塔河油田二號聯酸氣回注工藝設計及過程模擬分析

趙德銀 姚彬 姚麗蓉 湯晟

中國石油化工股份有限公司西北油田分公司

在油氣處理工藝中會伴隨有酸廢氣排出，酸廢氣由H2S和CO2組成，具有毒性和窒息性，可嚴重威脅人身安全，并可破壞生態環境，所以需對酸氣進行處理。傳統的酸氣處理方法有硫磺回收法和放空燃燒法等[1]。硫磺回收工藝是將H2S轉變為硫磺單質進行銷售，該方法具有一定的經濟效益，但是其設備裝置投資費用高，而且受到硫磺回收市場的限制和約束[2]。放空燃燒法是直接將酸氣放空燃燒，該方法是直接、簡單、經濟，但是燃燒產物會破壞環境。

目前，酸氣回注技術以零排放、經濟、環保等優點正逐漸替代硫磺回收和放空燃燒方法[3]。酸氣回注工藝涉及酸氣壓縮、管道輸送以及注入地下儲存層，該工藝既可實現H2S和CO2的零排放，又可借助注入壓力提高開采油藏地層壓力，實現增產。國外酸氣回注技術工藝已趨成熟，美國和加拿大已有70多個酸氣回注系統正常運作且未發生重大事故[4]，而國內目前還沒有酸氣回注應用案例，本文以塔河油田二號聯合站為研究對象，結合國外設計案例。對酸氣回注工藝設計及相應的過程進行分析、模擬、校核。

1 酸氣回注工藝

酸氣回注工藝是將酸性氣體壓縮至足夠高的壓力，再用管道輸送至回注井，進而通過井筒注入預先選定的儲藏地層。整體工藝流程包括酸氣增壓、脫水、管道輸送、井口注入4個部分[3]，工藝流程如圖1所示。因酸氣含水且具有腐蝕性，回注工藝設計需注重酸氣相平衡、水合物預防、壓縮設備選型、管輸工藝、井筒回注等關鍵技術。

圖1 酸氣回注工藝流程Fig.1 Process flow of acid gas reinjection

酸氣回注工藝設計由于僅已知初始酸氣物性和回注地層狀態，一般采取逆流程方向進行設計[5]。首先通過酸氣組分相圖確定總體的工藝方案，根據回注井井底壓力、溫度確定井筒注入壓力，然后根據管輸摩阻損失量確定壓縮機出口壓力，再根據該壓力下酸氣相平衡曲線和含水量情況選取合適的壓縮級數和脫水方式。回注工藝初始酸氣一般為常溫常壓且含有游離水，而游離水的存在會造成酸氣腐蝕性的增強和水合物的生成，威脅工藝系統的安全運行，因此整體工藝設計應嚴格控制酸氣水含量。

2 二號聯酸氣回注工藝設計

塔河油田二號聯合站（簡稱“二號聯”）屬于塔河油田6號油區油氣集輸處理工程部分，原油脫硫處理能力368×104t/a，主要用于酸化油、老化油的凈化處理。為了回收酸廢氣，對二號聯輕烴站MDEA天然氣凈化裝置再生塔排放的酸氣采取加壓近距離輸送至TK7-640CH回注井進行封存。

2.1 酸氣相態分析

二號聯MDEA裝置排放的初始酸氣壓力為90～100 kPa，溫度為41.7℃，設計排放量為12 000 m3/d（在0℃、1個標準大氣壓下，以下類同），組分如表1所示，屬于濕酸氣。

表1 初始酸氣組分Tab.1 Initial acid gas component 體積分數/%

經HYSYS軟件繪制初始酸氣相圖如圖2所示，其水合物生成溫度范圍為10～30℃，臨界溫度為56℃，臨界壓力為8.5 MPa。水合物生成溫度較高，應設置脫水工藝以防止壓縮、管輸、調壓過程形成水合物，堵塞管路。

圖2 初始酸氣相圖Fig.2 Initial acid gas phase diagram

目前，在天然氣工業中，常見的脫水方法有乙二醇吸收法、冷卻脫水法和分子篩吸收法[6]。乙二醇吸收法是最為常見的脫水方法，但其在脫水的同時，酸氣組分CO2和H2S也極易被乙二醇吸收，造成乙二醇再生過程產生大量酸性氣體。分子篩吸收一般適用于深度脫水，不適用于酸性氣體的實際應用環境，因為分子篩墊層不僅吸附水，還易于吸附H2S和CO2[7]。冷卻脫水法主要運用氣體與熱交換器進行換熱達到冷卻效果，在酸氣進入氣體交換器和急冷器前均要注入吸收劑，以防止水合物的生成，雖然脫水效果好，但是加劑成本高，而且酸氣也會部分冷凝排出，造成二次污染。

考慮到本工藝回注井地層壓力較高，壓縮工藝壓比大，以及為避免目前普遍存在的過度設計問題，本工藝酸氣脫水采用壓縮脫水方式。

2.2 總工藝流程

二號聯酸氣回注工藝方案如圖3所示，二號聯酸氣回注工藝采用源頭增壓方案，酸氣自MDEA裝置出口管線接入回注增壓脫水系統，以便酸氣壓縮、脫水裝置的集中建設和運行管理。

圖3 二號聯酸氣回注工藝方案Fig.3 Acid gas reinjection scheme of No.2 Multi-puropose Station

（1）初始酸氣：90～100 kPa，41.7℃，排放量為12 000 m3/d。

（2）壓縮脫水后酸氣：15 MPa，50℃，排放量為11 120 m3/d。

（3）采用壓縮脫水方式降低水含量。

（4）管道沿線設置多個緊急截斷閥，以限制事故時酸氣放空量；在管道進出口端點處安裝壓力、流量和溫度傳感器，以檢測管道的泄漏狀態。

（5）回注井前設置壓力調節閥，以控制回注壓力和流量。

（6）井口回注壓力12.089 MPa，溫度20℃，酸氣為11 120 m3/d。

2.3 井筒回注工藝設計

TK7-640CH井筒垂直深度為5 547.44 m，斜向深度為6 040 m，地層壓力為60.07 MPa，溫度為100℃，油管內徑為76 mm，具體井筒高程分布如表2所示。

井筒回注壓力和相態可由GLEWpro軟件[8]確定，該軟件根據脫水酸氣組分（表1）、井筒高程（表2）、回注流量等參數最終確定回注井酸氣壓力分布（圖4）、密度分布（圖5）和溫度分布（圖6）。

表2 井筒高程分布Tab.2 Wellbore elevation distribution

圖4 回注井酸氣壓力分布模擬Fig.4 Simulation of acid gas pressure distribution in reinjection Wells

初步確定了酸氣回注所需要的壓力等級，據此可進行下一步工藝設計。分析結果顯示，回注井口壓力為12.089 MPa，回注量為11 120.13 m3/d，回注溫度為20℃。

圖5 回注井酸氣密度分布模擬Fig.5 Simulation of acid gas density distribution in reinjectionWells

2.4 管輸工藝設計

圖6 回注井酸氣溫度分布模擬Fig.6 Simulation of acid gas temperature distribution in reinjection Wells

酸氣從處理廠酸氣壓縮脫水出口到TK7-640CH回注井為管道輸送，該段管道全程2.5 km，處于地勢平坦地區，無高差起伏。酸氣管道工藝設計與常規油氣管道設計大致相同，計算壓降和溫度損失的一般方法也適用于酸氣管道[9]。為了防止管道腐蝕，酸氣管道工藝應關注管道內液體流動的速度，管道最大沖蝕速度為

式中：Vmax為管道允許的最大沖蝕速度，為4.08 m/s；ρ——流體密度，為600.73 kg/m3。

由于酸氣在管道流動過程中無游離酸水產生，故選用X70碳鋼。根據Colebrook管道流動模型，綜合考慮管輸要求和較小的管道壓降，初步選取管道Φ26.67 mm×2.87 mm，其內徑為20.93 mm。針對X70管道，最大運行壓力16 MPa，不考慮腐蝕余量，分別采用GB50253和ASME標準進行酸氣輸送管道管壁厚度設計計算，結合管道水力流動和強度要求，選擇尺寸為DN26.67 mm的管道，其壁厚為2.87 mm，腐蝕余量大于2 mm。

2.5 壓縮工藝設計

大多數壓縮工藝設計時遵循多級壓縮，每級壓縮比小于4∶1的原則[10]，對于酸氣而言，壓縮機組應控制排出溫度在150～180℃范圍內。加拿大Gas Liquids Engineering公司典型酸氣工程設計（圖7）是H2S體積分數為75%、CO2體積分數為25%的酸氣壓縮和冷卻過程[11]，確定5℃酸氣露點的保障距離，以達到酸氣充分脫水、防止冷凝的效果，并且最終以液相狀態排放。

五級壓縮：

圖7 酸氣（75%H2S和25%CO2）四級壓縮至11 MPaFig.7 Pressure of acid gas(75%H2S and 25%CO2)compressed to 11 MPa by four stages

本研究采用四級壓縮，綜合考慮站內處理工藝、管道、井筒及今后酸氣注入量變化的壓力需求后，每級壓比定為3.5，使用Ariel公司的Perfor‐mance軟件計算并初選該公司生產的JGJ/4型往復式壓縮機，由此確定了塔河油田二號聯合站壓縮工藝（圖8）。圖9為酸氣壓縮過程相圖，圖10為壓縮過程含水量變化圖，圖11為壓縮過程酸氣量變化圖，圖12為壓縮過程脫水量變化圖。

圖8 塔河油田二號聯合站壓縮工藝Fig.8 Compression process of No.2 Multi-puropose Station in Tahe Oilfield

經過HYSYS軟件模擬，結果顯示：

（1）在酸氣壓縮的前三級壓縮過程中，酸氣以氣相狀態存在，有效避免酸氣冷凝，而且酸氣溫度始終保持大于露點5℃的安全范圍，滿足5℃酸氣露點的安全距離。

（2）酸氣經過四級壓縮后，壓力達到15 MPa，再經過管道輸送和井筒回注前的調壓閥調節，井口處酸氣的壓力為12 MPa，滿足回注壓力要求。

圖9 酸氣壓縮過程相圖Fig.9 Phase diagram of acid gas compression process

圖10 壓縮過程含水量變化Fig.10 Variation of water content during compression

圖11 壓縮過程酸氣量變化Fig.11 Variation of acid gas amount during compression

（3）經過四級壓縮、冷卻和脫水之后含水量的體積分數為0.53%，脫水總量為698.494 kg/d，脫水效果顯著，壓縮后酸氣以純液相狀態排出，并且在后續管道輸送和井筒回注過程中只有凝析相，不產生游離酸水。

圖12 壓縮過程脫水量變化Fig.12 Variation of dehydration amount during compression

2.6 工藝模擬分析

表3為回注工藝關鍵節點處物流結果，圖13為整體的酸氣回注工藝的壓力-溫度關系。

圖13 整體酸氣回注工藝P-T關系曲線Fig.13P-Trelationship of overall acid gas reinjection process

表3 工藝關鍵節點物流結果Tab.3 Logistics results of process key node

圖14 塔河油田二號聯酸氣回注工藝Fig.14 Acid gas reinjection process of No.2 Multi-puropose Station in Tahe Oilfield

結合各關鍵工藝設計結果，基于HYSYS軟件建立塔河油田二號聯酸氣回注工藝流程，整個工藝過程如圖14所示：酸氣自MEDA再生塔進入1號分離器進行氣液分離，分離后的酸氣經過四級壓縮、冷卻、脫水過程管輸至TK7-640CH回注井。

由表3和圖14分析可知，初始酸氣經壓縮脫水后壓力達到15 MPa，酸氣中水的體積分數降低至0.53%，能有效防止水合物生成，液相酸氣管輸過程壓降小，經調壓閥調壓后到達井口時溫度為20℃，壓力為12.089 6 MPa，在井筒內壓力和溫度逐漸升高，酸氣到達井底6 040 m時溫度為90.8℃，壓力為60.07 MPa，與地層條件相近。

3 結束語

根據塔河油田二號聯合站的實際生產情況，以酸氣回注量11 120.13 m3/d和回注井井底流壓60 MPa為主要設計條件，在充分調研國外酸氣回注實例基礎上，分別對二號聯的酸氣回注壓縮工藝、管輸工藝、回注工藝進行了詳細的設計計算。設計采用四級往復式壓縮機，壓縮機出口壓力為15 MPa，管道采用Φ26.67 mm×2.87 mm，回注井口壓力為12.089 MPa。依據酸氣的特性，采用壓縮脫水的方式，脫水量為698.494 kg/d，脫水后酸氣中水的體積分數為0.53%，保證了管輸和回注過程無游離水產生，避免了設備腐蝕和水合物生成。