高含硫天然气井

高含硫天然气井（精选7篇）

高含硫天然气井 篇1

1 长井段气层屏蔽暂堵工艺技术

普光气田气藏埋深5500-6000m, 以水平井、大斜度定向井平井开发为主, 单井射孔井段最大达1215.2m, 如P101-6井一次性射开储层厚度838.8m, 起下射孔管柱和下入一体化的酸化-生产完井管柱[2], 所耗费的时间约7天左右, 再加上起下管柱引起的井底压力波动或工具抽汲激动, 容易诱导地层天然气进入井眼, 导致压井液气浸、井涌事件的发生, 因此, 必须采用屏蔽暂堵技术, 堵塞近井地带岩石孔隙喉道, 降低储层供气喉道总面积, 严格控制天然气的活跃程度, 达到控制井眼气浸和气窜速度的目的, 保证在安全作业周期内实现安全顺利起下。针对普光碳酸盐储层特性和漏失特性, 研制开发的屏蔽暂堵液, 能将一、二、三类储层射孔炮眼和裂缝及渗滤面实施暂时封堵, 并且达到一定的封堵强度, 极大地提高了地层的承压能力, 确保井底静压力较高于地层压力的情况下不发生漏失, 并阻止酸性气体窜入井筒, 为作业施工提供井控安全保障。投产时通过酸压改造解除储层堵塞。

2 压井液性能及压井工艺优化

(1) 高含硫气井压井液特点:根据普光气井压力系数及地层特性, 通过室内岩心实验分析, 开发了无固相有机盐压井液和系列添加剂。配制的压井液具有防漏、防气窜、防腐、与地层配伍性好、安全环保等特点。

(2) 因地层承压能力的提高, 使用较高密度压井液成为可能, 较常规设计提高0.02;压井工艺上, 循环压井过程中通过控制回压, 提高井底压力, 阻止储层天然气浸入井眼, 改善了压井效果。

3 作业气测录井监测技术应用

气测综合录井仪对投产作业过程进行适时气测, 随时检测井口溢出流体中全烃、H2S含量, 根据气测录井监测数据准确计算井内气体上窜速度, 及时报告H2S异常, 确保投产作业施工人员的人身安全, 掌握天然气上窜速度。上窜速度计算公式为:

式中:V—气体上窜速度, m/min;Hq—气层顶界深度, m.

Q—洗压井时泵的平均排量, m3/min.

T-气测录井测出的气体 (全烃) 迟到时间, min.

q—套管环空单位长度容积;m3/m.

高含硫化氢气井安全起下钻达到的主要技术条件:

(1) 在高含硫化氢气井作业起下钻前, 严格检查压井液的各项性能指标, 保证井内压井液密度达到设计要求。

(2) 静止观察前后, 实施循环洗井作业时, 其进出口密度差<0.02g/m3及全烃气测显示值<10%。

(3) 短起下作业后, 静止观察一个起下钻作业周期预测时间, 循环1.5-2周, 无溢漏异常, 并进行气测录井, 计算气体上窜速度<10m/h;若≥10m/h, 应调高压井液密度, 重新压井。

通过作业气测录井技术应用, 准确的掌握了井下气体的上窜速度, 极大的缓解了井口作业人员的心理压力, 施工人员的人身安全得到保证。根据普光主体36口井气窜速度检测结果表明, 气体的上窜速度一般在3.0-5.0m之间, 证明了屏蔽暂堵技术对阻止气体浸入的有效性。

4 井控装置等级及硫化氢安全预警技术

普光气田储层埋藏深5500-6000m, 气井套管容积大, 水平位移大, 射孔井段跨度、厚度大;层间物性差异大, 储层安全压力窗口窄 (0.5~1.0MPa) , 在作业起下管柱过程中易引起压力激动, 造成地层漏失或气侵, 甚至导致井涌、井喷等事故。

4.1 井控装备等级设计

根据单井的风险级别井控装置设计使用有2种组合:探井、水平井、高压异常井采用油管四通+2FZ28-105 (全封+半封) +2FZ28-105 (半封+剪切) 防喷器组合;直井、定向井采用油管四通+2FZ28-70 (全封+半封) +FZ28-70 (剪切) 防喷器组合。内防喷工具主要使用了井控旋塞阀和井下回压阀。

4.2 硫化氢安全预警技术

含硫天然气中H2S是对设备和人身伤害极大的一种有毒气体, 在井口、修井平台、值班房、放喷管口、溢流口等位置都设置了H2S检测仪报警仪器, 以及操作人员随身携带的便携式报警仪, 低限值10ppm、上限值20ppm、最大值100ppm;当H2S检测仪进入报警状态时操作岗位员工应迅即佩带防毒器材 (空气呼吸器) , 按照高含硫气井作业应急程序抢险。

4.3 其它辅助性井控措施

起下钻及时灌注压井液、循环洗井对液体性能检测调整、液罐溢漏报警装置, 在气层井段及附近起下钻控制速度, 平稳操作等。

5 普光气田投产作业井控取得预期效果

普光气田投产运作中, 井控安全作为首要任务进行攻关, 作业期间必须严格控制井下气体的活跃程度, 通过对射孔气层的屏蔽暂堵、压井液性能和压井工艺优化设计以及推广应用, 主体投产作业的36口井, 单井射孔井段长、天燃气产量高, 日配产60-100万方, 气体上窜速度都控制在了5m/h以下, 压井成功率100%, 无一口井在起下作业过程出现溢漏、井涌、井喷事故。保证了普光高含硫气田的安全顺利投产。

6 结论与认识

高含硫气田的开发需要理论突破和工艺技术创新, 气层屏蔽暂堵技术和作业气测录井技术的应用是高压、高温、高含硫气井作业井控技术的延伸, 主要认识有以下几点。

(1) 气层屏蔽暂堵确实能封闭近井地带岩石孔隙喉道, 降低储层供气喉道总面积, 控制天然气的活跃程度, 降低井涌井喷事故风险。

(2) 屏蔽暂堵能在炮眼周围形成阻隔层, 阻止气体流入井眼和阻止压井液漏入地层, 拓宽地层压力窗口, 使压井液密度选择和压井工艺的井口回压控制操作压力范围变大。

(3) 屏蔽暂堵应用效果明显, 暂堵后井筒内气体上窜速度均在5.0m/h以下, 作业过程井筒状态始终保持一级井控。

(4) 因不同井型井况环境差异、不同区块储层特征差异, 暂堵液用量和添加剂含量需进一步探索研究。

摘要：普光气田天然气井高压、高产、高含硫, 投产工程面临安全风险大、有毒有害气体泄漏等风险。气井投产作业过程应用气层酸溶性屏蔽暂堵、气窜速度录井监测、压井工艺优化等技术, 使高含硫气井投产作业过程, 井控始终处于一级井控状态, 对类似普光高含硫气田安全顺利投产和环境保护具有重要意义。本文就普光气田投产作业实践, 介绍高含硫气井作业过程的井控安全技术。

关键词：普光,高含硫气井,投产作业,井控安全技术

参考文献

[1]何生厚.普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策[J].天然气工业, 2008, 28 (4) :82-85

[2]张庆生等.普光高含硫气田采气管柱的优选[J].天然气工业, 2009, 29 (3) :91-93

高含硫天然气井 篇2

地层压力又称地压, 指的是作用于岩体孔隙内部的流体向上压力, 它是进行气藏地质评价和气藏开发等活动的重要参数。但由于气藏开采过程中, 很多技术参数量会受开采活动的影响而发生变化, 这就直接影响了最终计算数据的精确度。因此, 科学准确地测算出气井压力值对于气藏开发活动的顺利进行意义重大。

1 气井地层压力分析方法

1.1 系统试井法

如果没有实测地层压力或者实测压力不能确定是否正确的情况下[1], 基于气井系统试井的原理, 在不确定实测地层压力正确地情况下, 操作人员常会利用气井系统试井原理进行工作制度修改, 修改次数至少为三次。同时, 操作人员还必须保证各个工作制度在生产中的稳定性和安全性。至少利用三组工作制度中的产量和井底流压进行产能方程式联立, 并进行求解, 最终得出目前地层压力值以及无阻流量数值。通过对产能方程式的联立和整合, 最后可以得到二项产能方程的通式:

选取至少三组产能测试数据, 将其中的qg和pwf依次代入 (1) 式中, 联立产能方程组, 并求解得:

再将A和B代入式 (1) , 得到稳定二项式产能方程式:

1.2 物质平衡与气井产能方程结合法

相比于一般常规气藏, 高含硫气藏具有其独特性, 主要表现在:大量硫元素会随着气藏开发析出, 并产生固体沉淀。而常规气藏开发活动很少出现此类情况。因此, 可以从物质守恒角度得出高含硫气藏的物质平衡方程式, 并以二项式为基础, 得出一种物质平衡与气井产能方程结合法[2]。

1.2.1 高含硫水驱气藏物质平衡方程的推导。

高硫化氢含量的气藏适用的平衡方程不同于常规气藏, 这一点可以通过其水驱气藏物质平衡方程式得知。因此, 为顺利测得气井地层压力值, 必须首先得到高含硫水驱物质平衡方程。

(1) 假设条件。1) 原始状态下, 硫元素可以完全溶解于高含硫气体;2) 整个气藏开发过程中析出的固体硫元素多沉淀于孔隙当中;3) 固态硫元素的密度值稳定不变;4) 各个储层的组成成分在开发过程中是固定不变的;5) 各相压缩因子均为定值, 不受温度和压力值的影响。

(2) 基本原理。在进行高含硫气气藏开发时, 整个地层的压力会逐渐下降。究其原因, 主要是气藏中的岩石、天然气、束缚水等不断膨胀。同时, 含硫气藏受其自身特点影响, 会在开发时出现硫元素大量沉积现象, 导致边底水入侵。其中, 硫元素所占面积会随着气藏的开采而不断增大, 而含气孔隙则相应减小。依据物质守恒原理可以得到天然气水和地面体积与地层压力之间的关系:

地下产出量=地下天然气的膨胀量 (A) +束缚水的膨胀量及气藏孔隙体积的减少量 (B) +天然累计水侵量 (C) +硫元素沉积所占体积量 (D) 。

地下产出量公式中的参数推导过程如下[3]:

1) 地下天然气的膨胀量。当地层压力由pi下降至p时, 地下天然气产生的膨胀量为:A=GBg-GBgi (6)

式中:Bg—地层压力下降到p时天然气的体积系数;Bgi—原始地层压力pi下的天然气的体积系数。

2) 含气体积的减小量。当气藏底层压力下降至p时, 其含气孔隙体积会相应减少, 且束缚水会出现膨胀现象。通过研究可知, 含气孔隙的体积减少值与气藏孔隙减小量 (d Vw) 的总和相等。设减小方向为正方向, 则:

根据地层水和岩石的有效压缩系数的定义, 可得[4]:

式中:Cw—水的压缩系数, 1/MPa;Vw—束缚水的体积, m3;Cp—岩石有效压缩系数, 1/MPa;Vp—孔隙体积, m3。

根据原始条件下天然气的地下体积可计算出总孔隙体积Vp和束缚水体积Vw, 即:

将 (9) 和 (10) 式代入 (8) 式即得含气体积的减小量B为:

3) 硫元素沉积所占的体积量。在进行气藏开发时, 压力值下降必然会带来元素硫的溶解变化。Roberts结合Chrastil的热力学模型以及Woll和Brunner的实验数据建立起了一个酸气中硫的溶解度关联式[5]:

式中:Rs—目前条件下硫在气体中的溶解度, g/m3;ρg—当前条件下天然气密度kg/m3;T—当前条件下的温度, K。

假设固体硫元素的压缩性忽略不计, 则在当前底层环境下, 硫元素所占的孔隙体积为:

式中:ρs—固体硫元素密度, g/m3;Rsi—原始条件下硫在气体中的溶解度, g/m3;Vsc—标准条件下气体体积, m3;Rsc—标准条件下硫在气体中的溶解度, g/m3。

将气藏膨胀量、含气体积减小值、水浸体积量以及硫元素沉积所占体积值依次代入地下产出量公式中, 并进行整理计算, 最终可得高含硫水驱气藏的物质平衡表达式:

式中:p—当前地层压力, MPa;Zi—原始压力pi下天然气偏差因子, 小数;Gp—累积采出量, 108m3;G—气藏控制储量, 108m3。当气藏不含硫时, 即Csi=0, Cs=0, 则

1.2.2 气井稳定产能方程为:

式中:pwf—井底流动压力, MPa;qg—日产气量, 104m3/d;A、B—二项式方程的系数。

1.2.3 物质平衡与产能方程结合法。

以产能方程和物质平衡方程为基础, 在现有封闭气藏环境下pe=p, 将 (18) 式代入 (15) 式整理得[6]

式 (19) 中A, B数据既可以是已知数据, 也可以是未知数据。为更好地对比气井流压pwf与实际流压p*wf, 可以尝试建立如下函数:

2 实例计算与分析

以我国某高含硫气田为例, 利用生产数据, 结合该气田的地质特征, 运用系统试井法和物质平衡与气井产能方程结合法计算高含硫气井地层压力。

2.1 系统试井法

某井依次测试了30×104m3/d, 45×104m3/d, 60×104m3/d, 72×104m3/d四个工作制度, 并进行了对比研究。操作人员将各个工作制度中呈现出稳定状态的压力和产量数据记录下来, 并制作了产能评价原始数据表, 详见表1。

将 (2) 式和 (3) 式计算出的A、B数值代入 (4) 中, 最终计算出地层压力。将所有的测试点进行三三组合, 最终得出四种组合方式, 详见表2。接下来, 操作人员采用平均处理的方式分析计算结果, 最终得到一个地层压力值。表2的计算结果显示, 计算结果与实测压力数值较为接近, 相对误差值小。

2.2 物质平衡与气井产能方程结合法

本文选取了一个于2010年1月正式投产使用的高含硫气井作为研究对象, 并以其基础数据和生产动态数据为依据, 计算了该井的地层压力, 计算结果见表3。

某井计算结果曲线见图1至图6。

综合图1-6, 可以看出在这次拟合中, 随着时间的推移, 产量、流压、累计产量都拟合的较好, 说明了此次拟合的成功性。在图4中, 无阻流量与地层压力呈正相关关系。采用上面2种稳定试井法计算某一生产井的地层压力, 并对比二者的适应性。详见表4。

通过分析测量数据和计算结果可知, 系统试井法和物质平衡与气井产能方程法均具有计算误差小的优点。但综合分析二者的优势与不足, 本文认为物质平衡与气井产能方程结合法不仅适用范围广, 且计算简便, 可靠性高, 应作为气井地层压力计算的优先选择。

3 结论

(1) 本文以稳定试井法为基础, 研究了两种气井地层压力计算方法—系统试井法和物质平衡与气井产能方程结合法在高含硫气井地层压力测算中的应用, 并对比研究了二者的特点与优势。对比可知, 系统试井法具有一定的限制性, 无法满足实际计算需要。而物质平衡与气井产能方程结合法不仅适用范围广, 且可靠性高。该方法不仅可以测出地层压力, 还可以得到未知的产能系数A、B以及气藏储量。 (2) 利用系统试井法和物质平衡与气井产能方程结合法对我国某气田的某井进行计算, 得出的结果与实际数据进行对比分析, 拟合曲线效果较好, 该方法计算简单、准确, 因此验证了该方法的正确性与可行性。 (3) 通过理论与实际分析结合的方式可知, 今后操作人员可以优先采用物质平衡与气井产能方程解合法测算气井地层压力。

摘要：本文利用系统试井法和物质平衡与气井产能方程结合法计算高含硫气井地层压力, 将计算结果与实际数据进行对比分析, 并对这2种方法的适用性和优缺点进行分析, 优选出计算气井地层压力的最佳方法。

关键词：气井,系统试井,稳定试井法,地层压力

参考文献

[1]韩玉坤.气田地层压力计算方法研究[J].长江大学学报 (自然版) 2013, 10 (20) :91-93.

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[3]汪全林, 唐海.高含硫水驱气藏物质平衡方程推导及应用[J].大庆石油学院学报, 2010, 34 (3) :60-64.

[4]何更生, 等.油层物理[M].北京:石油工业出版社, 2004:23, 225.

[5]刘德来, 陈发景, 温祥泉.松辽盆地拗陷期T2断层成因机制分析[J].大庆石油学院学报, 1996, 20 (1) :23-27.

高含硫气田天然气处理工艺研究 篇3

1 高含硫天然气净化处理工艺流程

首先, 高含硫天然气进入脱硫装置, 脱除其中的硫化氢和部分二氧化碳, 湿净化气进入脱水装置进行脱水处理;其次, 酸气自脱硫装置出来后进入硫磺回收装置去除硫化氢;最后, 硫磺回收尾气送至尾气处理装置, 从尾气处理装置吸收塔底出来的砜胺液作为半贫液从脱硫装置的中部进入吸收塔, 经尾气处理装置处理后的尾气焚烧后经烟囱排入大气, 尾气处理装置的酸性水送至酸水汽提设施, 汽提出的酸气返回硫磺回收装置, 经汽提后的酸性水用作循环补充水。

2 脱硫处理工艺

脱硫工艺采用Sulfinol-M溶液对含硫天然气进行脱硫处理, 脱除原料天然气中的硫化氢和部分二氧化碳等酸性气体。该工艺具有如下特点: (1) 能够有效降低溶液的表面张力; (2) Sulfinol比热容较小, 热交换负荷很低; (3) Sulfinol在抑制烷醇胺分解的过程中, 既可以净化硫化氢和二氧化碳, 还能脱出有机硫化物; (4) 溶液循环量及蒸汽消耗小; (5) 成本较高, 设备腐蚀较小。

3 脱水处理工艺

TEG吸收法是目前国内外采用的主要脱水方式, 湿净化气经过脱硫装置脱除硫化氢和二氧化碳后进行脱水处理。与传统的乙二醇、二甘醇等醇类相比, TEG溶剂具有如下特点: (1) 热稳定性较好, 便于再生; (2) 蒸汽压力低, 损失的能量小, 能获得更大的露点降。但其也存在一定的缺点: (1) 再生过程中需要的能耗大, 并且存在能量损失; (2) 极易被污染, 发生氧化反应后, 可生成腐蚀性的有机酸; (3) 设备维护较为复杂, 需要的场地空间大, 投资和运行成本相对较高。TEG吸收法与固体吸附法分子筛吸收相比具有以下优势:后者的吸湿性要好于前者, 但前者透析成本比后者低, 适用于大流量的高压天然气, 在同样达到净化标准的前提下, 前者的投资和运营成本比后者低。

4 硫磺回收处理工艺

硫磺回收装置采用二级常规克劳斯工艺回收脱硫单元以及尾气处理单元汽提酸气中的硫化氢。经过上百年的发展, 克劳斯硫磺回收工艺已经趋于成熟。部分硫化氢在热反应段被燃烧成二氧化硫, 剩下的硫化氢和二氧化硫在热反应段和催化反应段反应生成硫单质。克劳斯反应属于可逆反应, 所以, 硫化氢和二氧化硫不可能完全转化, 影响了总硫的回收。二级克劳斯的硫磺回收率最高可达96%。

5 尾气处理工艺

由于原料气含有较高的硫分, 通常尾气处理装置采用串级SCOT工艺处理硫磺回收装置的尾气。试验证实, 串级SCOT工艺是目前世界上尾气净化程度最高的处理技术, 能够有效地减少二氧化硫的排放量, 与其他的尾气处理工艺相比, 串级SCOT工艺具有投资和操作成本低, 装置占地面积小, 净化度和硫回收率高等特点。尾气中含有的硫化物和硫元素能完全被还原成硫化氢, 其中的水分经过冷凝冷却去除后, 在低压脱硫吸收塔被MDEA溶剂选择性吸收, 尾气中含有的大部分硫化氢气体经焚烧后排放到大气中。含硫酸水经酸水汽提塔汽提后返回硫磺回收装置回收硫磺。

6 结束语

综上所述, 在高含硫天然气处理过程中, 主要选用化学溶剂法Sulfinol-M工艺脱除天然气中的硫化氢和二氧化碳, 采用TEG吸收法进行脱水, 采用二级常规克劳斯工艺回收脱硫以及处理尾气中的硫化氢, 使用串级SCOT工艺处理硫磺回收装置的尾气, 降低二氧化硫排放量, 确保净化后的天然气符合国家要求。

参考文献

[1]汪家铭, 林鸿伟.SCOT硫回收尾气处理技术进展及应用[J].化肥设计, 2012, (4) .

[2]谌天兵, 郭庆生, 王涛, 等.高含硫气田工程硫磺回收装置工艺比选[J].天然气与石油, 2011, (3) .

[3]罗小军, 刘晓天, 万书华.分子筛吸附法在高酸性天然气脱水中的应用[J].石油与天然气化工, 2007, (2) .

[4]吕岳琴, 丁湘, 王以朗.高含硫天然气硫磺回收及尾气处理工艺技术[J].天然气工业, 2003, (3) .

高含硫气田天然气处理工艺的研究 篇4

1 处理工艺流程简介

总体来讲, 在落实这一工艺的过程中, 共需要经过如下的流程:将含硫原料气进行脱硫处理, 在脱硫单元中, 酸气进入硫磺回收单元, 然后再经过尾气处理实现排放, 而所产生的湿净化气进入脱水单元, 进而获得相应的合格产品。其中, 在酸气经由硫磺回收装置后能够实现近百分之九十五的硫磺回收率, 然后液态硫磺经过固化得到固体硫磺。在此过程中, 尾气处理上能够将其中的酸性水进行汽提, 然后成为补充水的一部分, 实现循环利用的效益, 而其余尾气经过处理后能够避免对大气造成污染。

2 各处理单元的具体工艺选择与特点

(1) 脱硫单元这一单元主要是将原材料中所含有的H2S和部分CO2进行脱除处理, 在实际落实该工艺的过程中, 基于硫含量较高, 所以以Sulfinol-M这一溶液来实现, 且处理后的脱硫效果能够满足相应要求。具体来讲是借助MDEA的碱性属性, 经过与酸性气体的化学反应, 能够实现脱硫, 但是, 因为这一碱性物质自身的性质, 其只能够有选择性的吸收H2S;与此同时, 采用这一工艺技术还能够以其物理机制来实现对酸气的有效溶解。因此, 采用这一处理工艺能够比单纯的采用MDEA溶剂的效果好, 其能够在相应的条件下实现对酸性气体等的吸收, 然后在温度与压力适当的条件下实现气体的释放以实现循环利用。其具体所呈现出的特点为:基于自身的特点, 能够最大程度净化酸性气体, 并且将原材料中的有机硫化物进行脱除, 与此同时, 采用该工艺能够在最大程度降低处理工艺成本的同时, 降低酸气对装置设备的腐蚀性, 进而实现综合收益。在具体落实该工艺的过程中, 为了将这一反应溶液实现最大程度的利用, 通常加入透平进行能量回收, 进而将其转化为机械能, 降低整个装置的能耗量。

(2) 脱水单元这一单元采用的工艺技术为TEG吸收法, 在经过脱硫工艺之后, 相应的湿净化气将进入到这一单元之中, 经过脱水处理工艺之后, 能够确保所脱出的成品质量满足相应要求。在这一工艺技术上, 国外已经实现了大规模的应用, 虽然这一工艺与固体吸收方法以及其它醇类相较而言存在不足之处, 但是, 其热稳定性好且具备再生功能, 同时, 蒸汽压低并能够将能量损失降至最低;要比固体吸收法所需的成本少, 尤其是在高压天然气中, 此种处理工艺技术存在明显优势。

(3) 硫磺回收单元这一装置是以克劳斯工艺为主, 这一反应具有可逆性, 因此要想将酸气与二氧化硫进行完全转化是无法实现的, 经验表明, 采用二级克劳斯所回收的硫磺量最多能够达到百分之九十六, 而采用三级形式的话能够提高两个百分点, 但是三级反应下的步骤较为繁琐, 且能够提高的回收量有限, 同时其处理单元的设置也相对较为繁复, 因此, 一般情况下都会采用二级克劳斯来实现硫磺回收处理, 以在实现近百分之九十四回收率的同时, 实现固体硫的获得以及实现对酸气这一尾气的处理。这一工艺技术的发展至今已有一百多年的历史, 是当前高含硫气田处理中经常采用的一种工艺技术, 在热反应阶段, 有三分之一的酸气生成二氧化硫, 其余部分二氧化硫以及酸气经过催化反应生成硫单质。

(4) 尾气处理单元这一装置首先需要与硫磺回收装置进行匹配, 采用的是还原吸收法, 在与硫磺装置相配合下, 总体上能够实现对硫磺总量的有效回收, 并且每一个装置下所排放出的二氧化硫量能够满足相应标准的规定。在串级SCOT工艺上, 以还原吸收法将尾气中所含有的硫化物进行还原, 进而得到H2S, 然后以冷凝进行脱水处理, 再经由MDEA进行有选择性的吸收, 其余部分的酸气经过焚烧进行排放, 其中的富胺液会进入到脱硫装置中, 实现酸气的吸收, 汽提硫酸水后经过脱硫单元进行回收。这一工艺能够将二氧化硫的排放量降至最低, 因此, 在尾气净化处理技术中被广泛应用, 与此同时, 这一技术的应用不仅所需成本费用低, 同时相应的装置并不需要大量的占地面积, 因此, 工艺装置的落实相对较为容易, 能够实现规模效益与环境效益的并获。

3 结语

综上所述, 在高含硫气田天然气的处理中, 为了提高天然气成品的质量, 并降低对环境的污染, 提升天然气开采的综合效益, 需要将合理的处理工艺技术应用到其中。具体来讲, 针对处理工艺的四个主要单元, 分别采用Sulfinol-M溶剂法、TEG吸收法、二级克劳斯回收法以及串级SCOT工艺尾气处理法来落实, 并能够在满足相应标准的同时, 实现综合效益的最大化。

摘要：本文针对高含硫气田天然气的处理工艺进行了分析, 为如何提高这一天然气的质量提出可参考的建议。

关键词：高含硫气田,天然气,处理工艺,研究

参考文献

[1]谌天兵, 郭庆生, 王涛, 等.高含硫气田工程硫磺回收装置工艺比选[J].天然气与石油, 2011, 29 (03) :24-26.

[2]汪家铭, 林鸿伟.硫回收尾气处理技术进展及应用[J].化肥设计, 2013, 5 (06) :45-47.

高含硫天然气井 篇5

规范的仪表和良好的接地是确保包括DCS及SIS等组成的仪表控制体系安全可靠运行的前提之一, 良好的接地也是仪表及其回路本身安全运行的保障, 是消除系统自身干扰和回路信号传输干扰的主要措施。事实上, 一些生产非计划停车与检修的原因, 就是仪表接地问题造成的[1]。为了保证生产的顺利进行, 该厂的技术人员根据《石油化工仪表接地设计规范》及《危险场所电气防爆安全规范》等的要求, 研究设计了中国石化普光天然气净化厂包括新型延长型接地排在内的仪表接地体系的实现方案。

1 仪表接地体系的设计

根据《石油化工仪表接地设计规范》[2], 仪表接地体系有五大建设路线。

由于仪表控制体系属于弱电系统, 内部传送信号易受干扰, 中国石化普光天然气净化厂的生产现场属高危场所, 雷电和供电故障都可能对现场仪表设备和信号传输构成危险, 因而所有的仪表体系都需要接地处理。

1.1 仪表接地分类

1.1.1 保护接地

与习惯认为的保护接地不同, 仪表保护接地既包括对人身安全的保护, 也是保护仪表体系的弱电信号免受干扰。

由于雷击带电的室、内外仪表设备时, 会传导雷击电流的回路信号, 或者其他事故造成仪表控制体系中某环节带上对人身或电气设备构成危害的危险电压等。

1.1.2 工作接地

为了使仪表系统以及与之相连的仪表均能可靠运行, 并保证测量与控制系统的接地, 包括:DCS和SIS系统信号的公共地 (主要模拟信号的参考点) , 主要抑制来自信号源和供电系统的干扰;DCS内部逻辑电平负端公共地;模拟信号的屏蔽层接地;仪表信号工作回路接地和现场需要防爆的本安系统接地。在仪表现场需要防爆, 又不能对该回路安全侧控制系统造成干扰。利用安全栅构成本安型控制系统是很普遍和必须的处理办法, 安全栅通过限能、隔离或齐纳二极管的嵌位, 防止现场危险能量产生。需要注意的是, 本质安全栅需要接工作地[2,3]。

1.1.3 防静电接地

在洁净、干燥的房间内, 人在行走或移动设备时, 会产生大量的摩擦静电, 如在相对湿度为10%RH~20%RH的环境中人在行走时可以积聚350k V的静电电压, 如果没有良好的接地, 不仅会干扰电子设备的正常运行, 甚至会击坏设备芯片。将带静电物体或有可能产生静电的物体 (非绝缘体) 通过导静电体与大地构成电气回路, 即可解决这一问题。

1.1.4 防雷接地

防雷接地和保护接地有很多差别, 雷电击的威力比需要保护接地的漏电能量大得多, 破坏性更大, 必须要予以安全泄放。

1.2 接地的原则和方法

仪表的接地原则是等电位接地方式。

1.2.1 保护接地方法

保护接地要覆盖控制体系内的全部仪表设施, 而且每个保护接地点之间不能因为不合规范而导致电位差, 因而必须单独接到汇流排 (条) 。

1.2.2 工作接地方法

工作接地有屏蔽接地、本安系统接地和信号回路接地3种。

模拟信号怕干扰, 屏蔽接地就是针对模拟信号接地设计的。屏蔽接地要求只能一端接地 (没有任何隔离措施时) , 如果两端都接地则其电势差会成为自身的干扰源。

两线制或三线制变送器是由直流电源供电的, 为的是安全栅能在直流电源故障时实现对危险场所的保护, 安全栅接地必须与直流电源的公共端相连;齐纳安全栅接地必须与直流电源的公共端相连, 采用隔离式安全栅的本质安全系统;由于隔离式安全栅采用将输入、输出和电源三方之间相互进行电气隔离的电路结构, 不需要专门接地。

在非隔离的信号系统中, 信号回路接地通常为直流电源的负极接地;隔离的信号系统中, 由于输入信号、输出信号和直流电源都是隔离的, 所以隔离系统的信号回路可以不考虑直流电源的负极接地。

1.2.3 防静电接地

安装DCS、PLC及SIS等设备的控制室、机柜室和过程控制计算机的机房, 需进行防静电接地。这些室内的导静电地面、活动地板及工作台等也需防静电接地, 已经做了保护接地和工作接地的仪表和设备, 不必另做防静电接地。

1.2.4 防雷接地

在仪表电缆槽进入控制室处, 要与电气专业的防雷电感应接地装置相连。现场仪表设备通过接入现场电气专业的防雷接地装置网实现防雷接地。

1.3 仪表接地终点和连接路线

为了保证仪表接地体系的所有接地能成为等电位, 避免互相干扰, 都把终点接到电气专业的接地体接地网, 通过电阻值越小越好的接地电阻满足快速主要的分流要求, 保护人身和设备安全[4]。

为了避免产生接地中的非等电位, 一般通过接地线把仪表设备接到相应的工作接地汇流排 (条) 或保护接地汇流排 (条) , 再用相应的接地分干线接到工作接地汇总板或保护接地汇总板, 再用接地干线把工作接地汇总板和保护接地汇总板分别接到总接地板, 最后通过接地总干线与接地极相连接。

为充分考虑等电位接地原则, 在保护接地和工作接地汇入总接地板之前不能混接。从另外一方面可以说, 工作接地的连线在接到总接地板之前, 各工作接地线、接地分干线、接地干线和接地汇流排都是绝缘的, 也即要求工作接地汇流排和工作接地汇总排必须采用绝缘支架固定。

1.4 仪表接地连接电阻和接地电阻的指标要求

一般要求接地连接电阻, 即从仪表的接地端子到接地极之间的导线与连接点的电阻总和, 不应超过1Ω;接地电阻, 即接地连接电阻与接地极对地电阻之和, 不大于4Ω。

2 仪表接地体系的实现路线

2.1 仪表系统概况和新型室内接地系统延长型接地排

天然气净化厂的生产装置在开/停工和生产过程中有可能发生事故, 为此独立设置有SIS系统, 对工艺过程采用DCS集中控制、监测、记录与报警。

净化厂采用中央控制室人机互动操作管理、控制器及I/O卡件等安装在现场机柜室相结合的方式。全厂仪表系统操作站都设在中央控制室, 各个装置控制器设在相应生产区域的工程师站现场机柜室。现场机柜室内设有浪涌安全栅柜、电源柜、DCS控制柜及SIS控制柜等。为了防止电磁干扰, 仪表电缆选用屏蔽电缆。考虑到生产现场的环境, 现场开关类仪表、电磁阀和有毒 (可燃) 气体检测仪选用隔爆型, 其他优选本安型仪表。由于该厂所处的达州地区属雷暴多发区, 在模拟量仪表现场侧和控制系统侧都设计安装有浪涌保护器, 但开关量、热电偶和热电阻类仪表只在控制系统侧安装了浪涌保护器。

仪表接地主要包括防雷接地、保护接地和工作接地, 天然气净化厂仪表接地的总体要求是:仪表防雷接地主要是通过浪涌保护器实现的, 同时要求仪表接地系统采用等电位接地方式, 并最终连到全厂统一的电气接地网。接地电阻要求小于4Ω。

室内接地系统采用延长型接地排形式, 延长型接地排采用截面为40mm×4mm (宽×厚) 的热镀锌扁钢, 并安装在绝缘支架上。接地线采用镀锌铜连接片压接, 并采用带有防松垫片的镀锌钢螺栓压接固定, 同时要求保证同一压接点不能压接多条导线。

2.2 仪表接地的实现路线

现场仪表的接地必须严格按照《石油化工仪表接地设计规范》执行。

该厂的现场仪表设备都安装有TP-48-N-NDI型现场浪涌保护器, 浪涌保护器的接地是连接到仪表设备外壳上的, 所有出、入现场的信号都在现场控制室站端子柜内设有室内浪涌器, 室内浪涌接地接到工作接地汇流排。

信号屏蔽电缆的屏蔽层接地应为单点接地, 还要根据信号源和接收仪表的不同情况采用不同接法。当信号源接地时, 信号屏蔽电缆的屏蔽层应在信号源端接地;否则, 信号屏蔽电缆的屏蔽层应在信号接收仪表一侧 (即控制站侧机柜室) 接地;现场屏蔽电缆的屏蔽层不接地时, 把屏蔽层接到备余的端子上。

现场仪表电缆尽量走架空电缆槽盒和金属保护管, 电缆槽盒每节用16mm2绝缘导线双侧跨接, 电缆槽盒两端做可靠接地, 现场端接到现场电气接地网, 电缆槽进入现场控制室外侧采用10mm2的接地干线直接接入电气接地网, 进入控制室内侧用10mm2接地线接至室内墙上安装的接地汇流排, 再与延长型接地排用25mm2的接地线连接, 最后由延长型接地排接入电气接地网。

2.3 浪涌保护器和安全栅柜仪表设备接地

每个浪涌保护器和安全栅柜都有独立的工作接地汇流条 (400mm×20mm×4mm) 和保护接地汇流条 (200mm×20mm×4mm) , 工作接地汇流条采用绝缘支架安装, 保护接地汇流条直接压接在机柜支架上。

信号源未接地的, 信号屏蔽电缆的屏蔽层都在控制站侧机柜室接地, 接到工作接地汇流排上。

各个仪表设备的保护接地和机柜的保护接地, 由各设备供货商分别接至各自盘柜内的保护接地汇流条上, 盘柜内接地线的规格为BVR 1×2.5mm2。各盘柜保护接地汇流条通过接地分干线接至延长型接地排, 接地分干线的规格为BVR 1×10mm2。

每个机柜内的浪涌保护器都是通过导轨安装的, 轨道要求绝缘, 控制室侧的浪涌保护器的接地通过BVR 1×4.0mm2绝缘导线, 把安装浪涌保护器的导轨和所在盘柜内的工作接地汇流条连接。然后各盘柜工作接地汇流条通过接地分干线接至延长型接地排, 接地分干线的规格为BVR 1×10mm2。

该厂的安全栅全部为德国倍加福公司生产的隔离式安全栅, 安全栅也采用导轨安装, 但不需要绝缘, 不管安全栅是否需要外供电, 要求电源24V负浮空。

2.4 DCS控制站仪表设备接地路线

该厂的CS3000 DCS为KFCS类型结构, 以第一联合为例, 一联合现场控制站由两个控制器主机柜和一个I/O扩展机柜组成, 每个主机柜前面安装有一对冗余的控制单元 (FCU) 和5个节点单元 (NU) , 后面安装有5个NU;I/O扩展机柜前、后都只安装了5个NU。每个FCU都是由CPU模块单元、电源模块单元及ESB总线接口模块单元等组成的;每个NU都是由电源模块、I/O模块及ESB总线接口模块等组成的。

由于DCS信号的输入、输出都要经过安全栅浪涌柜, 所以信号线没使用带屏蔽层的, 不涉及屏蔽层接地。DCS保护接地是将电源模块单元的PE保护接地端及机柜外壳等用2.5mm2的铜绞线接到所在机柜的保护接地镀锌铜排汇流条上 (规格250mm×25mm×3mm) , 再用10mm2的接地线接到机柜下的延长型接地排上 (图1) 。DCS工作接地包括FCU和NU的逻辑地和信号地。逻辑地是计算机内部的逻辑电平负端公共地 (5V或12V负端) , 厂家在内部进行处理并通过安装的背板集中引一个接地点出来, 再用2.5mm2铜绞线接到所在机柜的工作接地镀锌铜排汇流条上 (规格250mm×25mm×3mm) , 再用10mm2的接地线接在机柜下的延长型接地排上。信号地就是信号回路地 (即信号回路的负端) , 当回路中需要24V电源时, 净化厂不管信号是由DCS卡件供电还是由安全栅供电, 24V的负端都是浮空的。

2.5 SIS控制站仪表设备接地路线

中国石化普光天然气净化厂的SIS采用的是HIMA的H51q-HRS系统。HIMA H51q-HRS系统控制柜由中央机架、I/O卡件子机架和端子排组成, 中央机架安装有中央单元、通信模块和电源模件, I/O机架安装有I/O卡件、电源模块及通信连接模块等。该SIS系统不管是CU卡件、I/O卡件、电源卡件还是通信卡件, 物理上都是分离的, 是相对独立的。该系统接地要求采用等电位连接, 如图2所示。

具体地, 就是把所有卡件的保护地和对应的机架外壳相连, 然后采用盘柜内接地线 (规格BVR 1×2.5mm2) 把机柜外壳与各自盘柜内的保护接地汇流条相连, 把电源的PE端子也接到盘内的保护接地汇流条, 再用10mm2的接地线接到机柜下的延长型接地排上。

由于前面有浪涌安全栅柜, SIS机柜不涉及屏蔽接地, 加上厂家要求工作电压24V负浮空, 所以净化厂SIS机柜内工作接地汇流条没有接线。

3 隐患分析

检、维修工作中所遇到的仪表电气线路部分的隐患汇总如下:

a.配线钢管之间的等电位连接断开。根据《危险场所电气防爆安全规范》, 应该注意保证在危险场所中接地和等电位连接处于良好状态。

b.防爆接线盒接地线断开, 等电位连接线断开。根据《危险场所电气防爆安全规范》, 应及时修复防爆接线盒的接地, 以及防爆接线盒与配线钢管之间的等电位连接。

c.装置区电缆槽盒之间有的未做等电位连接或脱落。根据《危险场所电气防爆安全规范》, 应该注意保证在危险场所中接地和等电位连接处于良好状态。在雷雨天气, 不同金属构件上会感应出不同的电压, 当它们距离较近时会产生火花放电, 进而导致危险点火源的产生。电缆槽盒之间接触不良, 在雷雨天气会感应出不同电压, 属不安全状态。根据《石油化工仪表接地设计规范》的要求, 仪表电缆槽和电缆保护金属管应做保护接地, 可直接焊接或用接地线连接在附近已接地的金属构件或金属管道上, 并应保证接地的连续和可靠。根据《仪表系统接地设计规定》, 仪表系统接地采用等电位连接可以减少雷电伤害, 降低干扰。

d.由于四川达州地区的空气湿度大, 现场硫和硫化氢在潮湿环境里的腐蚀性能更强, 多次机组跳车就是接线端腐蚀接地引起的。需加强防雨措施的检查, 及时更换老化的密封圈和规范接线箱 (盒) 进出线的防护。

仪表外壳与配线钢管未做等电位连接。根据《石油化工仪表接地设计规范》的要求, 仪表控制系统的保护接地应按电气专业的有关标准规范和方法进行[5], 另外装置区现场仪表基本上都安装了浪涌保护器, 浪涌保护器通过与仪表外壳连通来实现对地泄流, 仪表外壳从防雷方面讲应该接地。建议从接地网或附近已接地的金属构件上引接地排至仪表旁, 将仪表外壳和接地接到接地排上, 将仪表外壳和配线钢管做等电位连接。

检修后恢复不到位和配件损坏后, 容易造成接地, 并且达不到隔爆效果, 但对隔爆回路现场机柜间又没有安装安全栅, 所以存在严重安全隐患。

现场浪涌保护器检修期也没有进行测试, 接地满不满足要求, 能不能真正发挥其作用不能保证。

克劳斯炉故障频发, 检查发现本来每台炉安装有两个火检, 只有两台都没有检测到信号才联锁触发联锁动作, 但还是经常错误地发生检测不到造成误动作。经过实验分析发现, 主要是由于火检信号对外界干扰要求很高, 火检信号电缆应采用双层屏蔽, 内层单点接地, 外层两端接地, 以防止电磁脉冲的干扰, 事实上就是信号屏蔽接地没有达到要求。

检修期间发现现场机柜间接地电阻测量检查不到位, 只是用钳型测电阻仪检测总接地箱到接地网的电阻, 而没有对接地汇流条到接地汇总扁铁以及扁铁网的焊接腐蚀情况等进行检查, 虽然在机柜室地板下, 不是很方便, 但不能成为长期不检查的理由。所以很多时候并没有完成对整个接地回路的测量和检查。

4 结束语

通过对中国石化普光天然气净化厂仪表接地体系的实现路线的全面介绍和总结, 以及对检、维修过程中发现的接地方面的安全隐患的分析, 提出加强对现场浪涌保护器的测试检查, 制定并落实与接地密切相关的火检设备的屏蔽连接质量、加强接线端子的防腐、认真巡检及时发现处理密封老化损坏、加强接地电阻的检测和检查。对包括现场仪表、DCS及SIS等在内的仪表接地体系施工安装方案制定、验收和维护提供借鉴, 进而提高工厂仪表系统运行的可靠性和稳定性。

参考文献

[1]刘敏.新疆独山子热电厂DCS系统接地应用讨论[J].新疆电力, 2006, (3) :35~38.

[2]SH/T 3081-2003, 石油化工仪表接地设计规范[S].北京:国家发展和改革委员会, 2004.

[3]施仁.自动化仪表与过程控制[M].北京:电子工业出版社, 2004.

[4]刘洪正, 郑连勇, 乔耀华.远程监控接地电阻测试仪[J].石油化工自动化, 2012, 48 (1) :58~60.

高含硫天然气井 篇6

1高含硫天然气净化技术的发展现状

1.1脱硫脱碳技术的发展

对于含有大量硫化氢和二氧化碳的“双高”天然气来说, 进行脱硫和脱碳处理是最基本的净化步骤。目前采用得较多的净化技术是物理化学溶剂法。其中, 常用的方法有DEA法、 MDEA法, 或是基于MDEA采用配方脱硫脱碳溶剂技术。对于含硫量较大, 二氧化碳含量也比较高的天然气, 会采用Sulfinol法、Flex~sorb PS法来进行净化。有时天然气中有机硫的含量会特别多, 在对处理后的天然气中的总硫含量要求比较低的情况下, 可以采用组合工艺的净化处理方法。例如, 在常规DEA和MDEA法的共同作用下, 同时采用分子筛和硅胶吸附器进行脱硫醇和脱水处理, 能够达到深化脱硫的效果, 使天然气的纯度得到有效的提高。

尽管经过了多年的发展, 我国在高含硫天然气的净化技术和实践经验上已经得到了较大的提高。但是目前高含硫天然气的净化处理还存在很大的技术限制。例如, 在处理硫化氢和二氧化碳含量都超过20%的“双高”天然气时, 还存在着技术上的不足。如果采用普通的脱硫溶剂, 不仅会产生循环量大、能耗高的问题, 还难以达到对脱硫处理后天然气纯度的具体要求[1]。

1.2硫磺回收技术的现状

硫磺回收是含硫天然气净化处理过程中一个重要的环节。因为硫化物质对周边环境具有一定的威胁性, 但是同时硫磺作为一种重要的工业原料, 又能够为相关产业的发展提供必要的原材料。因此, 应该在天然气处理的过程中提高硫磺回收技术, 从而实现资源的最优化利用。一般来说, 对高含硫天然气进行脱硫处理之后, 就会极大地降低其产生的酸气中所含的硫化氢含量。如果硫磺回收装置收集的酸气中硫化氢含量越大, 则回收效率越高, 回收效果越明显。同时还能够有效控制硫副产物的含量, 从而降低尾气中二氧化硫的排放量, 提高天然气的环保性能。而对于含硫量并不是很多的天然气, 经过脱硫处理之后就会形成大量的酸气, 且酸气中所含的硫化物质比例高达50% 到80%。这样一来, 在先进的硫磺回收装置的设备基础上, 就可能实现高达98%的硫磺回收率。配合水解技术对副产物中的有机硫含量进行高效的提取, 则能够进一步提高总硫回收率。

但是, 一般的水解技术在对含硫量极高的天然气进行处理时, 就会显得有些力不从心。硫磺回收的大致比例也会有很大程度的下降。最终硫磺回收装置的总硫回收率往往无法达到天然气净化行业新标准的相关规定, 天然气质量也就得不到有效的保证。

2高含硫天然气净化技术的研究方向

2.1脱硫脱碳技术的发展方向

根据脱硫脱碳的技术要求, 技术人员应该朝着开发稳定的技术、高效的技术的方向做出努力。在物理溶剂法方面, 净化高酸性天然气的技术还有待开发。考虑到物理溶剂法的工作原理是利用天然气中硫化物杂质和甲烷等物质在溶剂中的溶解度存在着巨大的差异, 以此来对天然气实现净化和分离的, 而酸气在物理溶剂中的溶解热又远远低于其他化学溶剂的反应热, 因此该净化法应该从有机硫的脱除技术方面进行深入的探究。才能充分发挥该方法具有的既能够进行脱硫脱碳, 又能够选择性的脱除硫化氢的技术优势。

从空间位阻胺~物理溶剂法来看, 有些天然气中硫化氢、二氧化碳、有机硫的含量比例不一, 各自的再生能力、腐蚀情况、 抗发泡性能也有很大的不同, 则可以使用位阻胺法、位阻胺与MDEA联合法, 或是将这两种技术与物理溶剂法进行结合的方法。除此之外, 还要注意酸性气体在MDEA溶剂中的平衡溶解度与其在空间位阻胺物理溶剂中的溶解度有所不同, 因此需要建立起相应的吸收动力学模型以及热力学模型。通过对模型的软件化处理, 进一步提高天然气净化装置的技术水平和使用性能[2]。

2.2硫磺回收技术的发展方向

根据国家颁布的天然气净化行业新标准的规定, 要求脱硫天然气的总硫回收率达到99.83%。就目前的硫磺回收技术来说, 在使用还原~直接氧化型EU~RO~Claus技术的前提下, 已经能够达到99.4%的总硫回收率。也就是说, 只要能够有效提高在直接氧化阶段中的硫转化率, 则能够达到新标准的硫磺回收要求。而通过优化催化剂的使用效果, 能够切实提高该工艺过程中的硫转化率。因此, 技术人员必须对硫化氢的氧化催化剂进行详细的研究, 以达到提高硫磺回收技术的目的。

3结语

综上所述, 天然气能源在促进社会经济的发展方面起着十分重要的作用。而高含硫天然气中硫化氢和二氧化碳等物质的存在会降低天然气的使用效率, 造成大量的资源浪费。因此, 相关技术人员应该遵循国家颁布的天然气净化行业的标准, 结合实际对高含硫天然气的净化技术进行深入的研究, 以切实降低使用天然气对自然环境造成的伤害。

摘要：随着社会经济的不断发展, 天然气作为一种清洁高效的能源在人们的日常生活中发挥着越来越重要的作用。在天然气的开发和使用中, 会因为一些杂质的存在而影响了天然气的纯度, 从而降低了天然气的燃烧率。天然气中含有一定量的硫化氢 (H2O) 和二氧化碳 (CO2) , 需要对其进行净化才能提高天然气的使用效果。

关键词：高含硫天然气,净化技术,现状,发展方向

参考文献

[1]陈昌介, 何金龙, 温崇荣.高含硫天然气净化技术现状及研究方向[J].天然气工业, 2013, 33 (1) .

高含硫天然气井 篇7

关键词：流型,腐蚀,湿天然气,两相流,流速

我国含硫天然气资源十分丰富,主要分布在四川盆地川东北地区、塔里木盆地和渤海湾盆地,含硫气井中H2S泄漏会造成人员伤亡等严重事故。近年来随着我国对高含硫天然气气藏的不断开发利用,腐蚀问题越来越引起人们的关注,腐蚀不仅给油气田的开发、生产造成巨大的经济损失,同时也造成了环境污染,并威胁着人身安全。在引起酸性油气田设施腐蚀的众多因素中,硫化氢是最危险的。所以含硫化氢气田、高含硫气田的安全勘探、开发,探究高含硫气田腐蚀影响因素、有效地预测、防止硫化氢腐蚀成为越来越重要的课题。十二五期间国家对天然气输送安全问题又提出了更明确的要求。湿天然气运输管线中,焊缝、弯头等特殊部位安全问题一直是关注的重点,理论分析及现场检验经验较为丰富,而对管道母材的腐蚀问题关注较少,理论分析及实际检验经验相对不足。湿天然气输气管道中主要为含有H2S、CO2、O2、S8[1]和高矿化度水等组成的腐蚀环境,腐蚀机理主要有硫化氢腐蚀机理、二氧化碳腐蚀机理、硫腐蚀机理和氧腐蚀机理[2],腐蚀类型主要有电化学失重腐蚀、氢脆和硫化物应力腐蚀开裂等。目前两相流对管线母材腐蚀的理论研究逐渐成为热点。

1 气田简介及运行参数

本文以川东北某气田为例,详细介绍两相流在气田腐蚀的应用情况。此气田属酸性高含硫气田,以其中两口井为例,目前1号井气藏日产天然气约2.5×104 m3,2号井气藏日产天然气约为5.4×104 m3。产量及介质含量情况如表1所示,管径、压力等参数见表3。

气田各成分介质含量如表2。

注: (1)表中所列气体中含饱和水蒸气;(2)各组分含量为8个测试井段天然气组分的平均含量;(3)H2S含量的变化范围:12.31%～17.05%;(4)CO2含量的变化范围:7.89%～10.53%;(5)原料气含有有机硫340.6 mg/m3,其中:硫氧碳316.2 mg/m3、甲硫醇22.8 mg/m3、乙硫醇1.6 mg/m3;(6)可能有少量液体钻井泥浆喷出; (7)生产初期无地层游离水产生,开发中后期可能有少量地层水产出。

2 流速及流型判断

从井口到总气站需要进行多节流压操作,节流过程中流速、压力会产生较大变化,此过程中也会因此有水析出。根据此气田的主工艺管线管径、操作压力、操作温度、实际气体计算公式[3]分别计算此气田气相、液相折算流速,结果如表3、表4。

根据此气田压力、温度、流速等数据选择曼德汉流型图[4]如图1所示。判断此气田管线介质流动形态,流型结果如表5所示。

根据表5的判断结果可知,以上两条管线中介质流态均为分层流。对于主工艺管线来说,如1集气站井1-1,日产量为25×104 m3的天然气,井口为Φ114的镍基825管线,流速为2.31 m/s,液量为2.51 m3,缓蚀剂加注量为5.9 L,满足最小加注量4.25 L的要求,流速较低,低于3 m/s的限制。由于管线材质抗腐蚀能力较强,故问题不会特别明显,但运行一段时间,不排除有局部腐蚀的可能。

计量/生产分支管对于1-2井来说,日产量为56.45×104 m3的天然气,材质为Φ273的L360管线,流速为1.56 m/s,液量为5.54 m3,流速低于SY-0612中的规定。因此,天然气在该流速下为气液两相层流状态,会带来局部腐蚀减薄等腐蚀问题。当气体中有液体存在时,只有能使流体在管道设备内呈雾状流动的流速才对管道设备的防腐最有利。雾状流加注缓蚀剂能使缓蚀剂扩散均匀,提高缓蚀效率[5]。

3 现场检验结果

用相控阵C扫描分别对两根管线进行现场检验,检验结果如表6。

加热炉前管线目前无腐蚀情况出现。

由表6现场检验结果可知,计量及生产分支管中出现较多局部腐蚀情况。计量分支管中腐蚀比生产分支管中腐蚀严重。其中计量分支管中有12处腐蚀,腐蚀最大深度为3.7 mm,腐蚀最大面积为30×98 mm2;生产分支管中有5处腐蚀,腐蚀最大深度为2.6 mm,腐蚀最大面积为10×15 mm2。

4 结 论

(1)根据气田的检验情况可知,井口至加热炉管线目前无腐蚀情况出现,而计量及生产分支管的腐蚀情况比较严重。

(2)根据曼德汉流型图可知,此集气厂的主工艺流程中的两条管线的流型为层流。根据本气田长期无损检测数据和更换后的管道腐蚀情况分析,发现流型为层状流的管道为水平管道绝大多少都是在管道下部出现点蚀和局部腐蚀,且流速越小腐蚀情况越严重。流速太低,气体难以带走腐蚀产物和井下积液,易导致垢下腐蚀、小孔腐蚀和缝隙腐蚀等局部腐蚀。

参考文献

[1]Schmitt G.Effect of elemental sulfur on corrosion in sour gas systems[J].Corrosion,1991,47(4):285-308.

[2]郑洪达,李春福,罗平亚.含硫气田腐蚀研究现状[J].材料保护,2008,41(3):50-54.

[3]陈钟秀,顾燕飞,胡望明.化工热力学[M].北京:化学工业出版社,2006:19-22.

[4]阎昌琪.气液两相流[M].哈尔滨:哈尔滨工程大学出版社,2007:26.