高含硫天然气的矿场脱水

第30卷第2期(2011．02)(注采集输> 高含硫天然气的矿场脱水 陈珊1 1中国石油西南油气田分公司川中油气矿 陈舟2 卢华1 2中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司 摘要：我国舍硫天然气资源在总资源中所占比例较高，近年来发现的川东北部普光、罗家 寨等含硫气田，其天然气中硫化氢含量大大超出了常规水平。高含硫天然气脱水是干气集输的 关键，目前天然气脱水方法通常有冷却法：吸收法和吸附法等。应用较为广泛的三甘醇富 液汽提法和分子筛湿气再生法最适合用于高含硫天然气脱水工艺。鉴于三甘醇用于高含硫天然 气脱水目前还存在无法很好解决的问题等，因此推荐采用分子筛法。 关键词：高含硫天然气；脱水；三甘醇；分子筛；腐蚀 doi：10．3969／j．issn．1006-6896．2011．2．029 目前世界上已成功开发的高含硫天然气田主要 分布于加拿大、俄罗斯、美国、法国、德国等， HzS含量大致在10％～90％不等。我国含硫天然气 资源在总资源中所占比例较高，以四川盆地为代 的含硫气田开发已经有几十年时间。近年来发现的 川东北部普光、罗家寨等含硫气田，其天然气中硫 化氢含量大大超出了常规水平。川东北罗家寨、渡 口河、铁山坡气田硫化氢含量约为10％～15％。对 于从矿场开采出来的含有C0。、H。S的天然气需要 脱除天然气中的水分，以避免水合物和酸液的形 成，防止天然气在输送处理过程中有水冷凝出来进 而带来腐蚀问题⋯。高含硫天然气脱水是干气集输 的关键内容，其目的是为了保证从集气站去往净化 厂的管线不被腐蚀，以满足管输需求。 1 脱水方法 1．1低温冷凝脱水 对于高压天然气，冷却脱水是非常经济的，长 庆采气二厂、塔里木克拉2等均采用该方法。大庆 油田目前比较多地采用透平膨胀机脱水，四川的卧 龙河和中坝气田则使用了J-T阀脱水。它具有工艺 资15％；缩短供水距离和注水半径(≤3km)，注 水系统效率为60％以上；站场橇装化设计，建设 速度快l布站更为灵活，不仅满足了超前注水的要 求，而且也适应了产建调整变化的要求。注水地面 建设采用三种模式：一是新开发且形势不明朗的区 块，采用橇装注水站进行配注；水源直供，井站合 建，待开发形势明朗后建设骨架注水站；二是滚动 建产区块充分利用已建站场注水能力，铺设注水干 线满足超前注水需要i三是地质情况整体清楚、储 量规模基本落实、建设规模基本明确的区块地面系 统一次设计到位，提前实施。 (5)采出水处理与回注T艺。针对采出水矿化 度高、易结垢、腐蚀性强的特点，在二级沉降除 油+过滤工艺的基础上进行优化简化，逐步形成了 一套流程短、能耗低、设备精简、集成化高的采出 水处理流程。该流程具有除油罐和调节罐合二为 一、除油和悬浮物效率高、参数自动采集、监控， 智能诊断及自动控制等特点。 (6)多层系开发地面工艺技术。针对超低渗油 藏多套油层同时开发的特点，开展了多层系含水原 油混输结垢机理及防治T艺、混合污水改性处理工 艺等基础研究，解决多层系含水原油混输中出现的 结垢问题和注入水的配伍性问题，简化地面集输和 注水管网、满足多层系混合开发的需要。一是开展 了多层系含水原油混输结垢机理及防治下艺研究。 建立从井筒到地面的完善的防垢体系，优选阻垢药 剂，制定合理的工艺流程及丁艺参数，并研制高效 实用的除垢设备。二是应用了混合污水改性处理工 艺。通过离子调和，调节混合污水的成垢离子浓度 和pH值，保证注入水的配伍性。 长庆油田超低渗透油藏开发通过地面系统优 化，缩短r建设周期，降低了单井综合成本，投资 得到有效控制，确保了超低渗透油田规模经济有效 开发。 参考文献 【1】魏小林．长庆油田地面建设技术发展趋势探i,tIJ]．石油规划设 计，2009．20(5)：19-21． (栏日主持张秀丽) 一58一 油气田地面工程(http：／／www．yqtdrngc．corn) 万方数据 第30卷第2期(2011．02)(注采集输) 简单、设备较少等优点，但也有能耗高、水露点高 等缺点。 常规的低温分离脱水丁艺，对于高含硫天然气 脱水而言，在高压下，大量H。S溶解在气田污水 中，当压力降低、温度升高时HzS就会从气田污水 中溢出，从低温分离器出来的含醇污水中的H。S含 量高，如在罗家寨高含硫气田中其含量达14％一 17％，这给污水输送、醇液回收、尾气排放达标等 都造成了很大困难。虽然针对上述关键技术问题， 提出了含醇污水二级闪蒸和汽提进行预处理的技术 创新方案，但仍然存在含醇污水预处理的汽提T艺 缺乏工业生产参数，醇液储存有特殊要求，站场焚 烧后SO：的排放量高，对环境的污染影响较为严重 等问题。低温分离脱水对于高含硫的气质条件，国 内外均缺乏实际使用经验，缺少工业应用的情况。 1．2三甘醇脱水 三甘醇(TEG)脱水属于溶剂吸收法脱水，在 天然气工业中得到了广泛的应用。目前，三甘醇脱 水撬装装置已经形成3大类13个品种。TEG脱水工 艺已经广泛应用于净化天然气和低含硫天然气的脱 水，技术成熟可靠，非常适合对水露点要求不高的 场合。 对于高含硫天然气，三甘醇脱水的TEG富液 H。S含量高，再生温度高，腐蚀严重，再生工艺中 产生的废气和气田水较难处理，尾气中SO。排放也 难以达到环保。根据TEG富液再生方法的不 同，解决方案有对闪蒸气和再生气输送至净化厂方 案和TEG富液汽提两种【21。 ‘ 对于方案一，富液中含有大量H2s，若直接进 入再生系统，对设备、管道腐蚀非常严重，设备材 质选择困难。另外需建专用管道将闪蒸气和再生气 输送至天然气净化厂硫磺回收装置，工程量大，投 资高，输送风险大，对净化厂硫磺同收装置运行和 硫磺质量都有一定影响。TEG再生后的闪蒸气中 H：S浓度大，对设备和管道的腐蚀危害大。目前， 技术上还存在一些问题，不推荐采用此方案。 方案二是对TEG富液进行汽提(汽提气 为高压净化天然气，由天然气净化厂输送)，将 TEG富液从吸收塔下部集液箱排出，经富液增压泵 增压后进入富液汽提塔上部，与塔下部进入的净化 气逆流接触，富液中的大部分H。S被净化气带出， 由汽提塔顶返回到脱水吸收塔前的原料气管线。系 统构成复杂，可能泄漏的点增多，运行管理要求 高，运行成本较高，需要设置尾气烟囱对TEG闪 蒸过程中的含硫气进行焚烧，环境污染较大。湿气 及富液对设备的腐蚀严重，吸收塔内(即汽提前) 是否需加缓蚀剂还需要落实。需从天然气净化厂建 一条高压净化气管道至各脱水装置，且净化气还需 增压后汽提才能返回原料气中，流程复杂。 目前西南油气田公司在大天池等气田上已建有 多套=三甘醇脱水装置，处理的原料气硫化氢含量均 不超过O．01(摩尔分数)(原料气中含硫量较低， 最高为9g／m3)，装置运行基本正常。TEG富液汽提 方案在技术和理论上是可行的，但国外类似装置应 用实例极少，而且汽提所需要的净化气耗量高，运 行成本高，大量含硫气燃烧排放将对环境造成较为 严重的污染’。国外也仅有少数装置采用该方法。 1．3分子筛脱水 加拿大等围已将分子筛脱水技术广泛应用于高 含硫天然气的脱水，已建成的装置运行达几十年且 情况良好。随着对安全和环保的日益重视，国外近 期建成的高含硫脱水装置基本均为分子筛脱水。 分子筛的再生分为湿气再生和干气再生两种方 案。对于不含硫天然气，再生后的湿天然气经过冷 却分离后，可作为加热炉的燃料气，这种工况下使 用于气或湿气作为再生气对工程的投资和装置的运 行管理都没有较大的影响。 而对于含硫天然气，特别是高含硫天然气，再 生气不能作为燃料气，再生气通常都是经过冷却分 离后再返回到原料天然气中进行再次脱水，此时使 用湿气再生可利用原料天然气自身的压力能返回至 脱水塔前的原料天然气中，而使用干气作为再生 气，再生气则需由压缩机增压后返回至原料气中。 对于含硫天然气，使用分子筛脱水，在上游有压力 能可利用的条件下使用湿气作为再生气，装置可节 约～台压缩机，能耗也较小，但脱水深度相对较 低，水露点一般不超过一60oC；使用干气作为再生 气，压缩机必不可少，能耗较高，但脱水深度相对 较高，水露点可达一120oCB，。因此若采用此法进行 高含硫天然气脱水应采用湿气再生方案。 1．4膜分离技术脱水 天然气膜法脱水是近20多年来发展起来的一 门新技术，膜分离过程就是使混合物中各组分在压 力差、浓度差或电位差的作用下，通过特定的界面 ——“膜”进行传质，国外膜法脱水已经实现工业化。 膜法脱水具有丁艺简单，维护量少、安全性 高，不需要额；'Hln入溶剂，操作弹性大等优点。该 技术将避免单井至脱硫厂输送含硫天然气管道腐蚀 严重，管道积水产生的管输效率低等影响正常、安 全生产的问题，它将成为对传统脱水法极具竞争性 油气田地面z程(h'c'lzp：／／W’㈨，-yqtdmgc．c。m) 一59— 万方数据 第30卷筇2期(20t1．02)<注采集输) 的新1=艺。但存在烃损失、膜的塑化和溶胀性、浓 差极化、一次性投资较大、经常由于破损需要更换 等问题。在现有工业条件下，膜的性能还存在着不 稳定性。虽然膜分离法在天然气脱水中有其内在优 点，潜力非常大，但膜法天然气脱水的应用范围还 较窄，而且规模不大，国内至今尚未被广泛采用。 1．5超音速脱水 超音速分离技术是荷兰的Twister公司于2000 年推出的一种全新的天然气处理技术，属于天然气 脱水方法中的低温冷凝法。核心部件为超音速分离 器，其基本原理是利用拉瓦尔喷管，使天然气在自 身压力作用下加速到超音速，使天然气中的水蒸气 冷凝成小液滴，然后在超音速下产生强烈的气流旋 转将小液滴分离出来，并对干气进行再压缩。超音 速天然气脱水技术在国外已进入商业应用。国内对 超音速分离脱水技术的研究也取得了一些成果，申 请了部分专利。目前，该技术已在长庆油田采气二 厂进行了现场试验。 与常规技术相比。天然气超音速脱水系统比较 简单，易形成橇装系统，不需要使用化学药剂，可 减少有害气体的泄漏，允许远程操作，其可靠性很 高，日常维护很少，运行费用低。该方法非常适合 气田天然气脱水及油田伴生气和凝析气田气脱水， 取代加热、注醇、低温分离和=三甘醇脱水等系统。 超音速分离脱水装置可有效脱除气流中的C0：、 H：S等气体和汞等杂质，避免这些物质对天然气处理工艺的影响，但I愀在国内还没有得到广泛应用。 2脱水方案优选 通过对以上几种方案的工艺研究，应用较为广 泛的三甘醇富液汽提法和分子筛湿气再生法最适合 用于高含硫天然气脱水工艺。下面对这两种方法进 行对比。 2．1三甘醇富(TEG)液汽提法 2．1．1优点及存在的问题 (1)TEG富液汽提法优点是投资较低。 (2)TEG富液汽提法系统操作运行的风险大， 各脱水站均需要设置尾气烟囱对TEG闪蒸过程中 的含硫气进行焚烧，对环境有一定的污染。 (3)TEG存在一定的降解，TEG更换较频繁， 运行成本高。H：S含量为10％的天然气脱水时对 TEG的影响程度还需要落实。 (4)废弃的TEG处理困难，还需要落实。根 据资料介绍，国外也仅有拉克气田70年代建设的 少数装置采用了该方法，在后来建设的高含硫天然 气脱水装置均未再采用该方法。 2．1．2国内外使用情况 目前仅有法国拉克气田70年代建设的少数装 置采用了TEG富液气提工艺(距法围拉克气田50 km的具哥拉德油田含硫伴生气(H。S含量为10％一 15％)在送往拉克气田之前，在油田内用i甘醇进 行脱水。其特点是设有一个富液汽提塔，汽提介质 为从拉克工厂出来的净化气)。 2．2分子筛湿气再生法 2．2．1 优点及存在的问题 (1)分子筛湿气再生法技术成熟，流程简单， 操作维护方便，可能泄漏点少，可靠性和安全性高。 (2)由于采用湿气再生，再生气返回原料气 中，没有再生气附加处理问题。 (3)分子筛湿气再生法投资略高于TEG法， 废弃分子筛处理困难，对阀门质量要求非常高，容 易在再生气冷凝器管线和分离器排污管线处产生硫 沉积。 2．2．2国内外使用情况 根据国外公司技术交流情况和国外考察情况， 高含硫天然气脱水普遍采用分子筛法。 2．3方案选择 鉴于i甘醇用于高含硫天然气脱水还存在目前 无法很好解决的问题等，因此推荐采用分子筛法。 邀请多家国外专业公司进行技术交流时均认为分子 筛法用于高含硫天然气脱水是可行的，目前国外有 多套高含硫人然气的脱水装置采用分子筛法。采用 分子筛脱水{芰术实现了高含硫天然气干气输送，同 时也提高厂输送过程的安全性。 3分子筛脱水的发展 针对高含硫天然气的脱水，国外早在20世纪 60年代就成功应用了分子筛脱水工艺，已建成的 装置运行几十年且情况良好HI。目前仍有20多套类 似装置在运行，用于BPCanada和HuskyEnergy等 公司的集气站脱水，其H2s含量为lO％一30％。在 高酸性天然气脱水中普遍采用美国UOP公司生产 的耐酸分子筛AW一500。罗家寨气田采用分子筛吸 附法脱水工艺，干燥塔使用的是AW一500分子筛。 分子筛脱水应用于高含硫天然气，需要解决流程优 化、设备腐蚀和硫沉积等方面的问题。 目前我国分子筛主体装置主要从国外引进，配 套设施和公用工程由国内设计，应加快此装置的自 行研发。采用分子筛吸附脱水，需找到可用于工业 装置的抗酸眭专用分子筛，因此要进一步关注国内 一60一 油气田地面Z提(http：／／www．yqtdmgc．com) 万方数据 第∞卷筇2髓t2叭162)(注采集输) 某油}fI注水系统分压及优化节能技术 张瑞杰 常玉连 东北7J油大学机械科学与丁程学院 杨剑天 李江大从油Ⅲ采油四厂 摘要：对某油日注水系统进行建模和仿真模拟．针时系统压力分布，采用整体分压和部分 降压的方法，将系统管网通过干线问门切断划分为高，低压两个区域．进行分压注术。高压区 通过管网髓造技术专家系统分析踺策．在井排之间增加7一争DNl68mm的连通干线采缓解调 水受阻现象，对低压区6台注水采进行减级处理，2吉注水采安装前置变频政造，并优化注水泵 的开采万靠。谊方法在现场实施中取得T明显的节能鼓果．泵水单耗下降T027kWh／m’．系 统效率也提高72～3十百分点 关键词：诵m；注水采统；分压．仿真；优化；节能 doi：103969／jissnl。06—689620112∞0 1现状分析 某油田注水系统(包括并嗣运行的聚吒部分) 目前有10座注水站、72座配水间、14座注t凡站和 2257u注水井，每天开井数约1800—1∞0口， 注水嚣为9×I旷～10xl∥n竹d．注水平均单耗约 580kW～m。。酸油田注水系统的运行参数技能耗 分析见阁1。该注永系统巾有五方面的能耗损失． 其中机泵能耗和管阿压降属丁必要性的无用功．占 能量损失的228％；泵管压差和井管压差属于浪费 圈1某＆水系统能耗分析 性的无用功，占能量损失的199％；而井口注人水 量和压力所具有的有用功只占总能量的573％，每 年有将近一半的电量部浪费掉了⋯。m此可见，降 低泉管J氍差和井管鞭差仍然是注水系统节能的关键。 2分压及节能措施 分析该油田注术，}的注^压力分布规律发现： 只有束、西部井网运行的聚区注水井以及糸部过渡 带的注水井所需蕞的注^压力较高．在120—135 MPa之问．少数在135—150MPa之问，其余区域 的注水井压力几乎都低于180MPa。从闭1可以看 fI{，注水泵的平均压力在t66MPa．很显然系统的 整体压力盛高，而导致洼水，I：口诵节阀节流过大 (即井管压差过太)，造成系统能耗过大。 如果为了降低井骨压差而采用系统整体降压的 方式．就会导致东西部注入压力需求较高的注水 井不能满足配往需求。对注承系统进行建模和仿真 模拟分析一，针对系统压力分布情况．提出了对谖 注水系统进行整体分压和部分降压的方法．将系统 管阿通过干线阀门切断划分为高、低压两个区域， 进行分压注水．高压区进行管网结构改造和注水泵 开泵方案优化，对低压区进行降压摘整，米降低井 管压差。注水策采取减级、前置变频改造和开泵优 化等措施．以便降鹱，从而降1氐泉管压差，碱少系统 口目屯 21注水管用分压 丹压时要考虑到管刚的布局，走向．公路的位 外抗酸性分子筛的研究T作和进展。 参考文献 川Ⅲ△R tmj，m*^#≮。}}日Ⅸm$‰T￡#$⋯∞≮ 日№《』《2003，22《51：8。 12】自《《§，mi#☆*n★#≮№mIZ&$mi_寸[JI*镕≮ ％im舯_J62“a 1—4 ㈣％月}*i7$#☆№”≮ⅢHf#＆女I．Z*&∽镕* t＆a晰30{2)：I∞一104 【4j**日}目目，$#．*A《^#1Ⅸ$#t镕№$自女％ H*＆*№镕'椰】^镕≮1j6∞2㈣目(1}36—40 雹 圈，； _ 『 _ ^k『 ． 一 一t『 I～ rT 、 ■ u 、 ■ r r 一■一 ． 一 一iI ．I 1 、●●l _一 J¨ 一i曼；》h，●#! w ¨¨÷ ¨ 万方数据 高含硫天然气的矿场脱水 作者： 陈珊， 陈舟， 卢华 作者单位： 陈珊,卢华(中国石油西南油气田分公司川中油气矿)， 陈舟(中国石油集团工程设计有限责 任公司西南分公司) 刊名： 油气田地面工程 英文刊名： OIL-GASFIELD SURFACE ENGINEERING 年，卷(期)： 2011,30(2) 本文链接：http://d.g.wanfangdata.com.cn/Periodical_yqtdmgc201102029.aspx