秦 璇 宋代詩(shī)雨 劉永茜

中國(guó)石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司西南分公司，四川 成都 610041

0 前言

土庫(kù)曼斯坦氣田地處沙漠地區(qū)，集輸?shù)孛嬖O(shè)施主要包括單井站、集氣站、油氣處理廠及集氣站至油氣處理廠含凝析油的天然氣采集氣管道系統(tǒng)。氣田內(nèi)每口單井產(chǎn)量高，同時(shí)井口節(jié)流后氣體溫度高達(dá)90～120 ℃、關(guān)井壓力43～46 MPa，井口流動(dòng)壓力35 MPa。 原料氣中H2S 含量3.0～4.5%，CO2含量5.6～6.2%，氣田水中Cl-含量120 000 mg/L，屬高含H2S、高含CO2、高含Cl-、高溫、高壓的酸性凝析氣田，對(duì)國(guó)內(nèi)高溫、高壓酸性氣田開發(fā)實(shí)屬罕見，在世界上也很少見。因此對(duì)高溫、高壓酸性氣田內(nèi)部集輸工藝中合理設(shè)置空冷器位置的工藝優(yōu)化提出了新的挑戰(zhàn)。

1 空冷器設(shè)置目的

冷卻系統(tǒng)是天然氣集輸工藝系統(tǒng)的一個(gè)重要組成部分。尤其是對(duì)于高溫、高壓酸性氣田的內(nèi)部集輸工藝，要求合理優(yōu)化空冷器的工藝設(shè)置，減少介質(zhì)對(duì)管道和設(shè)備的腐蝕，降低投資，滿足介質(zhì)的輸送條件和工藝要求［1］。通過(guò)對(duì)本工程空冷器設(shè)置方案優(yōu)化的分析，從而減少設(shè)備數(shù)量，降低工程投資，使氣田集輸工藝技術(shù)水平得到了提高，為今后在國(guó)內(nèi)外異常高溫氣田地面建設(shè)中探索出空冷器設(shè)置方案優(yōu)化的方法。氣田平面布置見圖1。

圖1 氣田平面布置

對(duì)于該高溫、高壓酸性氣田，集輸工藝及原料氣管道和設(shè)備材質(zhì)要求必須設(shè)置空冷器進(jìn)行原料氣溫度控制［2］。

1.1 控制原料氣溫度滿足集輸工藝需要

結(jié)合已知基礎(chǔ)條件，若從井口至油氣處理廠均無(wú)空冷設(shè)備，經(jīng)計(jì)算，單井采氣管道末端溫度約83℃；集氣干線末端溫度約75℃，因此自井口節(jié)流后至油氣處理廠的整個(gè)集輸過(guò)程，管道內(nèi)輸送介質(zhì)溫度較高，同時(shí)由于內(nèi)部集輸系統(tǒng)為氣液混輸，且設(shè)計(jì)壓力高，根據(jù)相關(guān)規(guī)范計(jì)算可得，H2S 氣體最大分壓為0.61 MPa，CO2氣體最大分壓為0.84 MPa。

可見，本工程內(nèi)部集輸腐蝕特點(diǎn)為：

a）H2S 氣體最大分壓為0.61 MPa，H2S 具有較強(qiáng)的腐蝕性；

b）CO2氣體最大分壓為0.84 MPa，CO2具有較強(qiáng)的腐蝕性；

c）大部分管道運(yùn)行溫度高于60 ℃，易引起應(yīng)力腐蝕開裂；

d）H2S、CO2聯(lián)合作用的腐蝕；

e）高溫、H2S、CO2聯(lián)合作用的腐蝕。

對(duì)于原料氣中含CO2的酸性環(huán)境，當(dāng)介質(zhì)溫度處于60～100 ℃時(shí)，CO2腐蝕最為嚴(yán)重。由于該氣田為高溫氣田，因此必須控制碳鋼管道起點(diǎn)處的操作溫度，需在集氣站內(nèi)設(shè)置空冷器，控制集氣干線起點(diǎn)溫度不超過(guò)60 ℃。

1.2 滿足油氣處理裝置工藝需要

由于下游油氣處理裝置的工藝要求，原料氣進(jìn)入脫硫脫碳裝置溫度不高于50 ℃，因此原料氣在進(jìn)入脫硫脫碳裝置前需設(shè)置空冷器，將溫度降至50 ℃以內(nèi)。

2 空冷器設(shè)置位置

2.1 集輸工藝方案比選

根據(jù)該氣田高溫、高壓、高酸性的氣質(zhì)特點(diǎn)，從集氣站到油氣處理廠存在三種不同的空冷器設(shè)置位置、集輸工藝及管道材質(zhì)選擇方案。

2.1.1 方案一

集氣干線采用碳鋼管道干氣輸送，空冷器設(shè)在集氣站。 為滿足原料氣以低于50℃的溫度進(jìn)入脫硫脫碳裝置的工藝需要，同時(shí)避免CO2超過(guò)60℃而進(jìn)入強(qiáng)腐蝕區(qū)的工況，需要控制集氣干線起點(diǎn)溫度不超過(guò)60℃，因此空冷器應(yīng)設(shè)置在集氣站內(nèi)。

單井節(jié)流后原料氣通過(guò)采氣管道氣液混輸至鄰近集氣站，集氣站內(nèi)設(shè)置單井輪換計(jì)量分離器、氣液分離器、空冷器和脫水裝置，原料氣經(jīng)分離、冷卻、再分離后通過(guò)脫水裝置脫去游離水，集氣干線干氣輸送至油氣處理廠集氣裝置。方案一集輸工藝原理流程見圖2。

圖2 方案一集輸工藝原理流程

2.1.2 方案二

集氣干線采用“碳鋼+緩蝕劑”濕氣輸送，空冷器設(shè)在集氣站。

同方案一空冷器設(shè)置在集氣站內(nèi)，單井節(jié)流后原料氣通過(guò)采氣管道氣液混輸至鄰近集氣站。集氣站內(nèi)設(shè)置單井輪換計(jì)量分離器、氣液分離器、空冷器，原料氣經(jīng)分離、冷卻、再分離后通過(guò)集氣干線濕氣輸送至油氣處理廠集氣裝置。在集氣站內(nèi)增設(shè)緩蝕劑加注系統(tǒng)，對(duì)集氣干線進(jìn)行緩蝕劑加注預(yù)膜處理。方案二集輸工藝原理流程見圖3。

圖3 方案二集輸工藝原理流程

2.1.3 方案三

集氣干線采用雙金屬?gòu)?fù)合管氣液混輸，空冷器可設(shè)在油氣處理廠或集氣站。

原料氣井口節(jié)流后輸送溫度約90～120℃，由于集氣干線采用雙金屬?gòu)?fù)合管，能大大降低CO2在強(qiáng)腐蝕區(qū)對(duì)管道的腐蝕速率，該段管道的安全運(yùn)行得到保障，可以不降溫運(yùn)行，因此空冷器可設(shè)置在油氣處理廠集氣裝置或集氣站，滿足下游脫硫脫碳裝置對(duì)介質(zhì)溫度的要求。

單井節(jié)流后原料氣通過(guò)采氣管道氣液混輸至鄰近集氣站。集氣站內(nèi)設(shè)置單井輪換計(jì)量分離器，原料氣經(jīng)單井計(jì)量后再匯總通過(guò)集氣干線氣液混輸至油氣處理廠集氣裝置；油氣處理廠集氣裝置內(nèi)設(shè)有集氣干線清管接收裝置、段塞流捕集器、緩沖罐、氣液兩相分離器、空冷器；原料氣經(jīng)分離、空冷、再分離后進(jìn)入下游脫硫脫碳裝置，分離出的液相進(jìn)入下游未穩(wěn)定凝析油裝置。方案三集輸工藝原理流程見圖4。

圖4 方案三集輸工藝原理流程

2.1.4 方案比選

集輸工藝三個(gè)方案比較見表1。

表1 集輸工藝方案比較表

經(jīng)綜合比較，本工程集氣干線采用氣液混輸工藝、雙金屬?gòu)?fù)合管材質(zhì)。由于雙金屬?gòu)?fù)合管具有良好的抗腐蝕性，針對(duì)集氣干線腐蝕問(wèn)題，可不考慮介質(zhì)溫度對(duì)管道腐蝕的影響，介質(zhì)溫度只需滿足下游脫硫脫碳裝置的溫度要求即可。

因此該氣田空冷器設(shè)置采用方案三，即空冷器設(shè)在油氣處理廠或集氣站。

2.2 空冷器設(shè)置方案比選

針對(duì)已確定的工藝方案三，進(jìn)行空冷器位置優(yōu)化比選。

2.2.1 空冷器設(shè)在油氣處理廠

空冷器設(shè)在油氣處理廠（方案A），集氣站內(nèi)可不設(shè)置生產(chǎn)分離器、空冷器及相應(yīng)配套設(shè)施，極大地減少集氣站的占地面積；正常生產(chǎn)時(shí)，集氣站內(nèi)連續(xù)運(yùn)行的設(shè)備僅有1 臺(tái)輪換計(jì)量分離器，同時(shí)集氣站的自動(dòng)切換及數(shù)據(jù)采集可通過(guò)油氣處理廠的調(diào)度控制中心實(shí)現(xiàn)；集氣站可實(shí)現(xiàn)無(wú)人值守，無(wú)需配套設(shè)置值班室、員工宿舍及生活用氣、供水等公用工程?？绽淦骷性O(shè)置在油氣處理廠可利用廠內(nèi)公用工程設(shè)施，設(shè)備維護(hù)管理方便，減少維護(hù)管理工作人員數(shù)量，方便整個(gè)氣田的集中管理與維護(hù)，為平穩(wěn)運(yùn)行提供更可靠的保障。

2.2.2 空冷器設(shè)在集氣站

空冷器設(shè)在集氣站（方案B），導(dǎo)致集氣站內(nèi)增加多臺(tái)設(shè)備，占地面積較方案A 大；相對(duì)于方案A 工程投資及操作運(yùn)行費(fèi)用更高；正常生產(chǎn)時(shí)，站內(nèi)有多臺(tái)動(dòng)、靜設(shè)備同時(shí)運(yùn)行，故集氣站必須有人值守，同時(shí)增加配套設(shè)置值班室、員工宿舍及生活用氣、供水等公用工程；增加了整個(gè)氣田的人員配置，加大了氣田的調(diào)度維護(hù)難度。

2.2.3 兩種集輸工藝技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選

方案比選僅考慮可比工程量、投資和運(yùn)行維護(hù)費(fèi)。集輸工藝技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選見表2。

綜上所述，在集氣干線采用氣液混輸工藝、雙金屬?gòu)?fù)合管材質(zhì)方案的基礎(chǔ)上，方案A 將空冷器集中設(shè)置在油氣處理廠內(nèi)，不僅節(jié)省投資、方便操作管理，更能充分利用雙金屬?gòu)?fù)合管的價(jià)值，系統(tǒng)工藝方案最優(yōu)。

表2 集輸工藝技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選表

3 結(jié)論

根據(jù)上述對(duì)于空冷器的設(shè)置目的、設(shè)置位置的論述結(jié)果，綜合考慮集輸和處理工藝、管道和設(shè)備材質(zhì)的比選，將空冷器集中設(shè)置在油氣處理廠內(nèi)，充分利用廠內(nèi)公用工程設(shè)施，不需單獨(dú)設(shè)置值班室、員工宿舍及生活用氣、供水等公用工程，極大地減少集氣站占地面積，實(shí)現(xiàn)集氣站無(wú)人值守，便于整個(gè)氣田的集中管理與維護(hù)，為氣田平穩(wěn)運(yùn)行提供可靠的保障，也能充分利用雙金屬?gòu)?fù)合管的抗腐蝕優(yōu)勢(shì)，系統(tǒng)工藝方案最優(yōu)，工程投資及操作運(yùn)行費(fèi)用最低。

［1］宋德琦. 氣田地面工程設(shè)計(jì)［M］.北京：中國(guó)石油大學(xué)出版社，2010. Song Deqi. Surface Engineering Design of Gas Field［M］. Beijing: China University of Petroleum Press, 2010.

［2］蘇建華，許可方，宋德琦，等. 天然氣礦場(chǎng)集輸與處理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.Su Jianhua, Xu Kefang, Song Deqi,et al. Gathering and Processing of Natural Gas Field ［M］. Beijing: Petroleum Industry Press, 2010.