摘　要：中國海洋石油總公司東方終端屬于典型的多氣源多用戶型天然氣處理廠，在生產(chǎn)過程中為了滿足下游各用戶對氣量與氣質(zhì)(CO2含量、熱值等)的要求，需將部分上岸天然氣經(jīng)脫碳裝置處理后，再按不同比例與未脫碳的上岸天然氣摻混，滿足用戶要求后再外輸。因此，合理地控制進入脫碳裝置的氣量與摻混比例是保證終端外輸氣質(zhì)合格的關(guān)鍵。為此，以下游用戶氣量、氣質(zhì)要求為限制條件，結(jié)合終端現(xiàn)有生產(chǎn)工藝，按照控制單元內(nèi)流量守恒和組分守恒基本原理，建立了外輸調(diào)控系統(tǒng)數(shù)學(xué)計算模型，借此校核了東方終端已建脫碳裝置的處理能力能否滿足氣體處理的需要，確定了需要脫碳處理的氣量和脫碳裝置的擴容規(guī)模，以及上游來氣量是否滿足用戶需求，計算出東方F／H平臺的補氣量，為終端后續(xù)生產(chǎn)提出了指導(dǎo)性調(diào)控方案。利用該模型計算結(jié)果調(diào)控終端生產(chǎn)工藝，不僅保證了向下游用戶外輸天然氣的質(zhì)量，而且還可實現(xiàn)供氣量的最大化。該模型具有方法簡便、建模迅速和較強實用性等特點，有效地提高了東方終端的外輸調(diào)控能力。

     關(guān)鍵詞：東方氣田  天然氣處理廠  多氣源  多用戶  天然氣調(diào)質(zhì)  脫碳裝置  調(diào)控模型

     東方終端作為中國海洋石油總公司東方氣田與樂東氣田(以下簡稱東方氣田和樂東氣田)開發(fā)的一個重要組成部分，將海上油氣處理成合格商品氣后外輸至下游用戶[1-2]。上游進站海底管道(以下簡稱海管)共有2條，分別為輸送海上不同氣田生產(chǎn)物流的東方海管和樂東海管，下游用戶共有5家，屬于典型的多氣源多用戶型天然氣處理廠[3]。

     隨著海上東方氣田群開發(fā)項目的實施，東方和樂東兩條海管上岸氣量和組分均發(fā)生較大變化，而終端下游用戶化學(xué)公司與甲醇廠對天然氣中的CO2含量以及熱值有嚴格的要求，組分的較大波動有可能導(dǎo)致生產(chǎn)裝置緊急關(guān)停，裝置一旦關(guān)停，恢復(fù)正常生產(chǎn)周期較長，難度較大。因此，需要對終端已建脫碳裝置的處理能力進行校核，確定能否滿足上游氣田調(diào)整和開發(fā)的需要，同時確定上岸氣量能否滿足下游用戶要求及所需其他平臺的補氣量，并為后續(xù)實際生產(chǎn)提供調(diào)摔方案[4]。

擬定東方海管逐年輸送上岸氣量與組成如表1所示。

     樂東海管內(nèi)輸送物流可能包括2部分：①樂東氣區(qū)上岸氣；②當(dāng)上岸氣量不能滿足下游用戶需求時，暫定可用于補充氣量的東方F／H平臺產(chǎn)氣。擬定逐年氣量與組成如表2所示。

各用戶對氣量、氣質(zhì)的要求如表3所示。

表3中用戶非烴(碳／氮)含量指標(biāo)是根據(jù)各用戶熱值要求推算而得，推算時將所有烴類視為甲烷。

以整個東方終端作為控制單元，當(dāng)前已有氣體處理工藝流程如圖1所示。

     東方海管與樂東海管的上岸氣部分通過調(diào)控進入脫碳裝置，化學(xué)公司一和管輸公司全部由脫碳處理后的凈化氣供應(yīng)，其余3家用戶由凈化氣與未脫碳氣摻混調(diào)質(zhì)后供給。在外輸過程中由于東方終端不是管輸公司的唯一氣源，當(dāng)上游其他半臺補氣后外輸氣量仍不足，無法滿足下游用戶對總氣量的要求，則減小對其外輸氣量；當(dāng)上游其他平臺無需補氣且上岸氣仍有富裕時，多余氣量則輸送至管輸公司。

     根據(jù)終端現(xiàn)場反饋信息，日前已建的東方一期與二期脫碳裝置實際處理能力達不到設(shè)計能力。各套脫碳裝置的設(shè)計與運行狀況如表4所示[6-7]。

     東方一期和二期脫碳裝置實際處理能力小于設(shè)計處理能力，而樂東脫碳裝置實際處理能大于設(shè)計能力。

     根據(jù)銷售合同對氣量與氣質(zhì)(天然氣熱值和CO2含量)的要求，利用控制單元內(nèi)流量守恒、組分守恒基本原理，通過多約束優(yōu)化、迭代計算，實現(xiàn)終端配氣方案的最優(yōu)化。對于控制單元有以下調(diào)控計算方程[8]。

根據(jù)供需平衡關(guān)系，終端向下游用戶的可供氣量與下游用戶需求量有如下關(guān)系：Qs=Qu 　(1)

終端向下游市場可供氣量：Qs=Qf-QCO2　　(2)

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

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

原料氣通過脫碳裝置CO2放空量：QCO2=Qdc(cfCO2-cprCO2)／(1-cprCO2)       (6)

原料氣通過脫碳裝置后凈化氣量：Qpr=Qdc-QCO2              (7)

未經(jīng)脫碳的原料氣量：Qref=Qf-Qdc=QreDEf+QreLDf      (8)

     式中Qs為終端可向下游用戶的供氣量，108m3／a；QU為下游市場需求氣量，108m3／a；Qf為終端上岸氣量總和，108m3／a；QDFf為東方海管上岸氣量，108 m3／a；QLDf為樂東海管上岸氣量，108 m3／a；QLD為樂東氣區(qū)通過樂東海管的卜岸氣，108 m3／a；QF/H為東方F／H平臺通過樂東海管的補氣量，108m3／a；QCO2為氣體通過脫碳裝置后放空的CO2量，108 m3／a；QC1、QC2、QM1、QM2分別為化學(xué)公司一、化學(xué)公司二、甲醇廠一、甲醇廠二合同需求量，108 m3／a；QP為向管輸公司供應(yīng)量，108m3／a；Qdc為脫碳裝置進氣量，108m3／a；cfCO2為原料氣中CO2摩爾分數(shù)；cprCO2為凈化氣中CO2摩爾分數(shù)；Qpr為凈化氣量，108m3／a；Qref為末經(jīng)脫碳的原料氣量，108m3／a；QreDEf、QreLDf分別為東方和樂東未脫碳原料氣量，108m3／a。

     為了簡化計算模型，可將天然氣中所有烴類組分視為甲烷，根據(jù)下游各用戶對熱值的要求，推算出各外輸氣對非烴含量的要求，有如下擦制方程[9]。

終端向下游市場供應(yīng)氣中非烴含量應(yīng)不大于用戶需求氣中非烴含量：QSnh≤QUnh       (9)

終端向下游市場供應(yīng)氣中非烴含量：QSnh=QDEf·cDFnh+QLD·cLDnh+QF/H·cf/hnh-QCO2      (10)

下游市場需求氣中非烴含量：Qunh=QC1·cc1nh+QC2·cc2nh+QM1·cm11nh+QM2·Cm2nh+Qp·cpnh      (11)

氣體中非烴含量組成：cnh=CN2+Cco2            (12)

凈化氣中N2含量：cprN2=cfN2／[1-(cfCO2-cprCO2)／(1-cprCO2)]     (13)

     式中QSnh為終端向下游市場供應(yīng)氣中非烴氣氣量，108m3／a；QUnh為用戶需求氣中非烴含量，108m3／a；cDFnh、cLDnh、cF/Hnh、cc1nh、cc2nh、cm1mh、cm2nh、cpnh分別為東方上岸氣、樂東氣區(qū)上岸氣、F／H平臺補氣、化學(xué)公司一供氣、化學(xué)公司二供氣、甲醇廠一供氣、甲醇廠二供氣、管輸公司供氣中非烴的摩爾分數(shù)；cnh為天然氣中非烴摩爾分數(shù)；cN2為天然氣中N2摩爾分數(shù)；cCO2為天然氣中CO2摩爾分數(shù)。

終端向下游市場供應(yīng)氣中CO2含量與下游用戶需求氣中CO2含量的關(guān)系如下：min(QUCO2)≤QSCO2≤max(QUCO2) 　(14)

終端向下游市場供應(yīng)氣中CO2含量：  QSCO2=QDF·cDFCO2+QLD·cLDCO2+QF/H·cF/HCO2-QCO2 　 (15)

下游市場需求氣中CO2含量：  QUCO2=QC1·cc1CO2+QC2·cc2CO2+QM1·cm1CO2+QM2·cm2CO2+QP·cpCO2    (16)

脫碳裝置進氣量：Qdc=QDFdc+QLDdc          (17)

東方脫碳氣量與樂東脫碳氣量間換算關(guān)系：    QDFdc(Cdfco2-cprCO2)=QLDdc(Cldco2-cprCO2)      (18)

根據(jù)裝置當(dāng)前實際脫碳能力推算其可處理原料氣量(Qcal)：    Qcal=QCO2(1-cprCO2)／(cfCO2-cprCO2)      (19)

     式中QSCO2分別為銷售氣中CO2氣量，108m3／a；cDFCO2、cLDCO2分別為東方與樂東上岸氣中CO2摩爾分數(shù)；cF/HCO2為F／H平臺補氣中CO2摩爾分數(shù)；cc1CO2、cc2CO2、cm1CO2、cm2CO2、cpCO2分別為化學(xué)公司一、化學(xué)公司二、甲醇廠一、甲醇廠二、管輸公司要求的CO2摩爾分數(shù)。

     基于建立的東方終端外輸氣調(diào)控計算模型，編制了東方終端外輸調(diào)控計算程序[10-11]。利用迭代計算程序?qū)K端已建脫碳裝置的處理能力能否滿足氣體處理需要進行校核，同時確定是否需要補氣。計算程序用邏輯框圖如圖2所示。

3．2．1新增脫碳裝置規(guī)模與補充氣量計算

     根據(jù)調(diào)控計算模型確定出2018－2022年逐年需進入脫碳裝置處理的氣量，與基于當(dāng)前終端已建的3套脫碳裝置實際脫碳能力推算的逐年可處理氣量對比，確定出是否需新增脫碳裝置、新增脫碳裝置的規(guī)模。同時將東方上游平臺需要補充的氣量與平臺可以補充的氣量對比，確定出對管輸公司的供氣狀況，計算結(jié)果如表5所示。

     據(jù)表5可知，在本階段油氣田開發(fā)過程中需新增脫碳裝置，規(guī)模為2.2×108m3／a，進裝置CO2摩爾分數(shù)為32％。

     在開發(fā)生產(chǎn)過程中，基于目前的合同供氣量，當(dāng)供氣量不足時補充氣僅來自東方F／H平臺的情況下，2018－2020年終端廠可以滿足下游所有用戶的供氣需求，2021－2022年對管輸公司供氣量小足。

3．2．2外輸用戶氣體調(diào)配

     當(dāng)確定出補充氣量、脫碳進料氣量及管輸公司配給氣量后，基十外輸用戶調(diào)配氣計算程序，可計算出開發(fā)過程中對下游用戶逐年的調(diào)配結(jié)果，表6以2020年為例給出東方終端調(diào)控方案。

3．2．3計算結(jié)果分類

     在計算過程中，由于上岸氣條件、終端現(xiàn)有生產(chǎn)工藝及當(dāng)前向下游銷售合同的等因素的限制，根據(jù)終端脫碳裝置狀況和向下游用戶供氣狀況，計算結(jié)果可能會出現(xiàn)9種調(diào)控工況，其中脫碳裝置狀況包括：①是否需要新增脫碳裝置以及脫碳裝置原料氣來源；②向下游用戶供氣狀況分為外輸富裕，外輸滿足或外輸不足。

     在2018－2022年生產(chǎn)過程中，終端調(diào)控計算工況共出現(xiàn)上述工況中的3種，包括：①無需新增脫碳裝置，脫碳原料氣取自東方海管，不需要F／H平臺補氣，對管輸公司的供氣量大于合同需求量；②需要新增脫碳裝置，脫碳原料氣取自東方海管，需要F／H平臺補氣，可以滿足管輸公司供氣合同需求量；③需要新增脫碳裝置，脫碳原料氣均取自東方海管，需要F／H平臺補氣，對管輸公司的供氣量有缺口。

     1)利用多氣源多用戶型終端外輸調(diào)控計算模型，校核了東方終端已建脫碳裝置的處理能力能否滿足氣體處理的需要，并確定了脫碳裝置的擴容規(guī)模，判斷了上游來氣量是否滿足用戶需求及確定出東方F／H平臺的補氣量，并為終端后續(xù)生產(chǎn)提出了指導(dǎo)性調(diào)控方案。

     2)在2018－2022年氣田開發(fā)過程中，由于上岸氣條件、終端現(xiàn)有生產(chǎn)工藝及當(dāng)前向下游銷售合同的等因素的限制，根據(jù)終端脫碳裝置狀況和向下游用戶供氣狀況，終端調(diào)控共出現(xiàn)3種運行工況。

     3)外輸調(diào)控計算模型具有較強的適用性，可用于復(fù)雜多氣源、多用戶型天然氣處理廠外輸調(diào)控系統(tǒng)的設(shè)計與校核，并能在生產(chǎn)過程中根據(jù)上游米氣組分與氣量的變化及下游合同變更，給現(xiàn)場操作人員提供建議性操作方案，具有方法簡便、建模迅速和較強的實用性等特點，提高了終端外輸調(diào)控的有效性，保證了外輸氣的氣質(zhì)。

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