海上气田乙二醇回收系统的优化研究

第42卷第22期广州化工Vol 42 No 222014年11月Guangzhou Chemical IndustryNov.2014生产技术海上气田乙二醇回收系统的优化研究曹莉,齐志彬2,汪杨3,李婷←(Ⅰ西南石油大学,四川成都6l0501;2中海石油深海开发有限公司,广东珠海519050;3四川石油天然气建设工程有限责任公司川东分公司,四川成都6102134山西国化压缩燃气有限责任公司,山西太原030006摘要:在深水气田开发过程中,通常采用乙二醇作为水合物抑制剂,并采用乙二醇回收单元(MRU)作为深水天然气生产处理设施。针对海上气田开发方位的独特性,本文介绍了海上乙二醇回收装置,将其与陆地传统乙二醇回收装置进行比较,分析了深水含盐乙二醇回收系统(MRU)可能会遇到的问题,对深水含盐乙二醇回收系统(MRU)可能存在乙二醇降解、乙二醇损失和盐沉积等问题提出了优化方案,以利于系统的优化运行关键词:海上气田;乙二醇回收;优化运行中图分类号:TE5文献标志码:A文章编号:1001-9677(2014)022-0159-03Research of Offshore Gas Field of Ethylene Glycol Recovery System OptimizationCAO Li, q1 Zhi-bin, WANG Yang, LI Ting(1 Southwest Petroleum University, Sichuan Chengdu 610501; 2 CNOOC Deep-water Development Co., LtdGuangdong Zhuhai 519050; 3 Sichuan Oil and Gas Construction Engineering Co, Ltd., Sichuan Chengdu 6102134 Shanxi International Energy Compressed Natural Gas Co, Ltd., Shanxi Taiyuan 030006, China)Abstract: In the process of gas field development in deep sea, ethylene glycol was usually used as hydrate inhibitorand ethylene glycol recovery unit MRU)was used as the deep natural gas production and processing facilities. For theuniqueness of offshore field development orientation, the sea glycol recovery unit was introduced, the sea device wascompared with traditional land glycol recovery unit, the deep saline glycol recovery system MRU) problems mayencounter were analyzes, and the optimization scheme was put forward for problems may exist in deep salt glycol recoverysystem (MRU) such as ethylene glycol degradation, for optimal operation of the systemKey words offshore gas field; ethylene glycol recovery; optimal operation由于深海气田海床温度低,在气田生产过程中难免会有地盐,而陆上气田的生产水中多数是不含盐或含盐量极低,故传层水随天然气一同采出,一般从井口到处理设施这段管线内的统的陆地再生型MRU流程不能适应海上气田开发,海上MRU天然气压力都比较高,如果管线(尤其是海底管线)周围环境系统有考虑脱盐流程的必要。温度较低的话,含水的高压低温天然气很容易形成天然气水合海上MRU主要包括以下三个部分:①预处理单元;②脱物,对管线形成冻堵,造成管线阀门等设备堵塞,给天然气生水单元;③脱盐单元。产造成严重的问题,影响了生产的正常运行。因此,开发方案中必须考虑天然气水合物的防治,以保证在气井开井、计划关富乙烃类和CO气体停或紧急意外关停等其他生产作业过程中不会有水合物形成预处理单元}■水单元堵塞油管或海底管线。脱盐单元低溶解度盐目前,通常使用的天然气水合物抑制剂是甲醇和乙二醇高溶解度盐甲醇可用于任何操作温度下的天然气管道和设备,甲醇通过高图1乙二醇回收系统工艺流程图蒸气压可被直接注人管道,但甲醇的气相损失较大,价格低廉,回收作业费用大,所以对其回收不经济。与甲醇相比,乙进入预处理单元的乙二醇富液(含有烃类,酸性气体,凝二醇无毒,比甲醇沸点高,蒸发损失小,利用再生装置可对其析油和氧气)在乙二醇富液罐闪蒸,闪蒸出溶液中的烃类并注实现循环使用,可很大程度的减少生产作业费用,适用于处理人脱氧剂和NaY溶湳除去氧气并对沉淀下来的2价气量较大、温度较高、需连续注入抑制剂的地方。在气田生产金属盐中国煤化工,过滤后的乙二醇富液进过程中,甲醇和乙二醇这两种水合物抑制剂分别用在紧急泄放入脱水CNMHG生的乙二醇贫液进行分工况及投产单井启动工况和正常工况下。选用乙二醇(MEG)流,一部分进入内分曷器脱盐,一价盐在溶液中浓度饱和析作为水合物抑制剂,必须进行回收,循环使用出,从而达到了脱除一价盐的目的(分流量根据地层水中的含盐量和再生后乙二醇贫液允许的溶解盐量确定),最后与未参1海上气田乙二醇回收系统加脱盐的乙二醇贫液一起被直接回注水下井口海上MRU系统与传统的陆地再生型MRU系统的区别在于由于海上气田开发方位的独特性,生产水中通常含有大量160广州化工2014年11月(1)最明显的区别在于海上的回收装置比陆地上的多了一计控制进罐的液相,使进罐的液相平稳进人,防止进罐的流量个脱盐环节。因为海上气田从含盐多、使用效率、占用面积、波动从而导致脱盐效果降低。当罐内液位达到一定的值后,此维修成本的角度更适合使用含脱盐流程的乙二醇回收装置时,生产的安全性和流程的稳定将比脱盐效果更为重要,所以般海上气田的地层水中含较多的盐类,如果不及时脱除,那么系统从流量控制转变为由罐的液位控制。控制系统同时也应用盐类逐渐沉积结垢在回收装置的容器、换热器、管线等处,造于再生装置的其他部分,例如富乙二醇预处理罐到下游2个乙成系统的堵塞,轻则影响设备的运行效率,重则导致设备的故二醇再生塔这段流程就采用了串级控制,这里将不再赘述。障甚至事故。海上气田的生产水中富含二价盐和一价盐,脱除二价盐主要是化学反应,向富MEG中添加而NoH、No、2系统常见问题分析溶液,富MEG内的盐离子与其反应,生成难溶性的沉淀Mg(OH)2、CaCO3等。一价盐的脱除主要是通过将水和MEG在海上含盐乙二醇回收系统中,主要存在乙二醇降解、乙蒸出,使溶液中的一价盐离子浓度饱和析出来实现的。在乙三能影响因素二醇损失和盐沉积和结垢、腐蚀3等问题。导致这些问题的可醇回收装置中增加脱盐这一环节,大大降低了盐类沉积堵塞再生装置的机率。而陆地气田从建造成本、陆地比海上更易维(1)二价金属阳离子的影响修、含盐少的特点更适用不含脱盐设备的乙二醇回收装置,其生产水中除了含有一价盐离子外,同时还含有大量的二价主要是闪蒸出富液中烃类,然后脱除其中水分来达到乙二醇回盐离子,如Fe2+、M2等,这些盐离子的溶解度随着温收的目的。由于陆地乙二醇回收装置不包括脱盐环节,经过长度降低而下降。生产水随天然气被从高温气藏中采出并通过海期运行操作后盐类会逐渐沉积在裝置中,这就需要及时处理沉底管道输送至处理系统的过程中温度不断下降,盐离子的溶解积物,以免影响生产2。使得盐离子浓度增加而导致进积。由于乙二醇会吸收天然气中的部分酸性气体,所以循环使用的乙二醇pH值不断下乙二醇富液去火炬降,这将导致碳钢腐蚀速率加速,造成腐蚀产物沉积,形成的FeCO3,CaCO3和Mg(OH)2等将沉淀在循环加热器表面,并且可溶解二价盐的累积,会形成高粘度、类似于泥浆状的混合过热蒸汽进物,这将严重的影响盐的沉降脱除,影响加热器的换热效率和过热蒸汽出设备的使用周期(2)乙酸盐的聚集〔高换热烈L四强罐少去注系统在高温闪蒸分离器中,乙酸盐的溶解度剧增这将会导致设备腐蚀。(3)氧气的影响乙二醉储乙二醇系统中含有的溶解氧,不但在高温下易使乙二醇化降解,生成酸等腐蚀性等产物,而且溶解氧本身也会加速金属的腐蚀过程,当溶解氧浓度小于1mg/L时就可能会引起碳图2陆地乙二醇再生流程图钢的腐蚀,氧腐蚀速率会随着温度升高的加快。(2)海上气田采用了透平发电机和压缩机,该种类透平可(4)乙二醇的降解以用天然气或柴油作燃料,燃烧产生的废热的能量足够乙二醇在MRU系统中,部分乙二醇在再生高温下热降解,产生的大再生使用,不需要其他专门设备用于给乙二醇再生提供热量。分子甘醇使乙二醇溶液的粘度增加,影响循环加热器的换热效果而陆地乙二醇再生一般都是用锅炉或者加热器去加热介质,介(5)防腐剂和阻垢剂的聚集质受热生成蒸汽,再用蒸汽给再生提供热量,由于蒸汽的压缩在MRU中随着乙二醇的循环使用会使得乙二醇中添加的比较大,压力波动较大,所以给再生提供的热量不均匀,加大防腐剂和阻垢剂浓度不断增加而聚结,形成活性物质而造成乙了控制再生温度的难度,这不仅浪费了能源还影响了再生效二醇发泡,可能会阻碍二价盐在预处理单元中脱除和影响高溶果。而海上的透平燃烧废热加热热媒油,热媒油再给乙二醇再解度盐在闪蒸分离器中结晶析出生提供热量,这样节省了能源,同时热媒油是液态的,性质稳定,传热均匀,大大降低了再生温度控制的难度。3优化运行针对系统运行中的常见问题,应对措施如下采用循环加热技术脱除一价盐釆用塔外循环泵和新型螺旋式加热器的循环加热技术。循环加热技术使MEG循环流速增加,并且可比其他的加热方式少循环80%~95%的盐颗粒。此外,与传统换热器相比,螺旋板换热saYH中国煤化工特点。由于其内部独特的弯曲螺在通过过流道内杂质沉积CNMHG的循环冲刷,杂质很容易图3某海上气田闪蒸分离器流程控制图被冲掉,污垢和盐颗粒不易在死角的沉积,同时,受热更加均匀,降低了乙二醇在换热器表面腐蚀、结垢、热降解和MEG(3)在海上MRU中,采用了更加科学合理的控制系统。损失的风险如图3所示,闪蒸分离罐其进口有流量监测,且罐内有液位监(2)脱盐系统采用真空闪蒸分离技术测,两个监测点共同控制乙二醇进口的阀门。液位正常时流量在脱盐单元的真空闪蒸分离器中,乙二醇在较低温度下就第42卷第22期曹莉,等:海上气田乙二醇回收系统的优化研究161可气化,从闪蒸分离器顶部逸出得到提纯,乙二醇残留积液中(9)严格筛选化学药剂,避免个别药剂对下游工艺的负面的高溶解度盐将由离心机来离心脱除。这样,高溶解度盐就被影响脱盐再生系统有效的除去。(10)定期取样化验,跟踪生产过程中各物性参数的变化:(11)将三相分离器温度提高,使富乙二醇和听凝析油的却水出去冷放空主管混合液有较高温度。这是由于在较高合适温度下乙二醇与烃类消泡剂加更易分离,这就可以有效避免温度较低的情况下烃类和乙二醇分离不彻底,过度的烃类随富乙二醇进入再生装置,增加了再高温导热准出生装置的负荷,降低再生效果来自再生单元(12)南海某气田井口到平台海管有70多公里,井口在1500m水深处,而平台在200m水深处,在实际生产过程中发沉降槽现,如果处于小气量生产的情况下,只有气相而没有液相登上去冷放空主管盐罐贫乙二醇循环平台,那么乙二醇和凝析油都留在了海管内。即便是在大气量生产时,注入海管的乙二醇和凝析油也不是混合液相登上平台盐泵去水处理单元的,一般都是一段凝析油一段乙二醇,所以有必要在乙二醇收装置前面加上一个富乙二醇缓冲罐,以确保回收设备以连续的工况运行。平台每天的产气量都是变化的,为了防止深水海图4脱盐单元工艺流程简图管内积存较多的乙二醇和凝析油,同时避免在提高产量时,可(3)使用沉降槽、盐罐和离心机组合技术能会产生段塞流而使生产产生很大波动甚至生产关停,故需要采用这种组合技术使得MEG损失相对于其他使用的离心专业操作人员密切关压力、液量的变化情况以便及时进行调控。机的装置要小数倍,最终生产水中MB的浓度大大降低,4结语二醇损失,防止了环境污染乙二醇回收系统是海上气田开发的重要工艺设施,在海上乙二醇回收系统的操作中,针对其可能遇到乙二醇降解、乙醇损失和盐沉积等问题,采用了塔外循环泵和新型螺旋式加热器的循环加热技术,脱盐系统采用真空闪蒸分离技术以及使用沉降槽、盐罐和离心机组合技术,添加化学药剂等方案措施,沉降槽并在日常操作方面加强设备的运行监测管理,可以使乙二醇回收系统能够长期平稳操作,保障了管线流动性安全,这对于海上气田的开发有很大的推广和借鉴意义图5沉降槽、盐罐和离心机组合脱盐参考文献[1]张春娥,赵方生,钟小侠,等.海上气田含盐乙二醇回收技术研究(4)管线和设备采用耐腐蚀的不锈钢材质;J].中国机械,2013(15):77-79(5)闪蒸分离器的入口注入消泡剂,及时制止起泡现象[2]蒋洪,郑贤英.低处理量乙二醇再生工艺改进[J].石油与天然气化2012,41(2):183-186(6)在循环加热回路上设计排放管线,定期排放高粘度、[3]张长智,万祥,胡茂宏深水天然气田乙二醇系统结垢和腐蚀问题难闪蒸的污染物(7)采用仪表监测氧气浓度,并适时加入除氧剂研究[J].全面腐蚀控制,2011,25(3):24-27(8)对使用的化学药剂进行配伍性测试,避免各种化学药4]赵方生,马勇,陈宾,等乙二醇再生工艺在海上平台的应用[J.石油化工设备,2013,16(1):35-37剂在不同条件的相互作用;…·(上接笫107页)[4 Ding G S, Huang X J, Liu Y, et al. 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