張利明 圖孟格勒 肖 克 熊 偉

中國石油塔里木油田公司質(zhì)量檢測中心

高溫高壓氣田處理廠堵塞物實驗分析及對策

張利明 圖孟格勒 肖 克 熊 偉

中國石油塔里木油田公司質(zhì)量檢測中心

在試投產(chǎn)過程中，我國西部某高溫高壓氣田天然氣處理廠低溫分離器形成大量固體堵塞物，造成處理裝置卡堵。通過化驗分析發(fā)現(xiàn)，固相沉積物質(zhì)組分主要為C12～C14；當(dāng)裝置運行壓力為6.85 MPa、溫度降至-9.5 ℃時，直接在氣相中析出固體結(jié)晶，堵塞低溫分離器?，F(xiàn)場試驗結(jié)果表明，適當(dāng)提高低溫分離器操作溫度，可在一定程度上減少固相沉積物的形成，但仍不能完全解決固相沉積物的堵塞問題。結(jié)合注入輕烴的方法，可有效清除固相沉積。

固相沉積 全組分 集氣 低溫分離

我國西部某高溫高壓氣田是塔里木油田產(chǎn)能建設(shè)的重點區(qū)塊，該氣田天然氣處理廠設(shè)計處理能力為60×108m3/a，工藝流程見圖1。在試投產(chǎn)過程中，低溫分離器形成大量固體堵塞物，造成處理裝置卡堵，地面集輸系統(tǒng)無法正常運行。對該氣田的生產(chǎn)造成很大的影響，也帶來了一定的安全隱患。

由于設(shè)備精度限制，普通氣體色譜儀只能檢測至C8，對氣體中含量較少的重質(zhì)組分無法檢測，重質(zhì)組分通常采用油色譜進(jìn)行檢測。由于該氣田氣體中含有少量重質(zhì)組分，導(dǎo)致在低溫分離器中氣體直接析出固體結(jié)晶，堵塞裝置。本實驗通過調(diào)整氣相色譜參數(shù)，將色譜儀運行溫度調(diào)整至約300 ℃，更換色譜柱為50 m色譜柱，以提高檢測精度，并與質(zhì)譜儀聯(lián)用，利用質(zhì)譜儀確定組分，色譜儀確定含量，從而測得氣體全組分組成，并應(yīng)用軟件模擬固相沉積點，利用模擬結(jié)果指導(dǎo)現(xiàn)場工藝操作參數(shù)的調(diào)整。通過調(diào)整處理量和運行參數(shù)，減少了固體物的析出，并采取相應(yīng)清洗措施，確保了處理廠裝置及設(shè)備的正常運行和供氣的平穩(wěn)。

表1 原料氣及固相堵塞物組成Table1 Compositionoffeedgasandsolidblockagey/%原料氣C1C2～C6C7～C12C13C14C15C16其他組成98.95800.99400.03620.00030.00020.00220.00050.0086固相物質(zhì)C12C13C14C15C16C17C18其他組成4.67404.035968.41802.52414.86002.43009.18203.8760

1 固相組分物性分析

對原料氣和低溫分離器中固相進(jìn)行取樣分析，結(jié)果見表1。由表1可知，原料氣中絕大部分為CH4，其摩爾分?jǐn)?shù)為98.958 0%，C2～C6摩爾分?jǐn)?shù)為0.994 0%，其余為含量較少的C13～C16。低溫分離器內(nèi)固相堵塞物中含量最高的為C14，摩爾分?jǐn)?shù)為68.418 0%，其次為C18，摩爾分?jǐn)?shù)為9.182 0%，可見原料氣中重質(zhì)組分占比雖小，但是在低溫分離器(壓力6.85 MPa，溫度-19 ℃)條件下逐漸析出，造成低溫分離器堵塞，影響處理裝置的正常運行。

2 固相沉積對天然氣處理裝置的影響

在處理廠運行的過程中，壓力、溫度逐漸降低，造成液相和固相析出，低溫分離器固相析出在常溫常壓下呈晶片狀(見圖2)，堵塞分離元件，給操作和生產(chǎn)帶來極大的影響。

2.1 固相沉積對低溫分離器的影響

低溫分離器壓差如圖3所示，在處理量為400×104m3/d時，低溫分離器內(nèi)逐漸產(chǎn)生固相沉積，清洗完成開始運行時，第1天低溫分離器運行壓差為8.59 kPa。隨著裝置的運行，壓差逐漸增大。當(dāng)運行至第5天時，壓差增大加速，造成低溫分離器元件卡堵，整套處理裝置無法運行，需升溫清洗，影響油田的正常生產(chǎn)，并帶來一定的安全隱患。

2.2 固相沉積對J-T閥的影響

為了分離原料氣中的水和油，原料氣需通過J-T閥降溫后進(jìn)入低溫分離器分離，由于J-T閥的作用，原料氣溫度瞬間降低，析出部分固相附著于管壁，影響了氣流的通過，嚴(yán)重時會造成管道堵塞，增加設(shè)備運轉(zhuǎn)負(fù)荷，同時增加了處理廠的安全風(fēng)險。

3 固相沉積點模擬計算

利用PVT數(shù)據(jù)和全組分?jǐn)?shù)據(jù)，應(yīng)用PVTsim軟件對原料氣進(jìn)行固相沉積模擬，結(jié)果見圖4。

根據(jù)模擬結(jié)果，該原料氣臨界凝析溫度為-7.05 ℃，臨界凝析壓力為7.95 MPa。從圖4可以看出，根據(jù)溫度和壓力的不同，原料氣可分為純氣相、氣-固、氣-液和氣-固-液共4個區(qū)域，其中，體積分?jǐn)?shù)為0.01%與0.05%的曲線為等液量線，代表相應(yīng)曲線對應(yīng)溫度、壓力條件下液相體積與總體積之比相等，根據(jù)氣體所處條件可判定流體狀態(tài)。如在7 MPa下，固相沉積溫度在-13.49 ℃。而該原料氣在低溫分離器的條件下(-19 ℃，6.85 MPa)處于兩相區(qū)，原料氣中將直接析出固體，堵塞裝置，模擬結(jié)論與現(xiàn)場結(jié)果相符。

4 脫除固相沉積物質(zhì)的方法

目前，清除和減少固相沉積堵塞主要有以下幾種方法：

(1) 改變管材的性質(zhì)。該方法不利于非極性的石蠟沉積，且不能完全解決固相沉積、降凝等問題，與化學(xué)法相結(jié)合效果更好[1]。

(2) 防蠟劑。是指能抑制蠟晶析出、長大、聚集和在固體表面沉積的化學(xué)劑，即能防止結(jié)蠟的化學(xué)劑。一般情況下，使用防蠟劑既經(jīng)濟(jì)又有效[2]?？筛鶕?jù)化驗結(jié)果分析原料氣分離器、低溫分離器中固體物質(zhì)成分，取各個部位結(jié)蠟的樣品，分析并配置相應(yīng)的防蠟劑[3]。

(3) 在原料氣進(jìn)入預(yù)冷器前通過采取一定的設(shè)計措施攔截部分重組分。預(yù)冷器管程和低溫分離器的固相沉積在很大程度上與前端氣液分離器的分離效率有關(guān)，高效的氣液分離可有效減少進(jìn)入預(yù)冷器管程的固相組分，更換氣液分離器內(nèi)構(gòu)件也可大大降低進(jìn)入預(yù)冷器和低溫分離器的原料天然氣中重質(zhì)組分含量[4-6]。

(4) 增加固相沉積在原油中的溶解，可采用向處理裝置摻入輕質(zhì)組分或其他溶劑油、或外注輕烴等方法[7-8]。

解決固相沉積堵塞的方法很多，對于天然氣處理量較大的氣田，如果采取工藝改造，則需將裝置及設(shè)備長時間停運并對其進(jìn)行大規(guī)模改造，因而會影響油田天然氣產(chǎn)量，從而影響西氣東輸?shù)恼９狻?/p>

目前，較為可行的措施是通過相對簡單的方法抑制固相析出和減少固相沉積物，由于該處理廠固相沉積溫度較低，適當(dāng)提高低溫分離器溫度可在一定程度上減少固相結(jié)晶析出，但并不能完全解決固相結(jié)晶的問題，如要有效清除固相結(jié)晶，則需注入輕烴或溶劑油。處理廠目前采取的方法為：①調(diào)整參數(shù)，減少固相沉積；②注入輕烴以清除低溫分離器固相沉積物，以保證裝置的運行。

5 現(xiàn)場工況調(diào)整與優(yōu)化

該氣田處理廠目前J-T閥閥后溫度為-16 ℃，比原溫度升高約3 ℃，可滿足西氣東輸水露點交氣條件。低溫分離器溫度提高后，固相沉積有所減少，但仍不能完全解決固相沉積的問題。利用原有管線在注醇點加注輕烴，可有效解決低溫分離器的堵塞問題。目前，處理廠加注迪那2氣田輕烴，處理量為600×104m3/d，暫未發(fā)生低溫分離器堵塞。

6 結(jié) 論

通過以上分析，可得出以下結(jié)論：

(1) 該高溫高壓氣田天然氣含有C12～C14重質(zhì)組分，上述重質(zhì)組分會在低溫下析出，影響裝置的正常運行。

(2) 原料氣臨界凝析溫度為-7.05 ℃，臨界凝析壓力為7.95 MPa，當(dāng)裝置運行壓力為6.85 MPa、溫度降至-9.5 ℃時，氣相中將析出固體結(jié)晶，堵塞裝置。

(3) 通過現(xiàn)場試驗，提高低溫分離器溫度可在一定程度上減少固相沉積，但不能完全解決固相沉積堵塞的問題，需結(jié)合注入輕烴的方案，方能清除固相沉積。

(4) 若要從根本上解決固相沉積堵塞問題，則需重新設(shè)計處理流程，停運裝置及設(shè)備，并對其進(jìn)行改造，勢必會影響油田天然氣產(chǎn)量及西氣東輸?shù)恼９狻?/p>

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Experimental analysis and countermeasures of blockage in the processing plant of high temperature and high pressure natural gas field

Zhang Liming, Tumeng Gele, Xiao Ke, Xiong Wei

Quality Inspection Center of PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla, Xinjiang, China

During the process of trial operation, a large number of solid blockages were formed in the low temperature separator of the natural gas processing plant of a high temperature and high pressure gas field in West China, which caused the blocking of the processing device. Based on the analysis, it was concluded that the major components of solid phase deposition materials were C12-C14. When the operating pressure of the device was 6.85 MPa, the temperature of the device was reduced to -9.5 ℃, the solid crystal was directly precipitated in the gas phase, and the low temperature separator was blocked. The results of field test showed that the temperature of the low temperature separator could be increased appropriately to reduce the formation of solid phase deposition materials to a certain extent, but still couldn’t solve the blockage problem of solid phase deposition completely. Combined with the injection of light hydrocarbons, the solid phase deposition could be effectively removed.

solid phase deposition, total component, gas collecting, low temperature separation

張利明(1987-)，男，安徽亳州人，畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)為質(zhì)量檢測中心工程師，主要從事油氣藏流體相態(tài)實驗及理論研究、質(zhì)量檢驗等方面的研究。E-mail：zhlmin-tlm@petrochina.com.cn

TE868

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.03.003

2016-09-07；編輯：溫冬云