普光氣田地面集輸系統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管理處)

0 引言

普光氣田是我國迄今為止規模最大、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H2S和CO2不僅對地面集輸管線和設備裝置的安全運行造成較大影響，同時對現場人員的健康及環境也構成了極大威脅。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。普光氣田從投產至今，地面集輸管線流程及設備設施硫沉積現象嚴重，頻繁造成分酸分離器捕霧網、節流閥堵塞，排液管線堵塞排液失效等問題，已經嚴重影響到正常生產，如何有效解決集輸系統硫沉積堵塞問題是我們面臨的難題。

1 現場問題調查

(1)堵塞

為了制定有效的解決措施， 我們首先對集輸系統硫沉積堵塞情況進行了詳細的調查，并通過試驗進一步驗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以來，各井都出現過分酸分離器前后壓差過大造成憋壓，影響安全生產的現象，以P3011-1井為例，從投產時的生產數據來看，該壓差保持在0.2MPa以內為正常狀態，但隨著氣井生產時間增加，固態硫及其他雜質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到6MPa。分酸分離器捕霧網堵塞情況(圖1、圖2)。

圖1 分酸分離器提出物堵塞圖

如圖1、圖2所示，固態硫及雜質附著在分酸分離器捕物網，隨著生產時間的增加，固態硫及雜質累積量不斷增多，最終導致分酸分離器捕霧網堵塞，無法實現酸氣的分離。

(2)分酸分離器捕霧網堵塞周期預測及驗證

為了驗證分酸分離器捕霧網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行了跟蹤觀察：

圖2 分酸分離器捕物網堵塞圖

P3011-1井采用二級節流模式(8.5 MPa～28MPa),溫度控制在(30℃～55℃)，投產前分酸分離器更換了全新捕霧網，2010年7月10日投產到2010年8月7日，在生產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，判斷分酸分離器捕霧網還未形成堵塞，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，判斷分酸分離器捕霧網已開始出現硫沉積。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，已明顯出現堵塞情況，酸氣分離情況不佳，排液量較投產時大幅減少，判斷分酸分離器捕霧網硫沉積現象嚴重(現場取出實物已驗證各階段判斷(圖3))，由此可以分析，分酸分離器捕霧網在該生產條件下平均4個月左右將被堵死，需要進行清理解堵，恢復生產。

(3)堵塞物成分分析

在P3011-1井現場勘察中，我們發現在分酸分離器上部、分酸分離器捕霧網、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 粉末狀單質硫

圖5 膠體狀硫化物

為了進一步明確堵塞物的組分，我們對提取物進行了組分化驗，其化驗結果見表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34.35%也未見硫堵，而有的僅含8.4%就發生硫堵。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?，壓力和溫度等條件的變化，都會影響硫在高含硫氣體中的化學和物理溶解作用。當硫在酸性氣體中的溶解達到飽和狀態時，進一步降低壓力和溫度，析出的元素硫就會以液態或固態形式沉積下來，最終使整個混合物由單一氣相狀態轉變為氣液兩相或氣固兩相或氣液固三相。其次，在節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，當其超出該條件下元素硫的臨界飽和度時，必有單質硫析出，若流體攜帶硫結晶體的能力低于硫結晶體的析出量，在某時某點就將發生硫沉積現象。

(2)分酸分離器結構是造成元素硫堵塞的原因

分酸分離器捕霧網硫堵。捕霧網空隙狹小，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，各個集氣站均出現過堵塞情況。根據取樣化驗堵塞物80%為單質硫，根據單質硫的沉積機理(公式1)，當流程中溫度和壓力高時，多硫化氫的平衡向右移動，增加了被結合的多硫化氫形式的元素硫量。但當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，發生元素硫的沉積，和集輸管道中其它雜質形成混合物，流動性較差，很容易堵塞工藝設備和管線。

HS+Sx?H2Sx+1

(1)

3 硫溶劑加注配套工藝的應用

目前，普光氣田集輸系統主要設備均為橇裝式，在原設計中，各集氣站內均預留了一套溶硫劑加注橇位置，預留規格為8.6m×2.5m，結合前期采取的解堵措施和驗證手段，以及收集到的現場基礎資料，我們決定依托集氣站內現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井進行溶硫劑(DSM-1和DSM-2)加注施工，故方案中溶硫劑加注設備選用橇裝式，且盡量與預留溶硫劑橇塊規格一致。溶硫劑加注橇塊包括藥劑罐、計量泵、閥、配管、附屬設備等。

(1)解決方案調研

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行加熱將堵塞部位的堵塞物進行融化，在普光采氣區普通采用，但易對管線、設備產生銹蝕，特別在冬季氣溫較低，濕度較大的環境下效果不理想。高壓氣體吹掃法必須要對生產井進行停產，再利用堵塞位置后部的高壓氣體對堵塞位置進行吹掃，再用蒸汽車進行配合，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備進行機械清洗和浸泡，對于集輸管道和大型設備裝置無法適用，同時也需對生產井進行停產，實用性不強。

(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，現場設置一臺加注泵，另設置一臺備用泵，將桶裝溶硫劑注入到溶硫劑儲罐中。在原設計中各集氣站中均考慮了溶硫劑加注問題，并在天然氣進加熱爐前，分酸分離器下游均設置了溶硫劑加注口，因而可利用該加注口進行溶硫劑的加注，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流調壓后，天然氣中攜帶的單質硫固體顆粒粉塵及雜質可能附著在捕霧網。隨著生產時間延長，最終導致分酸分離器堵塞和下游集輸管線和設施的硫沉積。該加注方案利用了預留的溶硫劑加注口，管線及設備內不需在管線上重新開口，生產井不需停產，施工難度相對較低，對氣井生產影響較小，鑒于分酸分離器至天然氣進加熱爐前管線管徑規格為：Φ114.3×14.2，流量為65×104m3/h～90×104m3/h，我們設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行參數保持同步，一方面能使沉積在加熱爐入口、下游管道的硫單質與溶硫劑充分反應，并最終利用天然氣流動性將反應產物帶出，避免管線及設備中單質硫沉積，另一方面考慮溶硫劑反推至分酸分離器介質接觸面，能進一步緩解并消除分酸分離器堵塞情況。

(3)現場硫溶劑加注實施情況

2011年1月31日18︰30開始，我們按照70L/h的排量進行加注(因甲醇加注橇塊井口備用泵最小排量為70 L/h)，通過一級節流將井口來氣壓力調節為13.8MPa,溫度實測為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℃，進入二級節流裝置后壓力減至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，使集輸系統內硫溶劑與附著于集輸管線及設備的單質硫充分進行反應，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，天然氣運行參數未變化，共加注23h，2月2日10:30停止加注，加注量約為1840L，集輸系統停運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，天然氣運行參數未變化；2月4日21︰12加注完畢,共加注44小時,加注量3300L,系統停運13h；2月5日10︰00，集輸系統正常投運。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，發現天然氣中攜帶一定量的單質硫粉塵，實施加注溶硫劑后，通過我們現場觀察，系統運行中，分酸分離器壓差緩慢下降，在持續加注溶硫劑近1周后，分酸分離器壓差下降至0.4 MPa ～0.5MPa，恢復到P3011-1井投產時的正常范圍。經測定，天然氣中單質硫固體顆粒粉塵及雜質含量明顯降低，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、節流閥硫沉積現象基本得到消除，外輸天然氣氣質得到改善，說明此次現場硫溶劑加注效果是明顯的。

4 結論及認識

堵塞在普光氣田是較為普遍的問題，通過對P3011-1井前期的分析和現場施工，對普光氣田分酸分離器堵塞問題取得了幾點認識和結論：

(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) 分酸分離器結構導致硫沉積物堵塞。

(3)溫度和壓力的變化是造成硫沉積的主要因素。

(4)硫溶劑加注工藝應用效果顯著，具有較強的推廣價值和應用前景。

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

2 衛增杰，王樹平，李治平.高含硫氣藏硫沉積預測及實施除硫作業時機選擇[J]．石油天然氣學報．2010(6).

3 付德奎，郭肖，鄧生輝.基于溶解度實驗的硫沉積模型及應用研究[J]．西南石油大學學報．2007(1).

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