趙德銀 姚彬 姚麗蓉 湯晟

中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司

在油氣處理工藝中會(huì)伴隨有酸廢氣排出，酸廢氣由H2S和CO2組成，具有毒性和窒息性，可嚴(yán)重威脅人身安全，并可破壞生態(tài)環(huán)境，所以需對(duì)酸氣進(jìn)行處理。傳統(tǒng)的酸氣處理方法有硫磺回收法和放空燃燒法等[1]。硫磺回收工藝是將H2S轉(zhuǎn)變?yōu)榱蚧菃钨|(zhì)進(jìn)行銷售，該方法具有一定的經(jīng)濟(jì)效益，但是其設(shè)備裝置投資費(fèi)用高，而且受到硫磺回收市場(chǎng)的限制和約束[2]。放空燃燒法是直接將酸氣放空燃燒，該方法是直接、簡(jiǎn)單、經(jīng)濟(jì)，但是燃燒產(chǎn)物會(huì)破壞環(huán)境。

目前，酸氣回注技術(shù)以零排放、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保等優(yōu)點(diǎn)正逐漸替代硫磺回收和放空燃燒方法[3]。酸氣回注工藝涉及酸氣壓縮、管道輸送以及注入地下儲(chǔ)存層，該工藝既可實(shí)現(xiàn)H2S和CO2的零排放，又可借助注入壓力提高開采油藏地層壓力，實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)。國(guó)外酸氣回注技術(shù)工藝已趨成熟，美國(guó)和加拿大已有70多個(gè)酸氣回注系統(tǒng)正常運(yùn)作且未發(fā)生重大事故[4]，而國(guó)內(nèi)目前還沒有酸氣回注應(yīng)用案例，本文以塔河油田二號(hào)聯(lián)合站為研究對(duì)象，結(jié)合國(guó)外設(shè)計(jì)案例。對(duì)酸氣回注工藝設(shè)計(jì)及相應(yīng)的過程進(jìn)行分析、模擬、校核。

1 酸氣回注工藝

酸氣回注工藝是將酸性氣體壓縮至足夠高的壓力，再用管道輸送至回注井，進(jìn)而通過井筒注入預(yù)先選定的儲(chǔ)藏地層。整體工藝流程包括酸氣增壓、脫水、管道輸送、井口注入4個(gè)部分[3]，工藝流程如圖1所示。因酸氣含水且具有腐蝕性，回注工藝設(shè)計(jì)需注重酸氣相平衡、水合物預(yù)防、壓縮設(shè)備選型、管輸工藝、井筒回注等關(guān)鍵技術(shù)。

圖1 酸氣回注工藝流程Fig.1 Process flow of acid gas reinjection

酸氣回注工藝設(shè)計(jì)由于僅已知初始酸氣物性和回注地層狀態(tài)，一般采取逆流程方向進(jìn)行設(shè)計(jì)[5]。首先通過酸氣組分相圖確定總體的工藝方案，根據(jù)回注井井底壓力、溫度確定井筒注入壓力，然后根據(jù)管輸摩阻損失量確定壓縮機(jī)出口壓力，再根據(jù)該壓力下酸氣相平衡曲線和含水量情況選取合適的壓縮級(jí)數(shù)和脫水方式?；刈⒐に嚦跏妓釟庖话銥槌爻呵液杏坞x水，而游離水的存在會(huì)造成酸氣腐蝕性的增強(qiáng)和水合物的生成，威脅工藝系統(tǒng)的安全運(yùn)行，因此整體工藝設(shè)計(jì)應(yīng)嚴(yán)格控制酸氣水含量。

2 二號(hào)聯(lián)酸氣回注工藝設(shè)計(jì)

塔河油田二號(hào)聯(lián)合站（簡(jiǎn)稱“二號(hào)聯(lián)”）屬于塔河油田6號(hào)油區(qū)油氣集輸處理工程部分，原油脫硫處理能力368×104t/a，主要用于酸化油、老化油的凈化處理。為了回收酸廢氣，對(duì)二號(hào)聯(lián)輕烴站MDEA天然氣凈化裝置再生塔排放的酸氣采取加壓近距離輸送至TK7-640CH回注井進(jìn)行封存。

2.1 酸氣相態(tài)分析

二號(hào)聯(lián)MDEA裝置排放的初始酸氣壓力為90～100 kPa，溫度為41.7℃，設(shè)計(jì)排放量為12 000 m3/d（在0℃、1個(gè)標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下，以下類同），組分如表1所示，屬于濕酸氣。

表1 初始酸氣組分Tab.1 Initial acid gas component 體積分?jǐn)?shù)/%

經(jīng)HYSYS軟件繪制初始酸氣相圖如圖2所示，其水合物生成溫度范圍為10～30℃，臨界溫度為56℃，臨界壓力為8.5 MPa。水合物生成溫度較高，應(yīng)設(shè)置脫水工藝以防止壓縮、管輸、調(diào)壓過程形成水合物，堵塞管路。

圖2 初始酸氣相圖Fig.2 Initial acid gas phase diagram

目前，在天然氣工業(yè)中，常見的脫水方法有乙二醇吸收法、冷卻脫水法和分子篩吸收法[6]。乙二醇吸收法是最為常見的脫水方法，但其在脫水的同時(shí)，酸氣組分CO2和H2S也極易被乙二醇吸收，造成乙二醇再生過程產(chǎn)生大量酸性氣體。分子篩吸收一般適用于深度脫水，不適用于酸性氣體的實(shí)際應(yīng)用環(huán)境，因?yàn)榉肿雍Y墊層不僅吸附水，還易于吸附H2S和CO2[7]。冷卻脫水法主要運(yùn)用氣體與熱交換器進(jìn)行換熱達(dá)到冷卻效果，在酸氣進(jìn)入氣體交換器和急冷器前均要注入吸收劑，以防止水合物的生成，雖然脫水效果好，但是加劑成本高，而且酸氣也會(huì)部分冷凝排出，造成二次污染。

考慮到本工藝回注井地層壓力較高，壓縮工藝壓比大，以及為避免目前普遍存在的過度設(shè)計(jì)問題，本工藝酸氣脫水采用壓縮脫水方式。

2.2 總工藝流程

二號(hào)聯(lián)酸氣回注工藝方案如圖3所示，二號(hào)聯(lián)酸氣回注工藝采用源頭增壓方案，酸氣自MDEA裝置出口管線接入回注增壓脫水系統(tǒng)，以便酸氣壓縮、脫水裝置的集中建設(shè)和運(yùn)行管理。

圖3 二號(hào)聯(lián)酸氣回注工藝方案Fig.3 Acid gas reinjection scheme of No.2 Multi-puropose Station

（1）初始酸氣：90～100 kPa，41.7℃，排放量為12 000 m3/d。

（2）壓縮脫水后酸氣：15 MPa，50℃，排放量為11 120 m3/d。

（3）采用壓縮脫水方式降低水含量。

（4）管道沿線設(shè)置多個(gè)緊急截?cái)嚅y，以限制事故時(shí)酸氣放空量；在管道進(jìn)出口端點(diǎn)處安裝壓力、流量和溫度傳感器，以檢測(cè)管道的泄漏狀態(tài)。

（5）回注井前設(shè)置壓力調(diào)節(jié)閥，以控制回注壓力和流量。

（6）井口回注壓力12.089 MPa，溫度20℃，酸氣為11 120 m3/d。

2.3 井筒回注工藝設(shè)計(jì)

TK7-640CH井筒垂直深度為5 547.44 m，斜向深度為6 040 m，地層壓力為60.07 MPa，溫度為100℃，油管內(nèi)徑為76 mm，具體井筒高程分布如表2所示。

井筒回注壓力和相態(tài)可由GLEWpro軟件[8]確定，該軟件根據(jù)脫水酸氣組分（表1）、井筒高程（表2）、回注流量等參數(shù)最終確定回注井酸氣壓力分布（圖4）、密度分布（圖5）和溫度分布（圖6）。

表2 井筒高程分布Tab.2 Wellbore elevation distribution

圖4 回注井酸氣壓力分布模擬Fig.4 Simulation of acid gas pressure distribution in reinjection Wells

初步確定了酸氣回注所需要的壓力等級(jí)，據(jù)此可進(jìn)行下一步工藝設(shè)計(jì)。分析結(jié)果顯示，回注井口壓力為12.089 MPa，回注量為11 120.13 m3/d，回注溫度為20℃。

圖5 回注井酸氣密度分布模擬Fig.5 Simulation of acid gas density distribution in reinjectionWells

2.4 管輸工藝設(shè)計(jì)

圖6 回注井酸氣溫度分布模擬Fig.6 Simulation of acid gas temperature distribution in reinjection Wells

酸氣從處理廠酸氣壓縮脫水出口到TK7-640CH回注井為管道輸送，該段管道全程2.5 km，處于地勢(shì)平坦地區(qū)，無(wú)高差起伏。酸氣管道工藝設(shè)計(jì)與常規(guī)油氣管道設(shè)計(jì)大致相同，計(jì)算壓降和溫度損失的一般方法也適用于酸氣管道[9]。為了防止管道腐蝕，酸氣管道工藝應(yīng)關(guān)注管道內(nèi)液體流動(dòng)的速度，管道最大沖蝕速度為

式中：Vmax為管道允許的最大沖蝕速度，為4.08 m/s；ρ——流體密度，為600.73 kg/m3。

由于酸氣在管道流動(dòng)過程中無(wú)游離酸水產(chǎn)生，故選用X70碳鋼。根據(jù)Colebrook管道流動(dòng)模型，綜合考慮管輸要求和較小的管道壓降，初步選取管道Φ26.67 mm×2.87 mm，其內(nèi)徑為20.93 mm。針對(duì)X70管道，最大運(yùn)行壓力16 MPa，不考慮腐蝕余量，分別采用GB50253和ASME標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行酸氣輸送管道管壁厚度設(shè)計(jì)計(jì)算，結(jié)合管道水力流動(dòng)和強(qiáng)度要求，選擇尺寸為DN26.67 mm的管道，其壁厚為2.87 mm，腐蝕余量大于2 mm。

2.5 壓縮工藝設(shè)計(jì)

大多數(shù)壓縮工藝設(shè)計(jì)時(shí)遵循多級(jí)壓縮，每級(jí)壓縮比小于4∶1的原則[10]，對(duì)于酸氣而言，壓縮機(jī)組應(yīng)控制排出溫度在150～180℃范圍內(nèi)。加拿大Gas Liquids Engineering公司典型酸氣工程設(shè)計(jì)（圖7）是H2S體積分?jǐn)?shù)為75%、CO2體積分?jǐn)?shù)為25%的酸氣壓縮和冷卻過程[11]，確定5℃酸氣露點(diǎn)的保障距離，以達(dá)到酸氣充分脫水、防止冷凝的效果，并且最終以液相狀態(tài)排放。

五級(jí)壓縮：

圖7 酸氣（75%H2S和25%CO2）四級(jí)壓縮至11 MPaFig.7 Pressure of acid gas(75%H2S and 25%CO2)compressed to 11 MPa by four stages

本研究采用四級(jí)壓縮，綜合考慮站內(nèi)處理工藝、管道、井筒及今后酸氣注入量變化的壓力需求后，每級(jí)壓比定為3.5，使用Ariel公司的Perfor‐mance軟件計(jì)算并初選該公司生產(chǎn)的JGJ/4型往復(fù)式壓縮機(jī)，由此確定了塔河油田二號(hào)聯(lián)合站壓縮工藝（圖8）。圖9為酸氣壓縮過程相圖，圖10為壓縮過程含水量變化圖，圖11為壓縮過程酸氣量變化圖，圖12為壓縮過程脫水量變化圖。

圖8 塔河油田二號(hào)聯(lián)合站壓縮工藝Fig.8 Compression process of No.2 Multi-puropose Station in Tahe Oilfield

經(jīng)過HYSYS軟件模擬，結(jié)果顯示：

（1）在酸氣壓縮的前三級(jí)壓縮過程中，酸氣以氣相狀態(tài)存在，有效避免酸氣冷凝，而且酸氣溫度始終保持大于露點(diǎn)5℃的安全范圍，滿足5℃酸氣露點(diǎn)的安全距離。

（2）酸氣經(jīng)過四級(jí)壓縮后，壓力達(dá)到15 MPa，再經(jīng)過管道輸送和井筒回注前的調(diào)壓閥調(diào)節(jié)，井口處酸氣的壓力為12 MPa，滿足回注壓力要求。

圖9 酸氣壓縮過程相圖Fig.9 Phase diagram of acid gas compression process

圖10 壓縮過程含水量變化Fig.10 Variation of water content during compression

圖11 壓縮過程酸氣量變化Fig.11 Variation of acid gas amount during compression

（3）經(jīng)過四級(jí)壓縮、冷卻和脫水之后含水量的體積分?jǐn)?shù)為0.53%，脫水總量為698.494 kg/d，脫水效果顯著，壓縮后酸氣以純液相狀態(tài)排出，并且在后續(xù)管道輸送和井筒回注過程中只有凝析相，不產(chǎn)生游離酸水。

圖12 壓縮過程脫水量變化Fig.12 Variation of dehydration amount during compression

2.6 工藝模擬分析

表3為回注工藝關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)處物流結(jié)果，圖13為整體的酸氣回注工藝的壓力-溫度關(guān)系。

圖13 整體酸氣回注工藝P-T關(guān)系曲線Fig.13P-Trelationship of overall acid gas reinjection process

表3 工藝關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)物流結(jié)果Tab.3 Logistics results of process key node

圖14 塔河油田二號(hào)聯(lián)酸氣回注工藝Fig.14 Acid gas reinjection process of No.2 Multi-puropose Station in Tahe Oilfield

結(jié)合各關(guān)鍵工藝設(shè)計(jì)結(jié)果，基于HYSYS軟件建立塔河油田二號(hào)聯(lián)酸氣回注工藝流程，整個(gè)工藝過程如圖14所示：酸氣自MEDA再生塔進(jìn)入1號(hào)分離器進(jìn)行氣液分離，分離后的酸氣經(jīng)過四級(jí)壓縮、冷卻、脫水過程管輸至TK7-640CH回注井。

由表3和圖14分析可知，初始酸氣經(jīng)壓縮脫水后壓力達(dá)到15 MPa，酸氣中水的體積分?jǐn)?shù)降低至0.53%，能有效防止水合物生成，液相酸氣管輸過程壓降小，經(jīng)調(diào)壓閥調(diào)壓后到達(dá)井口時(shí)溫度為20℃，壓力為12.089 6 MPa，在井筒內(nèi)壓力和溫度逐漸升高，酸氣到達(dá)井底6 040 m時(shí)溫度為90.8℃，壓力為60.07 MPa，與地層條件相近。

3 結(jié)束語(yǔ)

根據(jù)塔河油田二號(hào)聯(lián)合站的實(shí)際生產(chǎn)情況，以酸氣回注量11 120.13 m3/d和回注井井底流壓60 MPa為主要設(shè)計(jì)條件，在充分調(diào)研國(guó)外酸氣回注實(shí)例基礎(chǔ)上，分別對(duì)二號(hào)聯(lián)的酸氣回注壓縮工藝、管輸工藝、回注工藝進(jìn)行了詳細(xì)的設(shè)計(jì)計(jì)算。設(shè)計(jì)采用四級(jí)往復(fù)式壓縮機(jī)，壓縮機(jī)出口壓力為15 MPa，管道采用Φ26.67 mm×2.87 mm，回注井口壓力為12.089 MPa。依據(jù)酸氣的特性，采用壓縮脫水的方式，脫水量為698.494 kg/d，脫水后酸氣中水的體積分?jǐn)?shù)為0.53%，保證了管輸和回注過程無(wú)游離水產(chǎn)生，避免了設(shè)備腐蝕和水合物生成。