塔河油田二號聯(lián)酸氣回注工藝設計及過程模擬分析

趙德銀 姚彬 姚麗蓉 湯晟

中國石油化工股份有限公司西北油田分公司

在油氣處理工藝中會伴隨有酸廢氣排出，酸廢氣由H2S和CO2組成，具有毒性和窒息性，可嚴重威脅人身安全，并可破壞生態(tài)環(huán)境，所以需對酸氣進行處理。傳統(tǒng)的酸氣處理方法有硫磺回收法和放空燃燒法等[1]。硫磺回收工藝是將H2S轉變?yōu)榱蚧菃钨|進行銷售，該方法具有一定的經(jīng)濟效益，但是其設備裝置投資費用高，而且受到硫磺回收市場的限制和約束[2]。放空燃燒法是直接將酸氣放空燃燒，該方法是直接、簡單、經(jīng)濟，但是燃燒產(chǎn)物會破壞環(huán)境。

目前，酸氣回注技術以零排放、經(jīng)濟、環(huán)保等優(yōu)點正逐漸替代硫磺回收和放空燃燒方法[3]。酸氣回注工藝涉及酸氣壓縮、管道輸送以及注入地下儲存層，該工藝既可實現(xiàn)H2S和CO2的零排放，又可借助注入壓力提高開采油藏地層壓力，實現(xiàn)增產(chǎn)。國外酸氣回注技術工藝已趨成熟，美國和加拿大已有70多個酸氣回注系統(tǒng)正常運作且未發(fā)生重大事故[4]，而國內目前還沒有酸氣回注應用案例，本文以塔河油田二號聯(lián)合站為研究對象，結合國外設計案例。對酸氣回注工藝設計及相應的過程進行分析、模擬、校核。

1 酸氣回注工藝

酸氣回注工藝是將酸性氣體壓縮至足夠高的壓力，再用管道輸送至回注井，進而通過井筒注入預先選定的儲藏地層。整體工藝流程包括酸氣增壓、脫水、管道輸送、井口注入4個部分[3]，工藝流程如圖1所示。因酸氣含水且具有腐蝕性，回注工藝設計需注重酸氣相平衡、水合物預防、壓縮設備選型、管輸工藝、井筒回注等關鍵技術。

圖1 酸氣回注工藝流程Fig.1 Process flow of acid gas reinjection

酸氣回注工藝設計由于僅已知初始酸氣物性和回注地層狀態(tài)，一般采取逆流程方向進行設計[5]。首先通過酸氣組分相圖確定總體的工藝方案，根據(jù)回注井井底壓力、溫度確定井筒注入壓力，然后根據(jù)管輸摩阻損失量確定壓縮機出口壓力，再根據(jù)該壓力下酸氣相平衡曲線和含水量情況選取合適的壓縮級數(shù)和脫水方式?；刈⒐に嚦跏妓釟庖话銥槌爻呵液杏坞x水，而游離水的存在會造成酸氣腐蝕性的增強和水合物的生成，威脅工藝系統(tǒng)的安全運行，因此整體工藝設計應嚴格控制酸氣水含量。

2 二號聯(lián)酸氣回注工藝設計

塔河油田二號聯(lián)合站（簡稱“二號聯(lián)”）屬于塔河油田6號油區(qū)油氣集輸處理工程部分，原油脫硫處理能力368×104t/a，主要用于酸化油、老化油的凈化處理。為了回收酸廢氣，對二號聯(lián)輕烴站MDEA天然氣凈化裝置再生塔排放的酸氣采取加壓近距離輸送至TK7-640CH回注井進行封存。

2.1 酸氣相態(tài)分析

二號聯(lián)MDEA裝置排放的初始酸氣壓力為90～100 kPa，溫度為41.7℃，設計排放量為12 000 m3/d（在0℃、1個標準大氣壓下，以下類同），組分如表1所示，屬于濕酸氣。

表1 初始酸氣組分Tab.1 Initial acid gas component 體積分數(shù)/%

經(jīng)HYSYS軟件繪制初始酸氣相圖如圖2所示，其水合物生成溫度范圍為10～30℃，臨界溫度為56℃，臨界壓力為8.5 MPa。水合物生成溫度較高，應設置脫水工藝以防止壓縮、管輸、調壓過程形成水合物，堵塞管路。

圖2 初始酸氣相圖Fig.2 Initial acid gas phase diagram

目前，在天然氣工業(yè)中，常見的脫水方法有乙二醇吸收法、冷卻脫水法和分子篩吸收法[6]。乙二醇吸收法是最為常見的脫水方法，但其在脫水的同時，酸氣組分CO2和H2S也極易被乙二醇吸收，造成乙二醇再生過程產(chǎn)生大量酸性氣體。分子篩吸收一般適用于深度脫水，不適用于酸性氣體的實際應用環(huán)境，因為分子篩墊層不僅吸附水，還易于吸附H2S和CO2[7]。冷卻脫水法主要運用氣體與熱交換器進行換熱達到冷卻效果，在酸氣進入氣體交換器和急冷器前均要注入吸收劑，以防止水合物的生成，雖然脫水效果好，但是加劑成本高，而且酸氣也會部分冷凝排出，造成二次污染。

考慮到本工藝回注井地層壓力較高，壓縮工藝壓比大，以及為避免目前普遍存在的過度設計問題，本工藝酸氣脫水采用壓縮脫水方式。

2.2 總工藝流程

二號聯(lián)酸氣回注工藝方案如圖3所示，二號聯(lián)酸氣回注工藝采用源頭增壓方案，酸氣自MDEA裝置出口管線接入回注增壓脫水系統(tǒng)，以便酸氣壓縮、脫水裝置的集中建設和運行管理。

圖3 二號聯(lián)酸氣回注工藝方案Fig.3 Acid gas reinjection scheme of No.2 Multi-puropose Station

（1）初始酸氣：90～100 kPa，41.7℃，排放量為12 000 m3/d。

（2）壓縮脫水后酸氣：15 MPa，50℃，排放量為11 120 m3/d。

（3）采用壓縮脫水方式降低水含量。

（4）管道沿線設置多個緊急截斷閥，以限制事故時酸氣放空量；在管道進出口端點處安裝壓力、流量和溫度傳感器，以檢測管道的泄漏狀態(tài)。

（5）回注井前設置壓力調節(jié)閥，以控制回注壓力和流量。

（6）井口回注壓力12.089 MPa，溫度20℃，酸氣為11 120 m3/d。

2.3 井筒回注工藝設計

TK7-640CH井筒垂直深度為5 547.44 m，斜向深度為6 040 m，地層壓力為60.07 MPa，溫度為100℃，油管內徑為76 mm，具體井筒高程分布如表2所示。

井筒回注壓力和相態(tài)可由GLEWpro軟件[8]確定，該軟件根據(jù)脫水酸氣組分（表1）、井筒高程（表2）、回注流量等參數(shù)最終確定回注井酸氣壓力分布（圖4）、密度分布（圖5）和溫度分布（圖6）。

表2 井筒高程分布Tab.2 Wellbore elevation distribution

圖4 回注井酸氣壓力分布模擬Fig.4 Simulation of acid gas pressure distribution in reinjection Wells

初步確定了酸氣回注所需要的壓力等級，據(jù)此可進行下一步工藝設計。分析結果顯示，回注井口壓力為12.089 MPa，回注量為11 120.13 m3/d，回注溫度為20℃。

圖5 回注井酸氣密度分布模擬Fig.5 Simulation of acid gas density distribution in reinjectionWells

2.4 管輸工藝設計

圖6 回注井酸氣溫度分布模擬Fig.6 Simulation of acid gas temperature distribution in reinjection Wells

酸氣從處理廠酸氣壓縮脫水出口到TK7-640CH回注井為管道輸送，該段管道全程2.5 km，處于地勢平坦地區(qū)，無高差起伏。酸氣管道工藝設計與常規(guī)油氣管道設計大致相同，計算壓降和溫度損失的一般方法也適用于酸氣管道[9]。為了防止管道腐蝕，酸氣管道工藝應關注管道內液體流動的速度，管道最大沖蝕速度為

式中：Vmax為管道允許的最大沖蝕速度，為4.08 m/s；ρ——流體密度，為600.73 kg/m3。

由于酸氣在管道流動過程中無游離酸水產(chǎn)生，故選用X70碳鋼。根據(jù)Colebrook管道流動模型，綜合考慮管輸要求和較小的管道壓降，初步選取管道Φ26.67 mm×2.87 mm，其內徑為20.93 mm。針對X70管道，最大運行壓力16 MPa，不考慮腐蝕余量，分別采用GB50253和ASME標準進行酸氣輸送管道管壁厚度設計計算，結合管道水力流動和強度要求，選擇尺寸為DN26.67 mm的管道，其壁厚為2.87 mm，腐蝕余量大于2 mm。

2.5 壓縮工藝設計

大多數(shù)壓縮工藝設計時遵循多級壓縮，每級壓縮比小于4∶1的原則[10]，對于酸氣而言，壓縮機組應控制排出溫度在150～180℃范圍內。加拿大Gas Liquids Engineering公司典型酸氣工程設計（圖7）是H2S體積分數(shù)為75%、CO2體積分數(shù)為25%的酸氣壓縮和冷卻過程[11]，確定5℃酸氣露點的保障距離，以達到酸氣充分脫水、防止冷凝的效果，并且最終以液相狀態(tài)排放。

五級壓縮：

圖7 酸氣（75%H2S和25%CO2）四級壓縮至11 MPaFig.7 Pressure of acid gas(75%H2S and 25%CO2)compressed to 11 MPa by four stages

本研究采用四級壓縮，綜合考慮站內處理工藝、管道、井筒及今后酸氣注入量變化的壓力需求后，每級壓比定為3.5，使用Ariel公司的Perfor‐mance軟件計算并初選該公司生產(chǎn)的JGJ/4型往復式壓縮機，由此確定了塔河油田二號聯(lián)合站壓縮工藝（圖8）。圖9為酸氣壓縮過程相圖，圖10為壓縮過程含水量變化圖，圖11為壓縮過程酸氣量變化圖，圖12為壓縮過程脫水量變化圖。

圖8 塔河油田二號聯(lián)合站壓縮工藝Fig.8 Compression process of No.2 Multi-puropose Station in Tahe Oilfield

經(jīng)過HYSYS軟件模擬，結果顯示：

（1）在酸氣壓縮的前三級壓縮過程中，酸氣以氣相狀態(tài)存在，有效避免酸氣冷凝，而且酸氣溫度始終保持大于露點5℃的安全范圍，滿足5℃酸氣露點的安全距離。

（2）酸氣經(jīng)過四級壓縮后，壓力達到15 MPa，再經(jīng)過管道輸送和井筒回注前的調壓閥調節(jié)，井口處酸氣的壓力為12 MPa，滿足回注壓力要求。

圖9 酸氣壓縮過程相圖Fig.9 Phase diagram of acid gas compression process

圖10 壓縮過程含水量變化Fig.10 Variation of water content during compression

圖11 壓縮過程酸氣量變化Fig.11 Variation of acid gas amount during compression

（3）經(jīng)過四級壓縮、冷卻和脫水之后含水量的體積分數(shù)為0.53%，脫水總量為698.494 kg/d，脫水效果顯著，壓縮后酸氣以純液相狀態(tài)排出，并且在后續(xù)管道輸送和井筒回注過程中只有凝析相，不產(chǎn)生游離酸水。

圖12 壓縮過程脫水量變化Fig.12 Variation of dehydration amount during compression

2.6 工藝模擬分析

表3為回注工藝關鍵節(jié)點處物流結果，圖13為整體的酸氣回注工藝的壓力-溫度關系。

圖13 整體酸氣回注工藝P-T關系曲線Fig.13P-Trelationship of overall acid gas reinjection process

表3 工藝關鍵節(jié)點物流結果Tab.3 Logistics results of process key node

圖14 塔河油田二號聯(lián)酸氣回注工藝Fig.14 Acid gas reinjection process of No.2 Multi-puropose Station in Tahe Oilfield

結合各關鍵工藝設計結果，基于HYSYS軟件建立塔河油田二號聯(lián)酸氣回注工藝流程，整個工藝過程如圖14所示：酸氣自MEDA再生塔進入1號分離器進行氣液分離，分離后的酸氣經(jīng)過四級壓縮、冷卻、脫水過程管輸至TK7-640CH回注井。

由表3和圖14分析可知，初始酸氣經(jīng)壓縮脫水后壓力達到15 MPa，酸氣中水的體積分數(shù)降低至0.53%，能有效防止水合物生成，液相酸氣管輸過程壓降小，經(jīng)調壓閥調壓后到達井口時溫度為20℃，壓力為12.089 6 MPa，在井筒內壓力和溫度逐漸升高，酸氣到達井底6 040 m時溫度為90.8℃，壓力為60.07 MPa，與地層條件相近。

3 結束語

根據(jù)塔河油田二號聯(lián)合站的實際生產(chǎn)情況，以酸氣回注量11 120.13 m3/d和回注井井底流壓60 MPa為主要設計條件，在充分調研國外酸氣回注實例基礎上，分別對二號聯(lián)的酸氣回注壓縮工藝、管輸工藝、回注工藝進行了詳細的設計計算。設計采用四級往復式壓縮機，壓縮機出口壓力為15 MPa，管道采用Φ26.67 mm×2.87 mm，回注井口壓力為12.089 MPa。依據(jù)酸氣的特性，采用壓縮脫水的方式，脫水量為698.494 kg/d，脫水后酸氣中水的體積分數(shù)為0.53%，保證了管輸和回注過程無游離水產(chǎn)生，避免了設備腐蝕和水合物生成。