李珞，王煜(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300450)

0 引言

某油田是區(qū)域天然氣外輸?shù)臉屑~平臺，肩負著區(qū)域天然氣處理外輸、輕烴處理外輸?shù)钠D巨任務。該油田日外輸天然氣約50萬立方米，由于目前外輸天然氣露點偏高(-15 ℃)，從而造成甲醇使用量較大，同時由于至終端海管連接處為三通，無法實現(xiàn)常規(guī)通球，增加了海管凍堵的風險。

另外，外輸輕烴回收系統(tǒng)無法匹配現(xiàn)有工況需求，造成下游接收輕烴品質較差，增加了終端輕烴處理負擔，無法達到銷售品質，同時增加了海管水化物生成風險，影響外輸天然氣海管的運行安全。天然氣的外輸品質直接影響著終端的天然氣、輕烴品質以及海管的穩(wěn)定運行。因此提高該區(qū)域的外輸氣品質尤為重要[1]。

1 現(xiàn)狀調查

1.1 露點波動

1.1.1 三甘醇品質差

由于三甘醇脫水和再生系統(tǒng)自投運以來長時間的運行，對三甘醇緩沖罐取樣發(fā)現(xiàn)三甘醇顏色為棕色并帶有小顆粒雜質，經(jīng)化驗純度為93%，分析認為該平臺接收上游A平臺外輸濕氣，由于燃氣品質問題，天然氣中含有硫化氫(30 mg/L)，且海管較長(32 km)天然氣在輸送過程中有大量液態(tài)水和液烴析出，長時間反應腐蝕形成的硫化亞鐵等雜質溶于液烴中，硫化氫及液烴進入接觸塔造成三甘醇污染。[2]

在該工況條件下，測試天然氣露點為-16.3 ℃；現(xiàn)場添加180 L三甘醇運行24 h后，在取樣化驗純度為94.2%，現(xiàn)場測試天然氣露點為-20.6 ℃。

1.1.2 三甘醇循環(huán)量不匹配現(xiàn)有工況

三甘醇再生系統(tǒng)有2臺三甘醇循環(huán)泵，為柱塞泵，單臺每小時處理量為1 m3/h，通過調節(jié)三甘醇循環(huán)泵的沖程來控制三甘醇的循環(huán)量。三甘醇的循環(huán)量直接影響著三甘醇和天然氣的接觸面積，三甘醇越少，吸收的水分也就越少，但三甘醇循環(huán)量過大，貧甘醇進入接觸塔時阻力也會增大，可能會出現(xiàn)氣攜液的情況，造成三甘醇的浪費(月?lián)p失量＞70 L)，因此需要在現(xiàn)有工況下通過觀察露點找出最合理的的循環(huán)量。

在其他條件不變的情況下，只調節(jié)三甘醇循環(huán)泵的循環(huán)量，記錄在不同循環(huán)量下，流程穩(wěn)定后的外輸氣露點值，分析循環(huán)量對脫水效果的影響，如圖1所示。

圖1 三甘醇循環(huán)量與外輸氣露點關系曲線圖

由此看出，三甘醇的循環(huán)量越大，干氣露點越低，但是露點降低的趨勢越來越小。經(jīng)過多次的試驗和對數(shù)據(jù)的分析驗證，隨著三甘醇循環(huán)量的增大，貧甘醇進入接觸塔時阻力會增大，可能會出現(xiàn)氣攜液的情況，造成三甘醇的浪費，因此干氣露點的降低趨勢減小。

1.1.3 天然氣中硫化氫含量高

(1)檢測該油田單井物流基本無硫化氫，數(shù)據(jù)如表1所示。

(2)通過對天然氣流程取樣測量硫化氫發(fā)現(xiàn)，上游A平臺入口來氣及流程設備中的硫化氫含量偏高。如表2所示。

表1 單井產(chǎn)氣硫化氫檢測數(shù)值

表2 硫化氫檢測記錄

檢測該油田單井物流基本無硫化氫。經(jīng)過細菌檢測，發(fā)現(xiàn)流程各處均存在SRB，由此可知硫化氫來源為流程SRB滋生，進而產(chǎn)生次生硫化氫。對生產(chǎn)流程添加殺菌劑，細菌含量明顯下降，同時硫化氫含量明顯下降。如表3所示。

通過對天然氣流程取樣測量硫化氫發(fā)現(xiàn)，上游A平臺入口天然氣硫化氫偏高，且在輸送過程中有大量液態(tài)水和液烴析出，長時間腐蝕反應形成的硫化亞鐵等雜質溶于液烴中，硫化氫及液烴進入接觸塔造成三甘醇污染，從而降低三甘醇純度，造成露點升高。

1.1.4 天然氣溫度偏高

中壓壓縮機天然氣出口溫度顯示在35～38 ℃，分析認為天然氣溫度越低，天然氣中的水分就越容易析出，也就越容易被三甘醇所吸收脫出，因此認為天然氣的溫度偏高也是導致露點偏高的因素之一[3]。

表3 殺菌劑處理結果對比表

該平臺中壓壓縮機天然氣出口溫度在35～38 ℃，在通過改變上游壓縮機海水冷卻器的流量進而改變天然氣進入三甘醇接觸塔的溫度，待流程穩(wěn)定后，記錄下外輸天然氣的露點，得出多個數(shù)據(jù)繪制如圖2所示。

由圖2可以看出濕氣的進塔溫度對外輸氣的露點影響較大，濕氣進塔溫度越高或者越低時，干氣露點反而越大。經(jīng)過仔細研究發(fā)現(xiàn)，濕氣溫度越高越不利于水分的析出，濕氣溫度越低時，會造成吸收塔內溫度過低，和氣流直接接觸的貧甘醇溫度就會過低，進而造成甘醇溶液黏度過大，氣泡增多，甘醇的損失量也會增加。

圖2 濕氣進塔溫度與外輸氣露點關系曲線圖

1.2 輕烴品質差

1.2.1 設備結構設計不合理

該油田接收上游B平臺外輸濕氣，經(jīng)長距離輸送后，接收來液中存在游離水的情況，段塞流捕集器為氣液兩相分離器，排液出口位于容器底部，即使在罐內實現(xiàn)了烴水分層，在底部排出管線內將再次烴水混合，容易造成烴中還有較多的游離水，增加了下游中壓分離器的處理負擔。如果不進行回收，則烴水混合物排入閉排，造成資源浪費的同時，增加了環(huán)境污染，火炬黑煙現(xiàn)象嚴重。如果烴水混合物直接排放至下游海管，不但增加了終端的處理負擔，更增加了海管凍堵的風險(圖3)。

1.2.2 溫度設定不滿足要求

上游B平臺天然氣物流經(jīng)過電加熱器加熱后進入本平臺段塞流捕集器，電加熱器原來的安裝理念是將天然氣中的輕烴汽化處理，但是如此一來一方面會增加火炬燃燒灰度，污染環(huán)境，造成輕烴的資源浪費；另一方面輕烴隨天然氣進入壓縮機分離后排進閉排，排放的烴液對閉排處理造成很大負荷。目前的處理思路是對天然氣中的輕烴進行脫水提純回收，所以隨著處理要求的改變，電加熱器的設定溫度已不適合現(xiàn)有工況需求。

1.2.3 硫化氫腐蝕

該平臺接收上游A外輸濕氣，天然氣中含硫化氫，長時間反應腐蝕形成的硫化亞鐵等雜質溶于液烴中，海管通球取樣發(fā)現(xiàn)有較多黑色雜質，進入中壓分離器后，不能完全將黑色雜質脫除，隨輕烴經(jīng)過輕烴泵增壓后打入下游海管，造成下游終端廠接收輕烴品質較差。通球過程中收球筒雜質較多，且通球期間靶點測試發(fā)現(xiàn)氣樣品質較差。

2 對策實施

2.1 降低露點

2.1.1 三甘醇置換

如圖4和圖5所示，對三甘醇進行了整體替換，以提高其純度。

圖3 新增段塞流捕集器流程圖

圖4 置換前三甘醇取樣

圖5 置換后三甘醇取樣

效果驗證：系統(tǒng)恢復正常后記錄的天然氣露點為-23 ℃，此時的三甘醇濃度為99%，三甘醇置換前后的露點對比如表4所示。

表4 三甘醇濃度及露點對比表

2.1.2 三甘醇循環(huán)量調整

隨著三甘醇循環(huán)量的增大，貧甘醇進入接觸塔時阻力會增大，可能會出現(xiàn)氣攜液的情況，造成三甘醇的浪費，因此干氣露點的降低趨勢減小，通過不斷摸索，將三甘醇循環(huán)量確定為0.33 m3/h，日循環(huán)量為8 m3/d。

效果驗證：經(jīng)過一段時間的運行，外輸天然氣露點由-23 ℃降至-29 ℃，此舉對降低外輸天然氣露點有明顯效果。

2.1.3 清除硫化氫

上游A平臺天然氣海管入口加氣相緩蝕劑和脫硫劑，減緩海管腐蝕，降低硫化氫含量，定期開展海管通球，清除海管內雜質。

效果驗證：通過對氣相出硫化氫測試對比，海管出口硫化氫濃度明顯降低，靶點測試結果明顯好轉，海管通球取樣黑色物質減少。

2.2 輕烴品質提升

2.2.1 設備結構改造

對該平臺段塞流捕集器進行改造，賦予新增段塞流捕集器氣、水、烴三相分離排放的功能。在新增段塞流捕集器內部液相管線出口處安裝一段高度為700 mm短節(jié)，使捕集器內部液相出口管線始終排出上層輕烴介質，隔離下層底水，利用原有控制邏輯，將輕烴液位調節(jié)閥控制液位設定為900 mm，實現(xiàn)輕烴自動輸送至中壓分離器或者下游輸氣海管，達到輕烴回收目的。同時從罐體底部預留球閥新增配套底水排放流程，接入到該平臺生產(chǎn)分離器，并新增烴水界面液位計，用于控制罐體底部水層自動排放，防止水層液位過高造成輕烴含水，保障了外輸輕烴品質100%達標。改造流程如圖6和圖7所示。

圖6 新增段塞流輕烴流程改造示意圖

圖7 改造前后段塞流內部排烴管線入口高度對比圖

效果驗證：目前新增段塞流罐體內部結構已經(jīng)改造完成，實現(xiàn)了捕集器氣、水、烴三相有效分離的功能。底部至該中心平臺生產(chǎn)分離器頂部入口流程已經(jīng)改造完成，等待下一步完全接入，罐體底部積水利用原有流程自動排放至閉排。經(jīng)取樣化驗，輕烴出口達到基本無水狀態(tài)，效果優(yōu)異。

2.2.2 摸索調整電加熱器設定溫度

如表5所示，合理降低電加熱器溫度，減少輕烴汽化，增加輕烴回收量的同時有效脫出游離水[4]。

表5 溫度對烴液回收量和冷凝水量的影響對比表

通過不斷摸索，整理出電加熱器溫度對輕烴回收和冷凝水排出量的影響數(shù)據(jù)(圖8)，可知將電加熱器溫度設定值由40 ℃降低至34 ℃之后，再繼續(xù)下調溫度，輕烴回收量不在增加，冷凝水量基本不漲，為防止輕烴排液管線出現(xiàn)凍堵，最終將電加熱器溫度設定為34 ℃。

效果驗證：經(jīng)過一段時間的運行，段塞流輕烴無含水，火炬黑煙消失。

圖8 溫度對烴液回收量和冷凝水量的影響對比圖

2.2.3 清除硫化氫

參見2.1.3。

3 效果核實

3.1 降低露點

3.1.1 檢查目標完成情況

此項目完成于2021年10月底，通過以上方法改進技術和運行一個月后，前后取樣對比如圖9所示。

圖9 項目實施前后露點變化對比圖

從露點變化趨勢可以看出，通過上述措施的綜合實施，外輸天然氣露點明顯降低，并且能夠保持穩(wěn)定，達到了此次活動的初衷。

3.1.2 經(jīng)濟效益

成本：本次活動不需要外委施工，均為自檢自修，成本可忽略不計。

收益：由于對策效果明顯，外輸天然氣露點顯著下降，減少了三甘醇及甲醇兩種藥劑的消耗，降低了運營成本。據(jù)估算，每年可減少三甘醇消耗8桶(180 L/桶)，可節(jié)省費用約6.5萬元；每年可減少甲醇消耗5罐(2 m3/罐)，可節(jié)省費用約3.76萬元。以3年為期減少藥劑消耗量，降本增效的收益約30萬元。

效益：30萬元(收益)-0萬元(成本)=30萬元

因此此次活動收益至少為30萬元，由于此次活動長期有效，效益也將繼續(xù)增大。

3.1.3 環(huán)保效益

通過此次項目實施，使得該平臺至天然氣終端的天然氣海管凍堵的安全風險大大降低，海管安全運行得到有力保障。另外，因海管凍堵造成的天然氣大量放空的概率也接近于0，間接降低了因火炬放空量較大帶來的環(huán)保風險。

3.2 外輸輕烴品質提升

3.2.1 檢查目標完成情況

(1)此項目完成于2021年9月底，通過以上方法改進技術和運行一個月后，上游A平臺天然氣海管通球產(chǎn)物黑色物質消失，達到目標值。

(2) 2021年10月20日實驗中心對該油田外輸輕烴樣品進行化驗，確定輕烴外輸流程低點樣品為烷烴、環(huán)烷烴、芳香烴類物質，未發(fā)現(xiàn)其他類物質，符合輕質油成分特征，達到目標值。

(3)上游A平臺氣海管進行防腐治理之后，達到了很好的效果，外輸輕烴品質提升明顯，無黑色雜質，硫化氫含量降至為0，達到目標值(表6和圖10)。

表6 上游A平臺天然氣海管添加脫硫機前后硫化氫濃度對比表

圖10 上游A平臺天然氣海管添加脫硫機前后硫化氫濃度曲線圖

3.2.2 經(jīng)濟效益

成本：新增段塞流內部改造需要外委施工，改造總成本15萬元。

收益：由于對策效果明顯，外輸輕烴品質得到了明顯提升，達到了銷售品質，每天可新增合格輕烴外輸量達40立方米，按照每方4 000元計算，每年可創(chuàng)造效益超5 000萬元。

效益：2 160萬元(收益)-15萬元(成本)=2 145萬元由于此次活動長期有效，效益也將繼續(xù)增大。

3.2.3 環(huán)保效益

火炬黑煙消失，為海洋環(huán)境保護作出了貢獻，達到目標值。

4 結語

項目實施從油田生產(chǎn)實際需求出發(fā)，多方位多角度對生產(chǎn)流程問題進行了整改優(yōu)化，保證了平臺外輸氣品質極大優(yōu)化，降低了外輸天然氣海管凍堵的可能性，保證了海管的穩(wěn)定運行。目前日回收輕烴約50立方米，保障了陸地天然氣的供應，同時降低了外輸天然氣的硫化氫含量，滿足了人民群眾對天然氣的供給需求，踐行了保供氣的社會責任，降低了三甘醇的浪費和消耗，節(jié)約了成本，也為日后新平臺相關系統(tǒng)的投用和調試積累了寶貴的經(jīng)驗。