集氣站脫水撬三甘醇損失原因分析及實施對策

賈浩民，喬玉龍，孫維虎，高 遠，胡科先，李 龍，田婉玲，魏 萍，劉學蕊

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006；3.中國石油長慶油田分公司技術監測中心，陜西西安710021；4.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古烏審旗017300）

集氣站脫水撬三甘醇損失原因分析及實施對策

賈浩民1，喬玉龍2，孫維虎2，高 遠2，胡科先3，李 龍3，田婉玲2，魏 萍4，劉學蕊2

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006；3.中國石油長慶油田分公司技術監測中心，陜西西安710021；4.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古烏審旗017300）

天然氣生產中，從氣井采出的天然氣先進入集氣站進行初步的氣、液、機雜分離和水分脫除，然后通過管線輸至天然氣凈化廠進行進一步凈化處理。此過程中，集氣站脫水撬成為了天然氣初步脫水處理的關鍵設備。近年來，靖邊氣田B1站脫水撬在運行中出現三甘醇損失嚴重的情況，本文通過采取紅外探測、高壓水清洗等措施找到了三甘醇損失嚴重的原因，并開展了針對性的化學清洗作業，取得了較好的應用效果。

脫水撬；三甘醇；損失；對策；化學清洗

目前，采氣一廠B1站在用脫水撬于1997年服役，2002年調整至B11集氣站服役，2009年調整至B1站運行至今。自該脫水撬在B1站服役以來存在三甘醇損耗量大的問題，2009年7月-2010年5月損失三甘醇溶液8160 L。

1 原因分析及判斷措施

1.1 原因分析

1.1.1 塔頂捕霧絲網破損嚴重 考慮通過外輸管線壓力表拷克處可排出少量三甘醇及脫水撬運行年限較長（13年）等因素，判斷脫水撬塔頂捕霧絲網腐蝕破損可能性較大。

1.1.2 富液循環線路堵塞嚴重 補加三甘醇進入塔內后，緩沖罐液位較低且富液出口未見富液回流，判斷富液循環線路存在較為嚴重堵塞現象。

1.1.3 吸收塔塔盤堵塞嚴重 吸收塔只有塔頂和塔底2個清洗口，在檢修時無法對每層塔盤進行清洗，經過10余年的運行，產生的污垢可能堵塞了塔盤，使得天然氣與三甘醇貧液沿同一通道流通導致天然氣攜液量增大。

1.2 判斷措施

采取了紅外線測溫、高壓水清洗、進氣試運行及取出物化學分析等措施。

1.2.1 紅外線測溫 脫水撬停運后，利用紅外線測溫儀對吸收塔、富液精餾柱進行了探測以判斷堵塞情況。

結果表明，吸收塔頂熱成像有異常，判斷可能存在堵塞情況。但由于探測時天氣炎熱，有可能存在脫水撬塔頂本體溫度較高而造成誤判的情況。

1.2.2 高壓水沖洗 對吸收塔、已拆卸的富液精餾柱、緩沖罐及貧富液循環管線進行水沖洗。發現排出的水質較臟且存在較多污垢。

水洗作業結束后進行了2天的水聯運，完成后排出的水水質較清。

1.2.3 進氣分階段試運 脫水橇進三甘醇進行空載，未見溶液損失；處理氣量35×104m3/d運行2 h緩沖罐液位由80%降至25%；降低處理量至1×104m3/d氣量運行1 h后三甘醇循環泵出現空轉現象，三甘醇損耗量依然較大。

1.2.4 取出物化學成份分析 對水沖洗的污水及垢樣進行取樣化學分析，分析結果（見表1）。

表1 脫水橇吸收塔取出物化驗分析結果

取出物中主要由鐵的腐蝕產物（以FeS為主，Fe2+含量：51.97%）、有機物（19.5%）及酸不溶物（沙粒等）組成，說明污物主要為鐵的腐蝕產物。

1.3 小結

脫水撬三甘醇損失嚴重的根本原因是吸收塔盤被鐵的腐蝕產物及污垢（鹽）嚴重堵塞。

2 解決對策及實施效果分析

調研結果表明，化學清洗法具有清洗效率高、操作時間短、使用方便以及可以在不停車條件下進行清洗等特點，在國內外的石油化工、冶金、電力等工業部門應用廣泛。通過對比，從經濟實用、操作簡單方便、腐蝕性弱、清洗效果好等方面考慮，采用氨基磺酸作為脫水撬化學清洗用酸。

2.1 氨基磺酸清洗液的腐蝕速率測定

脫水撬酸洗前對氨基磺酸清洗液進行了室內掛片腐蝕速率測試實驗。結果表明，清洗液腐蝕速率為0.1126～0.3872 mm/a，平均腐蝕速率0.129～0.3426 mm/a，腐蝕較輕微。

表2 化學清洗作業用酸性能特點

表3 氨基磺酸清洗液室內腐蝕速率測試結果統計表

2.2 清洗方案及操作步驟

化學清洗主要按照“先堿洗除油、后酸洗除垢”進行。具體實施步驟為：水沖洗（檢漏）→吸收塔堿液沖洗（除油）→堿液中和（排放）→水沖洗（除渣）→吸收塔酸洗（除垢）→酸液中和（排放）→水沖洗。

2.3 吸收塔堿洗

清水沖洗后，用NaOH堿液對脫水撬實施循環堿洗除油作業，在作業中采取“邊循環、邊撇油”措施，當槽內液體表面幾乎無絮凝油狀物體時堿洗結束。

堿洗液與清水沖洗水相比較，堿液顏色烏黑且表面有油狀物體產生，結合堿洗前后塔內有毒、有害氣體含量檢測結果說明循環堿洗作業起到了一定的效果。

2.4 吸收塔酸洗

2.4.1 吸收塔酸洗 酸洗過程按照“循環酸洗→短暫浸泡→循環酸洗→加酸循環→浸泡酸洗→循環酸洗”進行，酸洗過程主要運行數據統計。

結果表明：（1）加入酸洗液進行循環后，檢測出取樣槽中檢測出取樣槽內H2S、CO含量上升明顯，酸液濃度下降、Fe2+含量上升，說明氨基磺酸與塔內鐵的腐蝕產物（FeS）反應明顯，清洗效果顯著；（2）檢測酸液的濃度、Fe2+、Fe3+含量變化不明顯時，說明反應完成,酸洗作業結束。

表4 堿洗作業過程相關參數統計表

表5 堿洗后清水沖洗過程中塔內有毒、有害氣體測試結果

表6 酸洗作業前、中、后吸收塔塔體壁厚檢測結果

2.5 吸收塔水清洗

為確保塔內殘余的酸液對塔體及內部構件產生腐蝕作用，利用“富液出口進水、塔頂天然氣出口管線出水”的方法對塔內進行清洗。

2.6 吸收塔酸洗過程腐蝕性分析

酸洗作業前、作業中及酸洗后吸收塔壁厚檢測結果表明，塔體及塔內附件未產生嚴重的酸液腐蝕現象。

2.7 吸收塔酸洗效果分析

主要從酸洗前后塔頂捕物絲網堵塞情況、酸洗及中和過程中酸液外觀情況、酸液消耗量計算、除垢（鹽）量計算及酸洗后脫水撬運行情況等幾個方面進行效果分析。

2.7.1 酸洗前后塔頂捕物絲網堵塞情況 酸洗作業前、后吸收塔塔頂捕物絲網堵塞情況。

酸洗前捕物絲網呈黃褐色、堵塞較為嚴重；酸洗后，捕物絲網顏色呈黑色，且部分絲網內堵塞物已清出，空隙清洗可見。表明酸洗效果較好。

2.7.2 酸洗及中和過程中酸液液體外觀 酸洗過程中排出的酸液呈烏黑色，中和后槽內液體呈現烏黑黏糊狀，表明溶于酸的垢或鹽類物質在中和后析出所致。結合酸洗前塔內所排出清洗水的清澈、干凈程度及酸洗過程中H2S、CO等有毒有害氣體濃度檢測情況，酸洗效果較好。

2.7.3 酸液消耗量

（1）陽離子推算法，初次酸液浸泡后進行5 h循環后取樣分析，分析結果（見表7）。

酸液和垢鹽的反應量通過陽離子的含量來計算，陽離子（Ca2+、Mg2+、Na+、Fe2+）為 0.219 mol/L，加入塔內的2.77 m3溶液量，計算消耗氨基磺酸量為58.90 kg。

（2）酸液濃度推算法，浸泡15 h后再次進行5 h循環，氨基磺酸用量為148.94 kg，根據氨基磺酸加入總量202 kg，計算氨基磺酸消耗量為52.06 kg。

在酸洗中，氨基磺酸消耗量52.06～58.90 kg，因此酸洗作業具有一定的效果。

2.7.4 除垢（鹽）量

（1）反應機理，氨基磺酸溶解垢（鹽）物，生成可溶于水的氨基磺酸鹽，達到去除除垢（鹽）的目的。

表7 酸洗長時間浸泡后再循環階段酸樣離子化驗結果

表8 脫水撬清出物分析

（2）垢鹽類型以及形成機理，根據清出物化驗結果分析塔內清出物的類型（見表9）。

脫水撬垢物中含有 Ca2+、Mg2+、Na+、Fe2+、Fe3+、Cl-、S2-而未發現 CO32-和 SO42-，說明垢鹽由 CaCl2、MgCl2、NaCl、FeS及Fe2O3等幾種物質組成。

根據以上分析，吸收塔塔盤堵塞主要原因是天然氣攜帶含CaCl2、MgCl2及NaCl等鹽份的地層水進入脫水塔后，與天然氣攜帶進塔內的有機物、油份及鐵的腐蝕產物螯合在一起并沉積在塔盤和升氣帽齒縫等三甘醇流動不順暢的地方，長時間后形成堵塞物堵塞塔盤。

（3）吸收塔中垢（鹽）含量計算，根據以上垢（鹽）類型的推斷及分析結果，結合酸液長時間浸泡后再循環過程中酸液中陰陽離子含量可以推算出吸收塔內所清除的垢（鹽）含量。

根據以上的分析可以得出，脫水撬內沉積的垢（鹽）量共計19.96 kg。

考慮到酸洗前所進行水洗時洗出的沙粒等酸不容物可以推斷，此次化學清洗作業清除的垢（鹽）總量至少為19.96 kg。

2.7.5 酸洗后脫水撬運行 脫水撬化學清洗作業結束后，加注三甘醇1200 L后進氣試運行，酸洗前后三甘醇補加對比情況如下表所示。

結果表明：在相同處理量下，脫水撬三甘醇補加量由酸洗前的18.58升/天下降至酸洗后的5.19升/天，三甘醇損耗率由酸洗前的0.69下降至0.26，脫水撬化學清洗效果明顯。

表9 閃蒸塔底部清出物

表10 吸收塔酸液浸泡后再循環過程中酸樣化驗分析結果

表11 酸洗前后B1站脫水撬三甘醇補加情況對比

3 結論與認識

（1）高壓水清洗、脫水撬進氣試運行及取出物化驗分析結果表明，脫水撬塔盤嚴重堵塞是脫水撬三甘醇嚴重損失的根本原因。

（2）利用化學清洗方法對脫水橇進行清洗，清洗后的脫水撬三甘醇未出現損失，說明化學清洗作業效果明顯。

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X703

A

1673-5285（2012）07-0092-04

2012－03-14

賈浩民，男，畢業于東北石油大學，現任長慶油田第一采氣廠采氣工藝研究所所長，高級工程師，主要從事天然氣開采工藝技術研究工作，郵箱:jhm_cq@petrochina.com.cn。