許愛(ài)華 譚建華 張保書(shū) 張 靖 劉文偉

中國(guó)石油塔里木油田公司, 新疆 庫(kù)爾勒 841000

0 前言

新疆克深2氣田是西氣東輸主力氣源地之一[1],設(shè)計(jì)產(chǎn)能120×108m3/a。該氣田天然氣中CH4含量高,非烴類氣體含量低,幾乎不含凝析油,屬于典型的干氣氣藏[2],CO2體積分?jǐn)?shù)為0.59%～1.18%,平均0.766%,CO2分壓為0.123 MPa,不含H2S,地層水氯離子含量為125 333.3 mg/L,總礦化度為216 733.3 mg/L,原料氣進(jìn)站溫度為61 ℃。投產(chǎn)初期出現(xiàn)J-T閥卡阻、低溫分離器工作異常等問(wèn)題,技術(shù)人員通過(guò)三階段生產(chǎn)試運(yùn)、現(xiàn)場(chǎng)拆檢、分析化驗(yàn),并參考迪那[3-5]、大北[6]、克拉[7-8]等氣田運(yùn)行情況,判定卡阻是由于天然氣處理廠原料氣中含蠟組分,導(dǎo)致脫水脫烴裝置低溫分離器蠟堵[9],影響裝置的正常運(yùn)行。

查閱國(guó)內(nèi)外相關(guān)文獻(xiàn),天然氣含蠟現(xiàn)在還沒(méi)有成熟的處理工藝技術(shù)[10],無(wú)相應(yīng)的天然氣除蠟經(jīng)驗(yàn)可供參考,工程投產(chǎn)領(lǐng)導(dǎo)組召集設(shè)計(jì)院、運(yùn)行人員、質(zhì)量檢測(cè)單位、施工單位以及分離器內(nèi)構(gòu)件供貨商等技術(shù)人員,并邀請(qǐng)石油大學(xué)相關(guān)專家,從設(shè)計(jì)情況、全組分分析研究問(wèn)題原因,并采用UniSim Design和HYSYS軟件模擬,通過(guò)實(shí)驗(yàn)室溶蠟試驗(yàn),發(fā)明了一種天然氣脫蠟工藝,解決了低溫分離結(jié)蠟問(wèn)題。

1 投產(chǎn)運(yùn)行情況

克深處理廠于2015年7月29日進(jìn)行試投產(chǎn),單套處理量為480×104m3/d,J-T閥開(kāi)度32%、低溫分離器溫度-15 ℃,進(jìn)站壓力為10.97 MPa,溫度為61 ℃,外輸壓力為6.5 MPa,外輸溫度20 ℃。4～5 d后,第Ⅰ、Ⅱ脫水脫烴裝置J-T閥開(kāi)度逐漸增大,而處理量不變,判斷出現(xiàn)凍堵現(xiàn)象,采取更換乙二醇注入頭、核查容器分離器內(nèi)件,并在J-T閥前連續(xù)加注甲醇20 h(25 L/h),均無(wú)效果。采取升溫措施,低溫分離器內(nèi)運(yùn)行溫度提升至10 ℃,低溫分離器壓差和分離效果恢復(fù)正常,本階段試運(yùn)乙二醇消耗70 t左右。

清洗后繼續(xù)第二階段試運(yùn),低溫分離器壓差仍然會(huì)持續(xù)上漲,隨著處理量的增大和低溫分離器運(yùn)行溫度的降低,差壓的增大速率會(huì)進(jìn)一步加快,5 d后,待上漲到43.7 kPa后,分離器不降液,乙二醇消耗非常大,相當(dāng)于注入量,現(xiàn)場(chǎng)拆解J-T閥和低溫分離器,分析結(jié)晶物,基本排除水合物影響,判斷卡阻原因是由于天然氣處理廠原料氣中蠟組分降溫時(shí)析出,從而堵塞J-T閥和低溫分離器內(nèi)構(gòu)件,導(dǎo)致差壓變大,嚴(yán)重影響裝置運(yùn)行。低溫分離器清洗出的結(jié)晶物照片見(jiàn)圖1。

圖1 低溫分離器清洗出的結(jié)晶物照片F(xiàn)ig.1 Crystal from the cleaning of the low temperature separator

2 原因分析

2.1 設(shè)計(jì)復(fù)核

克深2氣田一期工程包括天然氣處理廠1座、單井站20座、集氣站1座,處理廠包括1 000×104m3/d脫水脫烴裝置2套,凝析油處理裝置1套,天然氣脫水脫烴[11]采用“注乙二醇”+“J-T閥節(jié)流制冷”低溫分離工藝,醇烴液三相分離,乙二醇再生循環(huán)使用,脫水脫烴裝置流程見(jiàn)圖2。凝析油處理采用三相分離,并定期通過(guò)槽車運(yùn)送至大北天然氣處理廠穩(wěn)定處理。對(duì)集氣裝置的生產(chǎn)分離器、脫水脫烴裝置的前冷器、后冷器、原料氣分離器以及低溫分離器進(jìn)行了處理能力核算,均能滿足1 000×104m3/d的處理能力。其中低溫分離器直徑為1 600 mm，高度為 8 898 mm，在操作壓力6.5 MPa、操作溫度分別為-15 ℃和-29.7 ℃下運(yùn)行,低溫分離器內(nèi)件均能夠滿足分離液滴≥5 μm,脫除效率≥99%的生產(chǎn)要求。

圖2 脫水脫烴裝置流程圖Fig.2 Flowchart of dehydration and hydrocarbon dew-point control device注:為氣相取樣點(diǎn)，為液相取樣點(diǎn)。

2.2 天然氣組分分析

2.2.1 原設(shè)計(jì)原料氣組成

克深2氣田選用兩口勘探井錄取的參數(shù)作為方案設(shè)計(jì)依據(jù)的開(kāi)發(fā)方案指標(biāo),見(jiàn)表1。

從表1中可以看出,地質(zhì)參數(shù)只包含C1～C9,未有效錄取C10以后相關(guān)參數(shù),這對(duì)常規(guī)氣田工藝的選擇影響不大,普通氣體色譜儀只能檢測(cè)至C9,對(duì)氣體中含量較少的重質(zhì)組分無(wú)法檢測(cè),重質(zhì)組分通常采用油色譜進(jìn)行檢測(cè)。由于設(shè)備精度限制,而低溫分離器實(shí)際清洗出的結(jié)晶物具有蠟質(zhì)特性[12],經(jīng)化驗(yàn)結(jié)晶物中C14含量94.672%,因清洗時(shí)部分組分可能揮發(fā),為進(jìn)一步落實(shí)蠟在天然氣中的分布狀態(tài),檢測(cè)人員立即開(kāi)展實(shí)際生產(chǎn)情況下的天然氣中蠟組分全組分分析。

表1 克深2氣田開(kāi)發(fā)方案指標(biāo)表Tab.1 Indexes of Keshen-2 gasfield development program

2.2.2 取樣全組分分析

檢測(cè)人員根據(jù)《天然氣取樣導(dǎo)則》,針對(duì)實(shí)際生產(chǎn)情況下的裝置選取集氣干線原料氣、生產(chǎn)分離器液相、原料氣生產(chǎn)分離器(入口氣相、出口氣相、出口液相)、原料氣后冷器出口氣相、低溫分離器(出口氣相、出口液相,結(jié)蠟固相)及產(chǎn)品氣進(jìn)行取樣分析,取樣點(diǎn)見(jiàn)圖2中標(biāo)識(shí),采用專用氣瓶取樣后,立即送至實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行化驗(yàn)分析。由于該氣田氣體中含有少量重質(zhì)組分,通過(guò)調(diào)整氣相色譜參數(shù),將色譜儀運(yùn)行溫度調(diào)整至約300 ℃,更換色譜柱為50 m色譜柱,以提高檢測(cè)精度,并與質(zhì)譜儀聯(lián)用,利用質(zhì)譜儀確定組分,色譜儀確定含量,從而測(cè)得氣體全組分組成,并應(yīng)用軟件模擬固相沉積點(diǎn),利用模擬結(jié)果指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)工藝操作參數(shù)的調(diào)整,范圍拓寬到C1～C30+各有機(jī)組分,CO2、H2S、N2等氣體及汞、氦等微量元素的摩爾含量分析。落實(shí)蠟組分、含量、析蠟點(diǎn)、凝固點(diǎn)等基礎(chǔ)數(shù)據(jù),分析天然氣中的蠟組分狀態(tài)分布規(guī)律和蠟組分的析出溫度,全組分結(jié)果見(jiàn)表2～4。

表2 取樣點(diǎn)氣相組分表Tab.2 Components of sample gas phase

2.2.3 蠟組分分布規(guī)律

根據(jù)原料氣氣象色譜和質(zhì)譜分析結(jié)果可以看出,蠟組分在天然氣中的狀態(tài)分布規(guī)律為:C1～C6組分占比遵循常規(guī)逐漸降低,但C7組分占比顯著增加;C7之后基本沒(méi)有C8、C9組分,隨即又出現(xiàn)數(shù)量可觀的C10～C14組分,其中C12、C14組分含量高,C14之后組分含量降低,但C18組分又顯著增加,異構(gòu)烷烴含量遠(yuǎn)大于正構(gòu)烷烴含量。

由表3可以看出,低溫分離器液相中含有C714.92%,C1214.513%,C139.249%,C1420.194%,C1812.388%。其組分與天然氣中重?zé)N組分分布趨勢(shì)吻合。生產(chǎn)分離器、原料氣分離器由于工作溫度較高(約25 ℃),蠟組分析出較少,出口液相油含量很低。

表3 低溫分離器液相組分表Tab.3 Liquid phase components of the low temperature separator

由表4可以看出,低溫分離器內(nèi)固相結(jié)晶堵塞物中含量最高的為C14,摩爾含量高達(dá)94.549%,為低溫分離器清洗結(jié)晶主要烴類,從正構(gòu)烷熔點(diǎn)圖中可查得其正構(gòu)烷烴熔點(diǎn)為5.5 ℃。固相主要組分與天然氣中重?zé)N組分分布趨勢(shì)吻合。其中C14為低溫分離器清洗結(jié)晶主要烴類,通過(guò)查找正構(gòu)烷熔點(diǎn)圖,其正構(gòu)烷烴熔點(diǎn)為5.5 ℃,因此當(dāng)分離器運(yùn)行溫度為-15 ℃時(shí),導(dǎo)致以C14為主的重?zé)N在J-T閥和低溫分離器內(nèi)構(gòu)件處凝結(jié)形成蠟堵,造成壓差增大,裝置運(yùn)行異常。

表4 低溫分離器清洗結(jié)晶組分表Tab.4 Components of crystal from the cleaning of the low temperature separator

綜上,克深天然氣中重?zé)N呈跳躍式分布,分離裝置液相組分呈隔段分布,結(jié)合固相中主要組分情況可以說(shuō)明天然氣中微量的重?zé)N導(dǎo)致克深處理廠蠟堵問(wèn)題。

2.3 結(jié)蠟?zāi)M分析

根據(jù)原料氣全組分分析最新數(shù)據(jù),采用HYSYS軟件[13]和UniSim Design對(duì)工藝裝置進(jìn)行模擬計(jì)算,計(jì)算出裝置的結(jié)蠟條件,在原料氣分離器之前蠟形成溫度為8.2 ℃,在J-T閥之前蠟形成溫度為2 ℃,J-T閥之后蠟形成溫度為-7.9 ℃,而實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中,J-T閥之前工作溫度為0～5 ℃,J-T閥之后工作溫度為-15 ℃,J-T閥前后天然氣工作溫度均低于天然氣蠟形成溫度,必然會(huì)造成蠟堵,與實(shí)際運(yùn)行情況一致。HYSYS軟件計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 設(shè)備工作溫度和結(jié)蠟溫度對(duì)比表Tab.5 Comparison of equipment operating temperature and wax deposition temperature ℃

3 結(jié)蠟解決對(duì)策

3.1 除蠟對(duì)策

根據(jù)克深處理廠實(shí)際生產(chǎn)情況,提出洗蠟工藝[14]和溶蠟工藝兩種除蠟對(duì)策。傳統(tǒng)洗蠟工藝需要停產(chǎn)操作,即在注乙二醇防水合物[15-16]生成的情況下，當(dāng)J-T閥開(kāi)度效果不靈、低溫分離器內(nèi)構(gòu)件壓差持續(xù)增大時(shí),判斷為蠟堵,需要停產(chǎn)進(jìn)行洗蠟操作,一般的脫水脫烴裝置運(yùn)行5～7 d則需要進(jìn)行停產(chǎn)清蠟一次,頻繁清蠟,同時(shí)低溫分離器長(zhǎng)期承受溫度交變沖擊的影響,易造成復(fù)合板材料09 MnDiR應(yīng)力疲勞腐蝕,威脅安全生產(chǎn),這種方法缺點(diǎn)較多。

根據(jù)天然氣中蠟組分狀態(tài)分布規(guī)律,技術(shù)人員發(fā)現(xiàn)天然氣中重?zé)N組分呈跳躍式分布,天然氣中基本沒(méi)有C8、C9組分,且分離裝置液相組分呈隔段分布,容易想到“相似相溶”原理,即極性相似的兩者互溶度大,因此嘗試研發(fā)一種溶蠟劑[8],在不停產(chǎn)的情況下去除天然氣中的蠟組分。

3.2 實(shí)驗(yàn)室溶蠟試驗(yàn)

由于天然氣中微量C14為主的重?zé)N組分導(dǎo)致克深處理廠蠟堵問(wèn)題,天然氣中基本沒(méi)有C8、C9組分,取含C7、C8、C9組分較多的溶劑與克深低溫分離器中洗出的蠟按比例混合,然后放置于冰箱中開(kāi)展溶蠟試驗(yàn),見(jiàn)表6。試驗(yàn)結(jié)果顯示,在一定的溫度條件下,足夠量的該溶劑能夠溶解天然氣中的重?zé)N組分,阻礙其形成固態(tài)的蠟堵塞裝置。

表6 試驗(yàn)情況表Tab.6 Test situation

3.3 溶蠟工藝

在目前脫水脫烴處理裝置[17]主體工藝不進(jìn)行重大改變的基礎(chǔ)上尋求解決蠟堵問(wèn)題的途徑,節(jié)省投資、方便生產(chǎn)管理,同時(shí)盡快使生產(chǎn)裝置運(yùn)行正常,不留安全隱患,采用溶蠟劑是解決結(jié)蠟的最佳方案。根據(jù)“相似相溶”原理,選擇與該氣田含蠟組分相似的量多、易配、運(yùn)輸方便的輕烴與凝析油按一定比例混合作為溶蠟劑,組分見(jiàn)表7。并設(shè)計(jì)了溶蠟流程,通過(guò)軟件模擬優(yōu)選在原料氣分離器之前的空冷器位置加注溶蠟劑,當(dāng)處理量為360×104m3/d時(shí),溶蠟劑加注量310 kg/h,模擬出裝置結(jié)蠟點(diǎn)為-30.15 ℃,從而解決了析蠟問(wèn)題。

3.4 溶蠟工藝分析

以處理650×104m3/d天然氣為例,乙二醇加注量均為1 000 kg/h,溶蠟劑加注量為400 kg/h時(shí)與不加注的工藝模擬計(jì)算結(jié)果對(duì)比見(jiàn)表8。

表8 模擬計(jì)算結(jié)果對(duì)比表Tab.8 Comparison of simulation calculation results

從表8模擬計(jì)算結(jié)果可知從低溫分離器分出的溶蠟劑+液烴為:506.1 kg/h-381.4 kg/h=124.7 kg/h,加注量為400 kg/h,可以得出液烴損失量為275.3 kg/h,從模擬結(jié)果看該液烴損失是由于克深天然氣組分太貧溶蠟劑被攜帶到天然氣中,占到加注量的69%,這與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)相吻合;外輸天然氣的水露點(diǎn)為-26.67 ℃,烴露點(diǎn)為-16.25 ℃,均滿足天然氣外輸氣質(zhì)要求,丙烷以上組分在進(jìn)入下游輪南輕烴深度回收裝置時(shí)被進(jìn)一步回收。

3.5 溶蠟劑回收

以處理650×104m3/d天然氣為例,乙二醇加注量均為1 000 kg/h,溶蠟劑加注量為400 kg/h時(shí),溶蠟劑回收與不回收的工藝模擬計(jì)算結(jié)果對(duì)比見(jiàn)表9。

表9 模擬計(jì)算結(jié)果對(duì)比表Tab.9 Comparison of simulation calculation results

4 現(xiàn)場(chǎng)改造及運(yùn)行情況

對(duì)現(xiàn)有工藝流程進(jìn)行改造,增加溶蠟劑回收緩沖罐1臺(tái),實(shí)現(xiàn)溶蠟劑回收,從模擬計(jì)算結(jié)果看,低溫分離器分出的輕烴可作為溶蠟劑循環(huán)使用[18-19],循環(huán)量為554 kg/h,J-T閥后結(jié)蠟溫度-22.25 ℃,同不回收方案相比結(jié)蠟溫度上升了7.9 ℃,但仍滿足工藝需要[20],溶解的蠟223 kg/h可從生產(chǎn)分離器分離出來(lái)進(jìn)入油系統(tǒng)。溶蠟劑循環(huán)過(guò)程中會(huì)有少量損失,可根據(jù)生產(chǎn)實(shí)際運(yùn)行情況適當(dāng)時(shí)機(jī)補(bǔ)充,初步測(cè)算每年可節(jié)省溶蠟劑費(fèi)用3 000萬(wàn)元。

5 結(jié)論

1)天然氣中蠟組分狀態(tài)分布復(fù)雜,對(duì)于高溫、高壓、高產(chǎn)“三高”天然氣田,若有條件,應(yīng)盡可能進(jìn)行全組分分析,且范圍拓寬到C1～C30+各有機(jī)組分,以及CO2、H2S、N2等氣體及汞、氦等微量元素,確保設(shè)計(jì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)全面準(zhǔn)確,工藝設(shè)計(jì)更加科學(xué)合理。

2)新疆克深2氣田天然氣中微量的重?zé)N在低溫時(shí)析出是導(dǎo)致克深處理廠蠟堵問(wèn)題的原因?？松钐烊粴庵兄?zé)N呈跳躍式的分布,分離裝置液相組分呈隔段分布,利用相似相溶原理研發(fā)的脫蠟劑可顯著降低析蠟溫度。

3)通過(guò)對(duì)不同的溶蠟劑工藝模擬計(jì)算結(jié)蠟溫度并對(duì)比得出,加注C7、C8、C9組分越高的溶蠟劑,結(jié)蠟點(diǎn)降低越明顯。而且可以實(shí)現(xiàn)循環(huán)加注,在進(jìn)站空冷器之前加注溶蠟劑,同樣可以降低結(jié)蠟點(diǎn)溫度。通過(guò)近一年的生產(chǎn)運(yùn)行,驗(yàn)證了加注溶蠟劑防止結(jié)蠟效果顯著,脫水脫烴裝置運(yùn)行正常。