普光氣田集輸工藝技術研究

拓偉 田院剛 張偉 李力

(中國石化中原油田普光分公司采氣廠，四川 達州 635000)

目前世界上己成功開發(fā)的高含硫天然氣田主要分布于加拿大、俄羅斯、美國、法國、德國等，各國氣田含硫量差異較大，H2S含量在10% ～90%之間。我國現(xiàn)已成功開發(fā)的多個含硫天然氣田，主要集中在四川地區(qū)，其中普光氣田為我國高含硫氣田開發(fā)的典型代表。

普光氣田位于川東北，其天然氣化學成分組成的一個特點是非烴氣體含量高，其中H2S的平均含量達11.95%。這對油氣集輸工藝技術的要求極高，因此，加強對高含硫天然氣集輸工藝技術的監(jiān)督管理，對技術人員的安全、環(huán)境保護及油氣安全生產(chǎn)具有重要的意義［1－2］。

1 普光氣田集輸工藝的特殊性

加拿大、美國等國家規(guī)定H2S含量大于5%的氣藏為高含硫氣藏。1995年，我國制定了氣藏分類標準(SYT6168)，規(guī)定H2S含量為2% ～10%(密度30～150 gm3)為高含硫氣藏。普光氣田H2S的平均含量達11.95%，屬于高含硫氣藏，因此其集輸工藝具有如下特殊性［3－4］:

(1)強毒性及污染性:H2S是一種無色氣體，有惡臭味，毒性極強，高含硫天然氣一旦泄漏擴散，將造成重大的人員傷亡及環(huán)境污染。

(2)強腐蝕性:高含硫天然氣中H2S分壓較高，常伴有CO2、Cl－等其他氣體與離子，在含水條件下易溶解，溶于水后其腐蝕性極強。

(3)易冰堵:含硫天然氣水合物形成溫度較高。

(4)單質(zhì)硫沉積:高含硫氣田在天然氣集輸過程中可能出現(xiàn)硫沉積。硫沉積在井筒及管道或設備中會造成堵塞，不僅影響氣井正常生產(chǎn)，還會加劇腐蝕，危及安全。

2 普光氣田集輸工藝技術優(yōu)選

2.1 濕氣集輸工藝技術研究

濕氣集輸工藝是采氣管線和集氣管線需采用伴熱保溫輸送，節(jié)約脫水費用，無廢氣排放，安全風險較大，氣液混輸壓力損失較大。其特點為:

(1)井場不設氣液分離器，管道系統(tǒng)中產(chǎn)生的水、凝液由天然氣直接夾帶至末站，需要定期清管。

(2)井場設加熱爐、水合物抑制劑緩蝕劑以及硫溶劑加注系統(tǒng)。

(3)濕氣混輸系統(tǒng)應進行段塞流分析，末站分離器應能夠承受段塞流的沖擊。

濕氣輸送工藝設有井口加熱爐、調(diào)壓閥、流量計和兩相計量分離器，各集氣站設有高壓放空系統(tǒng)，井口及出站口均設有ESDV，甲醇和緩蝕劑均在井口及出站口加注。濕氣輸送工藝技術流程見圖1。

2.2 干氣集輸工藝技術研究

干氣集輸設置脫水裝置，增加集輸系統(tǒng)的安全性，正常生產(chǎn)時集氣干線無需注緩蝕劑和水合物抑制劑，增加廢水、廢氣的排放點。其特點為:

(1)采用脫水工藝解決腐蝕和水合物的問題。

(2)脫水工藝:低溫分離法、三甘醇脫水及分子篩脫水，應用分子篩脫水可濕氣再生。

(3)水露點控制:比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5℃。

圖1 濕氣輸送工藝技術流程圖

干氣輸送工藝技術流程:干氣輸送是指在氣田內(nèi)部建脫水裝置，各井口來氣分離后進入脫水裝置處理后再進計量裝置，脫水后的干天然氣經(jīng)計量后進集氣干線輸往凈化廠。氣體從集氣站輸至凈化廠的過程中無凝析液產(chǎn)生，管線內(nèi)腐蝕才可得到解決。干氣輸送工藝技術流程見圖2。

圖2 干氣輸送工藝技術流程圖

2.3 普光氣田集輸工藝技術優(yōu)選

普光氣田管網(wǎng)采用枝狀和放射狀布置方式。天然氣集輸工藝是根據(jù)氣田地面特征、氣體構(gòu)造情況、集氣干線設置情況以及成本等因素共同決定的。

一般情況下，濕氣輸送可降低氣田脫水站的建設費用和運營成本，經(jīng)濟效益好。但是濕氣輸送增加了氣液兩相混合輸送的復雜性，致使H2S和CO2對設備的腐蝕增強，在管道較長、地形復雜、人口較多的情況下，濕氣輸送的復雜性和危險性均增強，因此，不宜選擇此方法。反之，若輸送管道較短，地形平坦，枝狀管網(wǎng)布置也有類似問題，但由于干線的輸送量相對較小，管徑小，管道起伏較少，更適宜采用濕氣輸送，可降低成本。

3 提高普光氣田集輸工藝技術監(jiān)督管理的措施

3.1 完善普光氣田地面集輸工程設計原則

(1)采用先進的集輸工藝，保證系統(tǒng)安全、環(huán)保、經(jīng)濟運行。

集輸工藝的選擇要根據(jù)氣田的特點決定。國外常用的有干氣輸送和濕氣輸送(包括濕氣混輸、氣水分輸)。高含硫天然氣的干氣輸送一般采用分子篩脫水，高酸性天然氣采用干氣輸送，可提高輸送過程的安全性。集氣管線采用氣液混輸工藝，可實現(xiàn)氣田污水的集中處理，有效降低工程投資、解決集氣站分離污水難于處理、維護費用高、環(huán)境污染嚴重等問題。

(2)采用先進的設備及材料，適應氣田開發(fā)需求。

用于高含硫氣田集輸系統(tǒng)和管道的材料應符合:NACE MR 0175ISO 15156 —3 GBT 9711.3 —2005ISO·3183—3，必要時還應參照國際的標準:ISO 15156《石油天然氣工業(yè)―油氣開采中用于含H2S環(huán)境的材料》、ISO 3183－3《石油天然氣工業(yè)輸送鋼管交貨技術條件第3部分:C級鋼管》等國際標準的優(yōu)質(zhì)抗力碳鋼。

(3)建立完善緊急截斷(ESD)系統(tǒng)，減少事故危害。

可靠的緊急截斷(ESD)系統(tǒng)可以在事故發(fā)生時有效地減少集輸系統(tǒng)H2S的泄漏量，降低由此造成的環(huán)境污染和人員傷害。所以高含硫氣田的集輸系統(tǒng)必須設置獨立、與過程控制系統(tǒng)分開的安全系統(tǒng)，確保ESD系統(tǒng)安全可靠。

3.2 建立集輸系統(tǒng)腐蝕的監(jiān)督管理系統(tǒng)

普光氣田為高含硫氣田，其集輸系統(tǒng)的腐蝕是氣田安全生產(chǎn)的大敵。根據(jù)國外資料調(diào)研顯示，在造成新建管線泄露、斷裂等事故中，內(nèi)腐蝕、外腐蝕、工程焊接、管線制造這4種因素占事故率的88.69%，其中內(nèi)腐蝕占50%以上，因此加強內(nèi)腐蝕監(jiān)控是極其重要的。加拿大石油公司通常要求酸性氣田管道內(nèi)腐蝕控制在0.0254 mma，并且無點蝕。高含硫氣田集輸管道腐蝕控制的方法有:采用抗硫化物應力開裂材料;控制流速，北美國家一般為10 ms，國內(nèi)一般為3 ～6 ms;采用緩蝕劑及相應的處理工藝;預膜+連續(xù)加注;設計中增加管線和設備壁厚的腐蝕余量，碳鋼和低合金管線厚度常定為2～4 mm;對4.0～4.5 mm 管道進行定期清管。

3.3 建立普光氣田水合物預防監(jiān)測管理數(shù)據(jù)資料

天然氣中H2S、CO2的存在將加速水合物的形成并提高水合物形成溫度，且H2S含量越高，水合物形成溫度越高，水合物形成條件的預測偏差加大。工程設計中可適當提高集輸溫度(至少高于水合物形成溫度5℃)，保證集輸管線的安全。通過現(xiàn)場的實測統(tǒng)計，得到了普光氣田不同壓力下的水合物形成溫度(見圖4)，這對完善普光氣田水合物監(jiān)測管理以及評價有重要的意義。

圖4 普光氣田不同壓力下的水合物形成溫度

4 結(jié)論

(1)通過對氣質(zhì)、氣井產(chǎn)量、壓力和溫度、產(chǎn)液量及氣井布置等基礎資料綜合分析可知，若集輸距離長，地形起伏大，人口密度較大，則宜采用干氣集輸工藝;反之，可采用濕氣集輸工藝。

(2)通過完善普光氣田地面集輸工程設計原則，建立集輸系統(tǒng)腐蝕監(jiān)督管理系統(tǒng)及水合物預防監(jiān)測管理數(shù)據(jù)資料，加強普光氣田集輸工藝技術的監(jiān)督管理，確保安全、環(huán)保地開發(fā)高含硫氣田。

［1］原青民.四川盆地高含硫天然氣田開發(fā)中的有關技術問題［J］.石油與天然氣化工，2002，31(增刊):44-46.

［2］楊建芹，楊鋒.石化建設工程質(zhì)量管理與質(zhì)量監(jiān)督工作探討［J］.油氣田地面工程，2006(11):45-47.

［3］李欣儒.現(xiàn)代城市基礎設施建設面臨的問題及對策［J］.金卡工程，2010，11(13):287-288.

［4］冷文照.建筑施工安全管理的對策［J］.建筑安全，1994(7):25-26.