高溫高壓酸性氣田空冷器設置優化

秦 璇 宋代詩雨 劉永茜

中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司，四川 成都 610041

0 前言

土庫曼斯坦氣田地處沙漠地區，集輸地面設施主要包括單井站、集氣站、油氣處理廠及集氣站至油氣處理廠含凝析油的天然氣采集氣管道系統。氣田內每口單井產量高，同時井口節流后氣體溫度高達90～120 ℃、關井壓力43～46 MPa，井口流動壓力35 MPa。 原料氣中H2S 含量3.0～4.5%，CO2含量5.6～6.2%，氣田水中Cl-含量120 000 mg/L，屬高含H2S、高含CO2、高含Cl-、高溫、高壓的酸性凝析氣田，對國內高溫、高壓酸性氣田開發實屬罕見，在世界上也很少見。因此對高溫、高壓酸性氣田內部集輸工藝中合理設置空冷器位置的工藝優化提出了新的挑戰。

1 空冷器設置目的

冷卻系統是天然氣集輸工藝系統的一個重要組成部分。尤其是對于高溫、高壓酸性氣田的內部集輸工藝，要求合理優化空冷器的工藝設置，減少介質對管道和設備的腐蝕，降低投資，滿足介質的輸送條件和工藝要求［1］。通過對本工程空冷器設置方案優化的分析，從而減少設備數量，降低工程投資，使氣田集輸工藝技術水平得到了提高，為今后在國內外異常高溫氣田地面建設中探索出空冷器設置方案優化的方法。氣田平面布置見圖1。

圖1 氣田平面布置

對于該高溫、高壓酸性氣田，集輸工藝及原料氣管道和設備材質要求必須設置空冷器進行原料氣溫度控制［2］。

1.1 控制原料氣溫度滿足集輸工藝需要

結合已知基礎條件，若從井口至油氣處理廠均無空冷設備，經計算，單井采氣管道末端溫度約83℃；集氣干線末端溫度約75℃，因此自井口節流后至油氣處理廠的整個集輸過程，管道內輸送介質溫度較高，同時由于內部集輸系統為氣液混輸，且設計壓力高，根據相關規范計算可得，H2S 氣體最大分壓為0.61 MPa，CO2氣體最大分壓為0.84 MPa。

可見，本工程內部集輸腐蝕特點為：

a）H2S 氣體最大分壓為0.61 MPa，H2S 具有較強的腐蝕性；

b）CO2氣體最大分壓為0.84 MPa，CO2具有較強的腐蝕性；

c）大部分管道運行溫度高于60 ℃，易引起應力腐蝕開裂；

d）H2S、CO2聯合作用的腐蝕；

e）高溫、H2S、CO2聯合作用的腐蝕。

對于原料氣中含CO2的酸性環境，當介質溫度處于60～100 ℃時，CO2腐蝕最為嚴重。由于該氣田為高溫氣田，因此必須控制碳鋼管道起點處的操作溫度，需在集氣站內設置空冷器，控制集氣干線起點溫度不超過60 ℃。

1.2 滿足油氣處理裝置工藝需要

由于下游油氣處理裝置的工藝要求，原料氣進入脫硫脫碳裝置溫度不高于50 ℃，因此原料氣在進入脫硫脫碳裝置前需設置空冷器，將溫度降至50 ℃以內。

2 空冷器設置位置

2.1 集輸工藝方案比選

根據該氣田高溫、高壓、高酸性的氣質特點，從集氣站到油氣處理廠存在三種不同的空冷器設置位置、集輸工藝及管道材質選擇方案。

2.1.1 方案一

集氣干線采用碳鋼管道干氣輸送，空冷器設在集氣站。 為滿足原料氣以低于50℃的溫度進入脫硫脫碳裝置的工藝需要，同時避免CO2超過60℃而進入強腐蝕區的工況，需要控制集氣干線起點溫度不超過60℃，因此空冷器應設置在集氣站內。

單井節流后原料氣通過采氣管道氣液混輸至鄰近集氣站，集氣站內設置單井輪換計量分離器、氣液分離器、空冷器和脫水裝置，原料氣經分離、冷卻、再分離后通過脫水裝置脫去游離水，集氣干線干氣輸送至油氣處理廠集氣裝置。方案一集輸工藝原理流程見圖2。

圖2 方案一集輸工藝原理流程

2.1.2 方案二

集氣干線采用“碳鋼+緩蝕劑”濕氣輸送，空冷器設在集氣站。

同方案一空冷器設置在集氣站內，單井節流后原料氣通過采氣管道氣液混輸至鄰近集氣站。集氣站內設置單井輪換計量分離器、氣液分離器、空冷器，原料氣經分離、冷卻、再分離后通過集氣干線濕氣輸送至油氣處理廠集氣裝置。在集氣站內增設緩蝕劑加注系統，對集氣干線進行緩蝕劑加注預膜處理。方案二集輸工藝原理流程見圖3。

圖3 方案二集輸工藝原理流程

2.1.3 方案三

集氣干線采用雙金屬復合管氣液混輸，空冷器可設在油氣處理廠或集氣站。

原料氣井口節流后輸送溫度約90～120℃，由于集氣干線采用雙金屬復合管，能大大降低CO2在強腐蝕區對管道的腐蝕速率，該段管道的安全運行得到保障，可以不降溫運行，因此空冷器可設置在油氣處理廠集氣裝置或集氣站，滿足下游脫硫脫碳裝置對介質溫度的要求。

單井節流后原料氣通過采氣管道氣液混輸至鄰近集氣站。集氣站內設置單井輪換計量分離器，原料氣經單井計量后再匯總通過集氣干線氣液混輸至油氣處理廠集氣裝置；油氣處理廠集氣裝置內設有集氣干線清管接收裝置、段塞流捕集器、緩沖罐、氣液兩相分離器、空冷器；原料氣經分離、空冷、再分離后進入下游脫硫脫碳裝置，分離出的液相進入下游未穩定凝析油裝置。方案三集輸工藝原理流程見圖4。

圖4 方案三集輸工藝原理流程

2.1.4 方案比選

集輸工藝三個方案比較見表1。

表1 集輸工藝方案比較表

經綜合比較，本工程集氣干線采用氣液混輸工藝、雙金屬復合管材質。由于雙金屬復合管具有良好的抗腐蝕性，針對集氣干線腐蝕問題，可不考慮介質溫度對管道腐蝕的影響，介質溫度只需滿足下游脫硫脫碳裝置的溫度要求即可。

因此該氣田空冷器設置采用方案三，即空冷器設在油氣處理廠或集氣站。

2.2 空冷器設置方案比選

針對已確定的工藝方案三，進行空冷器位置優化比選。

2.2.1 空冷器設在油氣處理廠

空冷器設在油氣處理廠（方案A），集氣站內可不設置生產分離器、空冷器及相應配套設施，極大地減少集氣站的占地面積；正常生產時，集氣站內連續運行的設備僅有1 臺輪換計量分離器，同時集氣站的自動切換及數據采集可通過油氣處理廠的調度控制中心實現；集氣站可實現無人值守，無需配套設置值班室、員工宿舍及生活用氣、供水等公用工程。空冷器集中設置在油氣處理廠可利用廠內公用工程設施，設備維護管理方便，減少維護管理工作人員數量，方便整個氣田的集中管理與維護，為平穩運行提供更可靠的保障。

2.2.2 空冷器設在集氣站

空冷器設在集氣站（方案B），導致集氣站內增加多臺設備，占地面積較方案A 大；相對于方案A 工程投資及操作運行費用更高；正常生產時，站內有多臺動、靜設備同時運行，故集氣站必須有人值守，同時增加配套設置值班室、員工宿舍及生活用氣、供水等公用工程；增加了整個氣田的人員配置，加大了氣田的調度維護難度。

2.2.3 兩種集輸工藝技術經濟比選

方案比選僅考慮可比工程量、投資和運行維護費。集輸工藝技術經濟比選見表2。

綜上所述，在集氣干線采用氣液混輸工藝、雙金屬復合管材質方案的基礎上，方案A 將空冷器集中設置在油氣處理廠內，不僅節省投資、方便操作管理，更能充分利用雙金屬復合管的價值，系統工藝方案最優。

表2 集輸工藝技術經濟比選表

3 結論

根據上述對于空冷器的設置目的、設置位置的論述結果，綜合考慮集輸和處理工藝、管道和設備材質的比選，將空冷器集中設置在油氣處理廠內，充分利用廠內公用工程設施，不需單獨設置值班室、員工宿舍及生活用氣、供水等公用工程，極大地減少集氣站占地面積，實現集氣站無人值守，便于整個氣田的集中管理與維護，為氣田平穩運行提供可靠的保障，也能充分利用雙金屬復合管的抗腐蝕優勢，系統工藝方案最優，工程投資及操作運行費用最低。

［1］宋德琦. 氣田地面工程設計［M］.北京：中國石油大學出版社，2010. Song Deqi. Surface Engineering Design of Gas Field［M］. Beijing: China University of Petroleum Press, 2010.

［2］蘇建華，許可方，宋德琦，等. 天然氣礦場集輸與處理［M］.北京：石油工業出版社，2010.Su Jianhua, Xu Kefang, Song Deqi,et al. Gathering and Processing of Natural Gas Field ［M］. Beijing: Petroleum Industry Press, 2010.