多气源多用户天然气处理厂的外输调控计算模型

     摘　要：中国海洋石油总公司东方终端属于典型的多气源多用户型天然气处理厂，在生产过程中为了满足下游各用户对气量与气质(CO2含量、热值等)的要求，需将部分上岸天然气经脱碳装置处理后，再按不同比例与未脱碳的上岸天然气掺混，满足用户要求后再外输。因此，合理地控制进入脱碳装置的气量与掺混比例是保证终端外输气质合格的关键。为此，以下游用户气量、气质要求为限制条件，结合终端现有生产工艺，按照控制单元内流量守恒和组分守恒基本原理，建立了外输调控系统数学计算模型，借此校核了东方终端已建脱碳装置的处理能力能否满足气体处理的需要，确定了需要脱碳处理的气量和脱碳装置的扩容规模，以及上游来气量是否满足用户需求，计算出东方F／H平台的补气量，为终端后续生产提出了指导性调控方案。利用该模型计算结果调控终端生产工艺，不仅保证了向下游用户外输天然气的质量，而且还可实现供气量的最大化。该模型具有方法简便、建模迅速和较强实用性等特点，有效地提高了东方终端的外输调控能力。

     关键词：东方气田  天然气处理厂  多气源  多用户  天然气调质  脱碳装置  调控模型

     东方终端作为中国海洋石油总公司东方气田与乐东气田(以下简称东方气田和乐东气田)开发的一个重要组成部分，将海上油气处理成合格商品气后外输至下游用户[1-2]。上游进站海底管道(以下简称海管)共有2条，分别为输送海上不同气田生产物流的东方海管和乐东海管，下游用户共有5家，属于典型的多气源多用户型天然气处理厂[3]。

     随着海上东方气田群开发项目的实施，东方和乐东两条海管上岸气量和组分均发生较大变化，而终端下游用户化学公司与甲醇厂对天然气中的CO2含量以及热值有严格的要求，组分的较大波动有可能导致生产装置紧急关停，装置一旦关停，恢复正常生产周期较长，难度较大。因此，需要对终端已建脱碳装置的处理能力进行校核，确定能否满足上游气田调整和开发的需要，同时确定上岸气量能否满足下游用户要求及所需其他平台的补气量，并为后续实际生产提供调摔方案[4]。

拟定东方海管逐年输送上岸气量与组成如表1所示。

     乐东海管内输送物流可能包括2部分：①乐东气区上岸气；②当上岸气量不能满足下游用户需求时，暂定可用于补充气量的东方F／H平台产气。拟定逐年气量与组成如表2所示。

各用户对气量、气质的要求如表3所示。

表3中用户非烃(碳／氮)含量指标是根据各用户热值要求推算而得，推算时将所有烃类视为甲烷。

以整个东方终端作为控制单元，当前已有气体处理工艺流程如图1所示。

     东方海管与乐东海管的上岸气部分通过调控进入脱碳装置，化学公司一和管输公司全部由脱碳处理后的净化气供应，其余3家用户由净化气与未脱碳气掺混调质后供给。在外输过程中由于东方终端不是管输公司的唯一气源，当上游其他半台补气后外输气量仍不足，无法满足下游用户对总气量的要求，则减小对其外输气量；当上游其他平台无需补气且上岸气仍有富裕时，多余气量则输送至管输公司。

     根据终端现场反馈信息，日前已建的东方一期与二期脱碳装置实际处理能力达不到设计能力。各套脱碳装置的设计与运行状况如表4所示[6-7]。

     东方一期和二期脱碳装置实际处理能力小于设计处理能力，而乐东脱碳装置实际处理能大于设计能力。

     根据销售合同对气量与气质(天然气热值和CO2含量)的要求，利用控制单元内流量守恒、组分守恒基本原理，通过多约束优化、迭代计算，实现终端配气方案的最优化。对于控制单元有以下调控计算方程[8]。

根据供需平衡关系，终端向下游用户的可供气量与下游用户需求量有如下关系：Qs=Qu 　(1)

终端向下游市场可供气量：Qs=Qf-QCO2　　(2)

其中：Qf=QDFf+QLDf       (3)
QLDf=QLD+QF/H           (4)

下游市场需求量：QU=QC1+QC2+QM1+QM2+Qp      (5)

原料气通过脱碳装置CO2放空量：QCO2=Qdc(cfCO2-cprCO2)／(1-cprCO2)       (6)

原料气通过脱碳装置后净化气量：Qpr=Qdc-QCO2              (7)

未经脱碳的原料气量：Qref=Qf-Qdc=QreDEf+QreLDf      (8)

     式中Qs为终端可向下游用户的供气量，108m3／a；QU为下游市场需求气量，108m3／a；Qf为终端上岸气量总和，108m3／a；QDFf为东方海管上岸气量，108 m3／a；QLDf为乐东海管上岸气量，108 m3／a；QLD为乐东气区通过乐东海管的卜岸气，108 m3／a；QF/H为东方F／H平台通过乐东海管的补气量，108m3／a；QCO2为气体通过脱碳装置后放空的CO2量，108 m3／a；QC1、QC2、QM1、QM2分别为化学公司一、化学公司二、甲醇厂一、甲醇厂二合同需求量，108 m3／a；QP为向管输公司供应量，108m3／a；Qdc为脱碳装置进气量，108m3／a；cfCO2为原料气中CO2摩尔分数；cprCO2为净化气中CO2摩尔分数；Qpr为净化气量，108m3／a；Qref为末经脱碳的原料气量，108m3／a；QreDEf、QreLDf分别为东方和乐东未脱碳原料气量，108m3／a。

     为了简化计算模型，可将天然气中所有烃类组分视为甲烷，根据下游各用户对热值的要求，推算出各外输气对非烃含量的要求，有如下擦制方程[9]。

终端向下游市场供应气中非烃含量应不大于用户需求气中非烃含量：QSnh≤QUnh       (9)

终端向下游市场供应气中非烃含量：QSnh=QDEf·cDFnh+QLD·cLDnh+QF/H·cf/hnh-QCO2      (10)

下游市场需求气中非烃含量：Qunh=QC1·cc1nh+QC2·cc2nh+QM1·cm11nh+QM2·Cm2nh+Qp·cpnh      (11)

气体中非烃含量组成：cnh=CN2+Cco2            (12)

净化气中N2含量：cprN2=cfN2／[1-(cfCO2-cprCO2)／(1-cprCO2)]     (13)

     式中QSnh为终端向下游市场供应气中非烃气气量，108m3／a；QUnh为用户需求气中非烃含量，108m3／a；cDFnh、cLDnh、cF/Hnh、cc1nh、cc2nh、cm1mh、cm2nh、cpnh分别为东方上岸气、乐东气区上岸气、F／H平台补气、化学公司一供气、化学公司二供气、甲醇厂一供气、甲醇厂二供气、管输公司供气中非烃的摩尔分数；cnh为天然气中非烃摩尔分数；cN2为天然气中N2摩尔分数；cCO2为天然气中CO2摩尔分数。

终端向下游市场供应气中CO2含量与下游用户需求气中CO2含量的关系如下：min(QUCO2)≤QSCO2≤max(QUCO2) 　(14)

终端向下游市场供应气中CO2含量：  QSCO2=QDF·cDFCO2+QLD·cLDCO2+QF/H·cF/HCO2-QCO2 　 (15)

下游市场需求气中CO2含量：  QUCO2=QC1·cc1CO2+QC2·cc2CO2+QM1·cm1CO2+QM2·cm2CO2+QP·cpCO2    (16)

脱碳装置进气量：Qdc=QDFdc+QLDdc          (17)

东方脱碳气量与乐东脱碳气量间换算关系：    QDFdc(Cdfco2-cprCO2)=QLDdc(Cldco2-cprCO2)      (18)

根据装置当前实际脱碳能力推算其可处理原料气量(Qcal)：    Qcal=QCO2(1-cprCO2)／(cfCO2-cprCO2)      (19)

     式中QSCO2分别为销售气中CO2气量，108m3／a；cDFCO2、cLDCO2分别为东方与乐东上岸气中CO2摩尔分数；cF/HCO2为F／H平台补气中CO2摩尔分数；cc1CO2、cc2CO2、cm1CO2、cm2CO2、cpCO2分别为化学公司一、化学公司二、甲醇厂一、甲醇厂二、管输公司要求的CO2摩尔分数。

     基于建立的东方终端外输气调控计算模型，编制了东方终端外输调控计算程序[10-11]。利用迭代计算程序对终端已建脱碳装置的处理能力能否满足气体处理需要进行校核，同时确定是否需要补气。计算程序用逻辑框图如图2所示。

3．2．1新增脱碳装置规模与补充气量计算

     根据调控计算模型确定出2018－2022年逐年需进入脱碳装置处理的气量，与基于当前终端已建的3套脱碳装置实际脱碳能力推算的逐年可处理气量对比，确定出是否需新增脱碳装置、新增脱碳装置的规模。同时将东方上游平台需要补充的气量与平台可以补充的气量对比，确定出对管输公司的供气状况，计算结果如表5所示。

     据表5可知，在本阶段油气田开发过程中需新增脱碳装置，规模为2.2×108m3／a，进装置CO2摩尔分数为32％。

     在开发生产过程中，基于目前的合同供气量，当供气量不足时补充气仅来自东方F／H平台的情况下，2018－2020年终端厂可以满足下游所有用户的供气需求，2021－2022年对管输公司供气量小足。

3．2．2外输用户气体调配

     当确定出补充气量、脱碳进料气量及管输公司配给气量后，基十外输用户调配气计算程序，可计算出开发过程中对下游用户逐年的调配结果，表6以2020年为例给出东方终端调控方案。

3．2．3计算结果分类

     在计算过程中，由于上岸气条件、终端现有生产工艺及当前向下游销售合同的等因素的限制，根据终端脱碳装置状况和向下游用户供气状况，计算结果可能会出现9种调控工况，其中脱碳装置状况包括：①是否需要新增脱碳装置以及脱碳装置原料气来源；②向下游用户供气状况分为外输富裕，外输满足或外输不足。

     在2018－2022年生产过程中，终端调控计算工况共出现上述工况中的3种，包括：①无需新增脱碳装置，脱碳原料气取自东方海管，不需要F／H平台补气，对管输公司的供气量大于合同需求量；②需要新增脱碳装置，脱碳原料气取自东方海管，需要F／H平台补气，可以满足管输公司供气合同需求量；③需要新增脱碳装置，脱碳原料气均取自东方海管，需要F／H平台补气，对管输公司的供气量有缺口。

     1)利用多气源多用户型终端外输调控计算模型，校核了东方终端已建脱碳装置的处理能力能否满足气体处理的需要，并确定了脱碳装置的扩容规模，判断了上游来气量是否满足用户需求及确定出东方F／H平台的补气量，并为终端后续生产提出了指导性调控方案。

     2)在2018－2022年气田开发过程中，由于上岸气条件、终端现有生产工艺及当前向下游销售合同的等因素的限制，根据终端脱碳装置状况和向下游用户供气状况，终端调控共出现3种运行工况。

     3)外输调控计算模型具有较强的适用性，可用于复杂多气源、多用户型天然气处理厂外输调控系统的设计与校核，并能在生产过程中根据上游米气组分与气量的变化及下游合同变更，给现场操作人员提供建议性操作方案，具有方法简便、建模迅速和较强的实用性等特点，提高了终端外输调控的有效性，保证了外输气的气质。

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