普光氣田地面集輸系統(tǒng)硫沉積原因分析及對策

李 寧 何 洋 任 斌 郭冬冬 姜 敏

( 1.中國石化西北油田分公司油氣運(yùn)銷部 2.中國石化中原油田普光分公司采氣廠 3.中國石化中原油田分公司油氣儲運(yùn)管理處)

0 引言

普光氣田是我國迄今為止規(guī)模最大、硫化氫及二氧化碳含量最高的特大型海相整裝氣田，經(jīng)測定，普光氣田H2S 含量12.31%～17.05%，CO2含量7.89%～10.53%，開采及處理難度極大，腐蝕介質(zhì)H2S和CO2不僅對地面集輸管線和設(shè)備裝置的安全運(yùn)行造成較大影響，同時對現(xiàn)場人員的健康及環(huán)境也構(gòu)成了極大威脅。目前，普光氣田主體地面集輸工程共建16 座集氣站、1 座集氣總站、1 座污水站及站外酸氣輸送管道約38km。普光氣田從投產(chǎn)至今，地面集輸管線流程及設(shè)備設(shè)施硫沉積現(xiàn)象嚴(yán)重，頻繁造成分酸分離器捕霧網(wǎng)、節(jié)流閥堵塞，排液管線堵塞排液失效等問題，已經(jīng)嚴(yán)重影響到正常生產(chǎn)，如何有效解決集輸系統(tǒng)硫沉積堵塞問題是我們面臨的難題。

1 現(xiàn)場問題調(diào)查

(1)堵塞

為了制定有效的解決措施， 我們首先對集輸系統(tǒng)硫沉積堵塞情況進(jìn)行了詳細(xì)的調(diào)查，并通過試驗(yàn)進(jìn)一步驗(yàn)證了硫沉積堵塞成因[1]，為下一步工作的開展理清了思路。

從普光氣田開井生產(chǎn)以來，各井都出現(xiàn)過分酸分離器前后壓差過大造成憋壓，影響安全生產(chǎn)的現(xiàn)象，以P3011-1井為例，從投產(chǎn)時的生產(chǎn)數(shù)據(jù)來看，該壓差保持在0.2MPa以內(nèi)為正常狀態(tài)，但隨著氣井生產(chǎn)時間增加，固態(tài)硫及其他雜質(zhì)堵塞在分酸分離器捕霧器上，使分酸分離器前后壓差最高達(dá)到6MPa。分酸分離器捕霧網(wǎng)堵塞情況(圖1、圖2)。

圖1 分酸分離器提出物堵塞圖

如圖1、圖2所示，固態(tài)硫及雜質(zhì)附著在分酸分離器捕物網(wǎng)，隨著生產(chǎn)時間的增加，固態(tài)硫及雜質(zhì)累積量不斷增多，最終導(dǎo)致分酸分離器捕霧網(wǎng)堵塞，無法實(shí)現(xiàn)酸氣的分離。

(2)分酸分離器捕霧網(wǎng)堵塞周期預(yù)測及驗(yàn)證

為了驗(yàn)證分酸分離器捕霧網(wǎng)硫沉積周期及壓差的變化情況[2]，我們從2010年7月～11月對該井分酸分離器壓差變化情況進(jìn)行了跟蹤觀察：

圖2 分酸分離器捕物網(wǎng)堵塞圖

P3011-1井采用二級節(jié)流模式(8.5 MPa～28MPa),溫度控制在(30℃～55℃)，投產(chǎn)前分酸分離器更換了全新捕霧網(wǎng)，2010年7月10日投產(chǎn)到2010年8月7日，在生產(chǎn)工況條件不變的情況下分酸分離器前后壓差在0.5 MPa范圍內(nèi)，判斷分酸分離器捕霧網(wǎng)還未形成堵塞，2010年8月8日到2010年9月18日，分酸分離器前后壓差在0.5MPa～2 MPa范圍內(nèi)，判斷分酸分離器捕霧網(wǎng)已開始出現(xiàn)硫沉積。2010年9月18日到2010年11月18日，分酸分離器前后壓差在2MPa～6MPa范圍內(nèi)，已明顯出現(xiàn)堵塞情況，酸氣分離情況不佳，排液量較投產(chǎn)時大幅減少，判斷分酸分離器捕霧網(wǎng)硫沉積現(xiàn)象嚴(yán)重(現(xiàn)場取出實(shí)物已驗(yàn)證各階段判斷(圖3))，由此可以分析，分酸分離器捕霧網(wǎng)在該生產(chǎn)條件下平均4個月左右將被堵死，需要進(jìn)行清理解堵，恢復(fù)生產(chǎn)。

(3)堵塞物成分分析

在P3011-1井現(xiàn)場勘察中，我們發(fā)現(xiàn)在分酸分離器上部、分酸分離器捕霧網(wǎng)、分酸分離器出口管線聚集大量的淡黃色粉末狀附著物和膠狀物，膠狀物呈褐色，較為粘稠，伴有刺激性氣味(圖4、圖5)。

圖3分酸分離器壓差變化曲線圖

圖4 粉末狀單質(zhì)硫

圖5 膠體狀硫化物

為了進(jìn)一步明確堵塞物的組分，我們對提取物進(jìn)行了組分化驗(yàn)，其化驗(yàn)結(jié)果見表1：

表1 提取物組分分析表

從表1可知，附著在分酸分離器各部件上的提取物84.4%以上為單質(zhì)硫。

2 原因分析

(1)硫沉積溶解度影響

影響元素硫沉積的因素，表現(xiàn)在影響元素硫的溶解度上面[3]。在酸性氣體中，硫化氫含量越大，硫的溶解度越高，因而發(fā)生元素硫沉積的可能性就越大，但這并不是唯一的因素。有的天然氣含硫高達(dá)34.35%也未見硫堵，而有的僅含8.4%就發(fā)生硫堵。一般來說，元素硫在高含硫氣體中的溶解度主要受壓力、溫度和氣體組成等的影響，在酸性氣體混合物中，壓力越高，元素硫的溶解度越大。反之，壓力越低，元素硫的溶解度會越小，在高含硫氣體混合物中，元素硫的溶解度隨溫度的升高而增大，反之，溶解度隨溫度降低而減小。高含硫氣體中硫化氫含量對元素硫的溶解度影響最為明顯?？傊瑝毫蜏囟鹊葪l件的變化，都會影響硫在高含硫氣體中的化學(xué)和物理溶解作用。當(dāng)硫在酸性氣體中的溶解達(dá)到飽和狀態(tài)時，進(jìn)一步降低壓力和溫度，析出的元素硫就會以液態(tài)或固態(tài)形式沉積下來，最終使整個混合物由單一氣相狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)闅庖簝上嗷驓夤虄上嗷驓庖汗倘?。其次，在?jié)流降壓高速開采天然氣的過程中，隨著壓力溫度的下降，硫溶解度下降，當(dāng)其超出該條件下元素硫的臨界飽和度時，必有單質(zhì)硫析出，若流體攜帶硫結(jié)晶體的能力低于硫結(jié)晶體的析出量，在某時某點(diǎn)就將發(fā)生硫沉積現(xiàn)象。

(2)分酸分離器結(jié)構(gòu)是造成元素硫堵塞的原因

分酸分離器捕霧網(wǎng)硫堵。捕霧網(wǎng)空隙狹小，加上氣流流速和氣流方向的突變，狹窄的氣流通道極易捕捉單質(zhì)硫，并且隨著硫的沉積，分離元件通道更加狹窄，引起氣流通道堵塞。

(3)溫度和壓力變化可影響硫沉積速率

由于分酸分離器是分離氣井產(chǎn)出的酸液，目前安裝分酸分離器的集氣站有P301、P302、P303、P201、P202、P104集氣站，但從目前堵塞情況來看，各個集氣站均出現(xiàn)過堵塞情況。根據(jù)取樣化驗(yàn)堵塞物80%為單質(zhì)硫，根據(jù)單質(zhì)硫的沉積機(jī)理(公式1)，當(dāng)流程中溫度和壓力高時，多硫化氫的平衡向右移動，增加了被結(jié)合的多硫化氫形式的元素硫量。但當(dāng)集輸流程中溫度和壓力降低時多硫化氫平衡就向左移動，此時多硫化氫分解，發(fā)生元素硫的沉積，和集輸管道中其它雜質(zhì)形成混合物，流動性較差，很容易堵塞工藝設(shè)備和管線。

HS+Sx?H2Sx+1

(1)

3 硫溶劑加注配套工藝的應(yīng)用

目前，普光氣田集輸系統(tǒng)主要設(shè)備均為橇裝式，在原設(shè)計中，各集氣站內(nèi)均預(yù)留了一套溶硫劑加注橇位置，預(yù)留規(guī)格為8.6m×2.5m，結(jié)合前期采取的解堵措施和驗(yàn)證手段，以及收集到的現(xiàn)場基礎(chǔ)資料，我們決定依托集氣站內(nèi)現(xiàn)有的甲醇加注橇塊的井口備用泵和緩蝕劑移動加注橇塊的藥劑罐連接成溶硫劑加注裝置，在P3011-1井進(jìn)行溶硫劑(DSM-1和DSM-2)加注施工，故方案中溶硫劑加注設(shè)備選用橇裝式，且盡量與預(yù)留溶硫劑橇塊規(guī)格一致。溶硫劑加注橇塊包括藥劑罐、計量泵、閥、配管、附屬設(shè)備等。

(1)解決方案調(diào)研

利用蒸汽車熱解堵法主要是針對堵塞物較小，堵塞情況較輕的管線解堵效果較好，對堵塞部位利用蒸汽車進(jìn)行加熱將堵塞部位的堵塞物進(jìn)行融化，在普光采氣區(qū)普通采用，但易對管線、設(shè)備產(chǎn)生銹蝕，特別在冬季氣溫較低，濕度較大的環(huán)境下效果不理想。高壓氣體吹掃法必須要對生產(chǎn)井進(jìn)行停產(chǎn)，再利用堵塞位置后部的高壓氣體對堵塞位置進(jìn)行吹掃，再用蒸汽車進(jìn)行配合，將堵塞位置的異物吹出，耗時較長，效果不佳，溶硫劑浸泡法主要針對小型可拆卸的設(shè)備進(jìn)行機(jī)械清洗和浸泡，對于集輸管道和大型設(shè)備裝置無法適用，同時也需對生產(chǎn)井進(jìn)行停產(chǎn)，實(shí)用性不強(qiáng)。

(2)硫溶劑加注方案選擇

以P3011-1井為例，溶硫劑采用間歇性加注的方式，現(xiàn)場設(shè)置一臺加注泵，另設(shè)置一臺備用泵，將桶裝溶硫劑注入到溶硫劑儲罐中。在原設(shè)計中各集氣站中均考慮了溶硫劑加注問題，并在天然氣進(jìn)加熱爐前，分酸分離器下游均設(shè)置了溶硫劑加注口，因而可利用該加注口進(jìn)行溶硫劑的加注，其加注流程簡圖(圖6)：

圖6 硫溶劑加注流程示意圖

如圖6所示，井口來氣通過一級節(jié)流調(diào)壓后，天然氣中攜帶的單質(zhì)硫固體顆粒粉塵及雜質(zhì)可能附著在捕霧網(wǎng)。隨著生產(chǎn)時間延長，最終導(dǎo)致分酸分離器堵塞和下游集輸管線和設(shè)施的硫沉積。該加注方案利用了預(yù)留的溶硫劑加注口，管線及設(shè)備內(nèi)不需在管線上重新開口，生產(chǎn)井不需停產(chǎn)，施工難度相對較低，對氣井生產(chǎn)影響較小，鑒于分酸分離器至天然氣進(jìn)加熱爐前管線管徑規(guī)格為：Φ114.3×14.2，流量為65×104m3/h～90×104m3/h，我們設(shè)定溶硫劑加注排量為70m3/h～80m3/h，目的是使硫溶劑加注速率盡量與天然氣運(yùn)行參數(shù)保持同步，一方面能使沉積在加熱爐入口、下游管道的硫單質(zhì)與溶硫劑充分反應(yīng)，并最終利用天然氣流動性將反應(yīng)產(chǎn)物帶出，避免管線及設(shè)備中單質(zhì)硫沉積，另一方面考慮溶硫劑反推至分酸分離器介質(zhì)接觸面，能進(jìn)一步緩解并消除分酸分離器堵塞情況。

(3)現(xiàn)場硫溶劑加注實(shí)施情況

2011年1月31日18︰30開始，我們按照70L/h的排量進(jìn)行加注(因甲醇加注橇塊井口備用泵最小排量為70 L/h)，通過一級節(jié)流將井口來氣壓力調(diào)節(jié)為13.8MPa,溫度實(shí)測為35.3℃，第一批次加注量約為280L,加注時間約4h，含溶硫劑天然氣通過一次加熱爐后溫度升至55.3℃，進(jìn)入二級節(jié)流裝置后壓力減至9.14MPa,因此段管線為利舊裸露管段，因此溫度降至38.76℃，通過二次加熱爐后溫度升至54.5℃，壓力穩(wěn)定在8MPa以上，滿足外輸要求，第一批次硫溶劑加注完畢后，停止外輸，擬靜置14h，使集輸系統(tǒng)內(nèi)硫溶劑與附著于集輸管線及設(shè)備的單質(zhì)硫充分進(jìn)行反應(yīng)，2月1日11：50，第二批次硫溶劑開始加注，排量控制在80L/h左右，天然氣運(yùn)行參數(shù)未變化，共加注23h，2月2日10:30停止加注，加注量約為1840L，集輸系統(tǒng)停運(yùn)15h；2月3日1︰10，第三批次硫溶劑開始加注，排量控制在75L/h左右，天然氣運(yùn)行參數(shù)未變化；2月4日21︰12加注完畢,共加注44小時,加注量3300L,系統(tǒng)停運(yùn)13h；2月5日10︰00，集輸系統(tǒng)正常投運(yùn)。通過觀察分酸分離器前后壓差變化情況，硫溶劑加注前分酸分離器前后壓差達(dá)到了1.5MPa,分離效果不佳，排液量較少。通過對分酸分離器后端集輸管線取樣，發(fā)現(xiàn)天然氣中攜帶一定量的單質(zhì)硫粉塵，實(shí)施加注溶硫劑后，通過我們現(xiàn)場觀察，系統(tǒng)運(yùn)行中，分酸分離器壓差緩慢下降，在持續(xù)加注溶硫劑近1周后，分酸分離器壓差下降至0.4 MPa ～0.5MPa，恢復(fù)到P3011-1井投產(chǎn)時的正常范圍。經(jīng)測定，天然氣中單質(zhì)硫固體顆粒粉塵及雜質(zhì)含量明顯降低，分酸分離器排液量明顯增多，堵塞情況明顯改善，分酸分離器后端集輸管線、加熱爐、節(jié)流閥硫沉積現(xiàn)象基本得到消除，外輸天然氣氣質(zhì)得到改善，說明此次現(xiàn)場硫溶劑加注效果是明顯的。

4 結(jié)論及認(rèn)識

堵塞在普光氣田是較為普遍的問題，通過對P3011-1井前期的分析和現(xiàn)場施工，對普光氣田分酸分離器堵塞問題取得了幾點(diǎn)認(rèn)識和結(jié)論：

(1)影響元素硫溶解與沉積最重要的因素是元素硫在含硫天然氣中溶解度的變化。

(2) 分酸分離器結(jié)構(gòu)導(dǎo)致硫沉積物堵塞。

(3)溫度和壓力的變化是造成硫沉積的主要因素。

(4)硫溶劑加注工藝應(yīng)用效果顯著，具有較強(qiáng)的推廣價值和應(yīng)用前景。

1 楊樂，王磊，王冬梅.高含硫氣田生產(chǎn)系統(tǒng)的硫沉積機(jī)理及防治方法初探[J].石油天然氣學(xué)報．2009(2).

2 衛(wèi)增杰，王樹平，李治平.高含硫氣藏硫沉積預(yù)測及實(shí)施除硫作業(yè)時機(jī)選擇[J]．石油天然氣學(xué)報．2010(6).

3 付德奎，郭肖，鄧生輝.基于溶解度實(shí)驗(yàn)的硫沉積模型及應(yīng)用研究[J]．西南石油大學(xué)學(xué)報．2007(1).

4 呂明晏，張哲，汪是洋．高含硫氣田集輸系統(tǒng)元素硫沉積防治措施[J]．天然氣與石油．2011(6).