源于滩海开发公司、赵东开发区和第二采油厂，天然气处理量为40～50×104m3/d。原料气（25℃、0.3MPa）经原料气压缩机增压至3.5MPa 后进入三甘醇脱水装置，最后经计量后进入埕港输气管道。三甘醇脱水后的天然气（45℃、3.26MPa）组成见下表：
埕海联合站三甘醇脱水后的天然气组成
序号 组分 mol% 序号 组分 mol%
1 C1 85.88 10 n-C8 0.13
2 C2 5.53 11 n-C9 0.02
2 C3 2.85 12 n-C10 0
4 i-C4 0.48 13 n-C11 0
5 n-C4 1.05 14 n-C12 0
6 i-C5 0.09 15 N2 0.59
7 n-C5 0.33 16 CO2 2.68
8 n-C6 0.13 17 H2O 0
9 n-C7 0.24 18
埕港输气管道的设计输量是 120×104m3/d，目前实际输量40～50×104m3/d，由于流速慢，温降大，天然气中的重组分冷凝析出。埕港输气管道实际产出的天然气轻烃量约15m3/d。埕港输气管道中轻烃大量析出，已影响埕海联合站、埕港输气管道及大港油田分輸站的正常运行，有必要及时解决埕港管线积液问题。
二、解决方案
通过对现场实际工况与实际生产的需要我们对，膨胀制冷、冷剂制冷、循环水制冷、溴化锂-水制冷几种制冷方案的比选最终选择了丙烷制冷的方式，由于丙烷作为制冷剂的优点是消耗臭氧层潜值（ODP）为零，全球变暖潜值（GWP）较小，蒸发温度较低，对人体的毒性较小，当工艺介质（例如天然气）与其火灾危险性等级相同时，制冷压缩机机组可与工艺设备紧凑布置。目前天然气凝液回收项目中应用广泛。
1.主要配套工艺设施
在埕海联合站三甘醇脱水区新建 1 座框架平台（25m×13m，H=5m）。框架平台分为两层，一层设备为丙烷吸入罐、丙烷缓冲罐和丙烷压缩机橇，二层设备为低温分离器、冷箱、丙烷压缩机后空冷器。
2.主要工艺流程及参数
埕海油田所产天然气在埕海联合站内进行三甘醇脱水后（45℃、3.26MPa）以气态形式进入冷箱（E-12701）。在冷箱中，天然气与低温分离器（V-12701）来气相和液相换热后温度降为17.15℃，然后进入丙烷蒸发器，经丙烷蒸发器（E-12702）丙烷制冷后温度进一步降为10℃。降温后的天然气（10℃、3.2MPa）进入低温分离器，低温分离器分出的气相经冷箱换热温度升至40℃，然后进入埕港输气管道外输。低温分离器分出的液相节流后压力降至0.5MPa，经冷箱换热后温度升至40℃进入已建的轻烃储罐（TK-12601A/B）。轻烃储罐中的液相通过已建轻烃装车泵（P-12601A/B）装车外运。轻烃储罐中的气相进入已建低压分离器（V-12101），然后进入已建原料气压缩机。
三、实施效果预测
1.原料气费
本项目改造前，天然气外输量为每年19800×104 Nm3，改造后，天然气外输量为每年为19597.248×104 Nm3，每年减少202.752×104 Nm3。减少的天然气量经过处理后转化为轻烃凝液，因而将减少的天然气量考虑成为原料气。原料气每方单价为3.080 元。原料气年均费用为624.48 万元。
1.1外购燃料和动力费
本项目运行不需要消耗外购燃料和水，仅消耗电。项目年耗电量为69.2×104kW·h，电单价为0.658 元/kWh。年均用电费用为45.54 万元。
1.2折旧费
本项目固定资产原值按直线折旧，综合折旧年限14 年，残值率为0%。年均折旧费用为77.55 万元。
1.3修理费
修理费按固定资产原值（扣除建设期借款利息）的5%计取。年均维修费用为53.57 万元。
1.4其他制造费
按固定资产原值（扣除建设期利息）的1%计取。年均其他制造费用为10.71 万元。本项目年均总成本费用为811.86 万元，年均经营成本为734.31 万元。
四、成本分析结论
目轻烃产量为13.092t/d，每年生产运行天数按330 天考虑，年均轻烃总产量为4320.36t。年均总成本费用为811.86 万元，则生产每吨轻烃的总成本为0.188 万元。其中，原料气成本年均为624.48 万元，则生产每吨轻烃需要原料气成本为0.145 万元。总成本中除原料气以外的其他处理成本年均为187.38 万元，则生产每吨轻烃其他处理成本为0.043万元。
故，本方案的可行性较强。