高含蜡气田集输处理系统防蜡工艺技术研究

  来源:安全管理网 点击:  评论:  更新日期:2017年12月30日

 前言
    石蜡是固体石蜡烃的混合物。多来源于原油中石油的分馏产物,化学构成一般为碳链数为17—35的正构烷烃。在标准状态下, C17—C35的直链正构烷烃呈固态。原油中若石蜡含量较高,将影响油井的正常生产,经过几十年的生产实践,目前对消除原油采输过程中的含蜡影响已有较成熟的配套工艺技术。在天然气气田开发中,纯气藏较为普遍,个别为凝析气藏,两种类型气藏中极少遇到含蜡问题。新疆油田公司近年来所发现的产能大于40×104m3/d的气田中,有三个气田属凝析气藏,其中最大的为位于昌吉州的呼图壁气田,98年气田进行试产时,发现所产凝析油中含蜡,经初步分析,得出气田属高含蜡气田。
    呼图壁气田集输工艺装置有两套。一套为初期投入运行的临时集输工艺装置,另一套为正规低温集输工艺装置。前者投入近400万元,后者包括4口气井的单井输气工艺共投资12644.8万元。在设计呼图壁气田正规低温集输工艺装置及单井输气工艺装置时,由于前期资料与实际生产有偏差,均未考虑防蜡因素。本文通过分析呼图壁气田凝析油中蜡的含量、性质、对工艺的影响等,对气田集输处理系统防蜡工艺进行了研究,主要研究内容如下:
    1  高含蜡气田防蜡工艺实验分析研究
    1.1  应用不同检测方法对比分析,确定气田石蜡的组分构成
石蜡的含量通常由含蜡测定仪检测得出,由此方法得出呼图壁气田凝析油中石蜡含量为3.66%。
近三十年来一种新的分离分析方法—气相色谱检测法正日渐被运用到石蜡含量的检测中,它主要检测样品的组分,即正、异构碳链数的分布含量多少情况,分析人员再根据检测所获组分及石蜡的组分特性划分出样品石蜡的具体含量[1]。早期对原油中的石蜡碳链数划分依据是以原油组分中正构烷烃在C18—C26之间的含量做为固体石蜡的划分依据[1]。用气相色谱法对石蜡、家用石蜡、化学石蜡、石蜡烃进行检测后表明,固态石蜡的碳链数划分并不固定,大致在C16—C36的正构烷烃之间。
根据气相色谱法的分析原理,在-10℃环境温度下提取出呼图壁气田固态石蜡进行分析,组分特征显示为C12—C25的正构烷烃,气田工艺装置中低温分离器液相出口及储存凝析油的混烃罐中凝析油气相色谱分析表明,以C12—C25之间的正构烷烃含量进行石蜡划分,呼图壁气田石蜡含量在10.82%—14.19%之间,与含蜡测定仪测出的3.66%值之间存在较大差异。分析认为与气田凝析油中低温提取出的固态石蜡在常温下呈液态有关,针对气田液固态石蜡组分构成的确定,首先,通过气田初期的油罐油、闪蒸油相态分析,得出凝析油中凝析油中碳链数在C12及以上的含量分别是39.8349%和52.223%,但此碳链数包含了正构烷烃与异构烷烃数量,不能做为石蜡含量的确定依据。其次,通过密闭录取凝析油样进行气相色谱密闭检测,得出呼图壁气田凝析油中正异构烷烃所占的比例为22.34%。采用这一结论,对油罐油、闪蒸油相态分析检测出的烷烃含量进行固态石蜡及固液态合计石蜡含量划分,得出以C18—C26的正构烷烃做为固态石蜡的划分依据,所获气田油罐油、闪蒸油中的固态石蜡含量(3.273%,3.078%)与含蜡测定仪确定的3.65%平均固体含蜡量较吻合;将C12—C26的正构烷烃做为液固态石蜡的划分依据,得出油罐油、闪蒸油中的液固态混合石蜡含量分别为8.90%和11.667%,与低温分离器液相出口及混烃罐中凝析油气相色谱分析得出的10.82%液固态石蜡含量同样取得了一致。
经过以上实验及对比分析,证明在常温下,石蜡不仅有固态,还含有液态石蜡,同时,确定了呼图壁气田的液固态石蜡含量及石蜡组分构成,为下步的防蜡工艺研究奠定了基础。
1.2  通过不同状态下的实验分析,确定石蜡析出点的变化
    首先,对常温下的凝析油进行粘温曲线分析,得出气田凝析油石蜡析出点在-5℃左右,其次,针对气田凝析油一部分是由低温分离得出的现状,对低温处理后的凝析油进行了两种不同状态下的密闭取样分析,其结果显示,不同低温分离参数下,凝析油中石蜡析出点发生了变化,分离参数为0.8MPa、7℃时,石蜡组分为C12-C16,含量0.221%,析出点在-5℃左右;分离参数为0.7MPa、-2℃时,石蜡组分为C12-C16,含量0.806%,没有出现石蜡析出拐点,表明低温分离参数的防蜡关键在于处理温度。
1.3  通过针对性实验,掌握乙二醇防冻工艺对石蜡特性的影响
呼图壁气田地面工艺设计中,应用了乙二醇防冻技术,即在天然气集输过程中加入乙二醇以避免节流过程中水化物的产生,节省工艺建设投资。为落实乙二醇对凝析油中石蜡的特性有无影响及影响规律,首先,分三种乙二醇浓度,对气田中凝析油的粘度变化进行了分析。实验结果显示,加入乙二醇后,凝析油粘度有较大幅度的下降,但随着浓度的增加,粘度并未按比例降低,而是在实验中加入0.15%最小乙二醇浓度时,粘度降幅最大,达86.3%左右;其次,在气田凝析油样品中,加入5种不同浓度的现场用乙二醇进行凝固点检测,随着凝析油中乙二醇浓度的增加,凝析油凝固点始终为-16℃,比不含乙二醇的凝析油凝固点-18℃提高了2℃,实验证明,虽然现场用乙二醇本身的凝固点较低,在-30℃仍未凝固,但乙二醇可以提高凝析油凝固点,且不随乙二醇浓度而变化。
1.4  通过不同状态下凝析油组分分析,确定不同处理参数下凝析油中的石蜡含量
呼图壁气田所产生的凝析油由生产分离器进行一级分离,低温分离器进行二级分离,两处分离出的凝析油进入凝析油稳定塔,稳定后输入凝析油储罐外运。对三处的凝析油组分进行跟踪分析,其结果显示,进行凝析油第一级分离的生产分离器石蜡含量最高,始终在12.5%左右。凝析油储罐的石蜡含量与早期对比,由于低温分离器的低温分离控制参数由0℃左右降为-7℃左右,使凝析油中轻烃更多的分离出来,石蜡含量由14.19%降为9.795%。对低温分离器、稳定塔中凝析油进行监测,石蜡含量分别为0.221%与1.897%,也说明因低温分离出的轻烃C12及以上正构烷烃含量的减少,是导致集气工艺装置处理出的凝析油中石蜡含量相对减少的主要原因。上述分析表明,低温分离器的低温分离控制参数对凝析油储罐中的石蜡含量有决定作用,石蜡含量越低,凝析油中轻烃成分越高。
2           气田防蜡工艺方案优选研究
2.1  气井井口工艺方案优选研究
呼图壁气田在地面工艺设计时,由于初期资料少,问题反映不全,没有考虑蜡对地面工艺的影响。在气井的单井输气工艺设计时,采用了井口水浴炉加热与井口注醇相结合的方法。即对距集气站较近的气井采取水浴炉加热,节流后外输的工艺设计;对距集气站较远的气井采取井口注醇,0℃左右低温输气的工艺设计,以降低地面建设资金投入。通过防蜡实验研究,确定出呼图壁气田属高含蜡气田,较高的析蜡点势必会造成井口注醇设计的输气管线内石蜡析出,进而发生蜡阻塞管线的事故。由于问题及时发现并改进,使气田两口气井得以及时修正工艺设计,在正规天然气处理工艺装置投产之际顺利投产,使由于工艺设计不合理导致气井不能开井生产的情况得以避免发生。
2.2  气田集气站工艺优选研究
气田集气站工艺主要分四类,分别是:气体处理工艺、液体处理工艺、注醇系统工艺和放空火炬系统工艺。其中能够涉及到防蜡工艺的主要是气体处理工艺和液体处理工艺。研究中以气田凝析油中不同处理参数下的石蜡的析出点、石蜡液固态气相色谱组分划分为依据,通过气体、液体处理工艺各部分可能析蜡部位设计参数分析、密闭气相色谱实验分析,掌握了气、液处理工艺的防蜡关键点,获取了合理的工艺运行参数界限。
2.3  凝析油储运参数优选研究
依据实验分析得出的呼图壁气田凝析油具有高含蜡、低初馏点易挥发,所含石蜡具有高析出点、高凝固点,随温度压力升高石蜡含量将升高等结论,对气田凝析油的储存方式进行了完善,确定了凝析油的安全拉运准则,对安全、高效生产销售凝析油起到了重要作用。
3  小结
3.1   对呼图壁气田单井工艺设计研究表明,采用乙二醇防冻低温集气工艺,易使凝析油中石蜡析出,阻塞天然气流动。以此为依据,通过修改单井井口工艺设计避免投资浪费近500万元,同时也确保了气井的及时投产,避免地面建设延误造成大量经济效益损失。
3.2   通过研究呼图壁气田集气站低温处理工艺不同位置中凝析油的组分特性,掌握了气、液处理工艺的防蜡关键点,获取了合理的工艺运行参数界限,使集气站低温处理工艺的再完善有了科学依据。
3.3   乙二醇防冻操作简单、可自动控制、减少劳动强度等,做为新工艺,近年来被广泛应用于天然气、集气站的工艺设计中,通过分析证实呼图壁气田天然气集气工艺中的乙二醇注入对凝析油的凝固点、凝析油粘度都会产生影响,这一研究结果对现场合理进行乙二醇注入量控制提供了参考资料。同时,由于研究得出注入乙二醇后会造成凝析油凝固点变化,也为低温分离器的工艺运行参数合理调整提供了依据。
3.4   通过实验分析,得出了呼图壁气田凝析油初馏点低、含蜡高、析出点高、凝固点高等特性。为此,对凝析油的储运提出了合理建议,它对减少凝析油的外销经济损失,保证安全运输起到了积极作用。
3.5  呼图壁气田生产凝析油中含蜡较高,其石蜡组分构成与国内及国际相比,石蜡品质较好,个别指标已达到精制蜡标准[2],开发利用价值较高;通过实验分析获取的石蜡特性为今后对呼图壁气田开发石蜡资源打下了基础
 

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