南约洛坦采气厂冬季冻堵预防及应对措施分析

刘东明 王瑞莲 刘 萍

（1.中国石油西南油气田公司重庆气矿2.西南石油大学石油工程学院）

南约洛坦采气厂冬季冻堵预防及应对措施分析

刘东明1王瑞莲1刘 萍2

（1.中国石油西南油气田公司重庆气矿2.西南石油大学石油工程学院）

土库曼斯坦南约洛坦气田试产初期正处于冬季（温度最低达到零下20℃），严酷的气候条件使天然气的生产运行面临严峻考验。就冬季生产预处理厂站内工艺设备及生产系统存在的问题及不足做了简要介绍，围绕冬季生产中出现的问题给出相应解决措施，突出了南约洛坦气田冬防措施的复杂性和特殊性，最后根据现场情况提出了冬季防冻堵必须工艺技术和生产管理两手抓，强调了运行管理的重要性，为高含硫站场冬季生产运行及管理提供借鉴。图8表3参5

含硫气田冬季天然气水合物冻堵应对措施

0 引言

土库曼斯坦南约洛坦气田是目前世界上最大的整装凝析气田之一，产品气总体规模可达600×108m3/a，其中南约洛坦EPC项目为其中100×108m3/a规模的地面建设工程。南约洛坦气田两个预处理厂位于马雷州南约勒坦区无人沙漠地带，该地区冬季最冷月平均温度1.8℃，最低气温-20℃，空气相对湿度60%，气候较为恶劣。南约洛坦气田于2013年8月投入运行，单井井口压力、温度及产量较高，致使下游预处理厂站内运行参数也相对较高。预处理厂站内运行压力9.3~9.5 MPa左右，空冷装置前端温度接近90℃，处理量（800~1000）×104m3/d。

两个预处理厂自投产以来，成功经受了该区冬季严酷低温气候的考验，在充分发挥设备的优良性能的同时，通过精细化管理，加强生产监控，保证了站内相关设备及装置能够平稳正常运行，确保给下游处理厂提供了稳定的气源。特别是在2014年1、2月份（当地气温零下-20℃），两个预处理厂的装置和设备也没有出现大面积冻堵情况，装置的防冻保温措施、设施运行效果良好，基本能满足生产的需要。

1 冬季防冻保温设计

南约洛坦气田试运投产初期正处于冬季，加之气田“高温、高压、高产、高含硫、高含二氧化碳、高含氯离子”的“六高”特点，天然气预处理厂冬季防冻措施若考虑不周，将会导致设备、装置及管线发生冻堵，给整个站场的安全平稳运行造成影响。因此，预处理厂在设计初期就考虑了低温条件下的防冻保温措施。

1.1 站内设备

为了保证冬季极寒条件下站场也能平稳应对原料气的初级处理，预处理厂在设计上主要配置了锅炉供热系统、空调、电采暖器以及电伴热系统等几部分，为站内设备、仪器的正常运行提供保障。供热系统采用闭式循环系统，锅炉房内配置2台WNR0.7-0.7/90/70型全自动燃气热水锅炉，正常情况下一用一备，为全站供热；另配备2套定压循环补水系统，保证整个供暖系统的稳定运行。

站场主体工艺流程见图1。

生产、生活建筑主要采用了采暖热水供暖，各变电间、配电间、UPS室、变电所采用空调供暖；阴保间采用电采暖器供暖，消防泵房、仪表风房、缓蚀剂泵房等主要的辅助工艺设备间以及维修车间等均实现了采暖热水供暖；装置区仪器、仪表等采用电伴热系统保温。

1.2 工艺管道

由于预处理厂原料气进站温度较高（通常在90~100℃之间），而出站温度必须控制在45~55℃之间，因此设计上未考虑对站内主体工艺管线实施保温作业，仅对一、二级分离器的冲砂管线、气田水排污管线以及凝析油排污管线实施了保温措施。管线保温内部采用复合硅酸盐材料保温包裹，外部再采用0.5 mm厚的铝皮包裹、固定。

图1 南约洛坦气田预处理厂站场工艺流程总图

2 存在问题及应对措施

虽然采气厂成功地经历了首个严冬的考验，未出现大面积冻堵情况，但在生产中还是暴露出了一些问题。这些问题部分是由于设计的缺陷引发的，还有部分是可以通过加强生产管理，加密站场巡检来回避的，还需要在后续生产中不断地摸索和总结。

2.1 空冷装置

南约洛坦气田单井采用气液混输工艺，高温原料气在预处理厂内经初步分离、计量后进入下游净化厂实施处理。由于预处理厂原料气进站温度较高（多在90℃以上），为了使处理后的混合介质满足下游设备运行要求，需对原料气实施降温、冷却处理。两个预处理厂各配置了4套抗硫原料气空冷器（图2），对站内一级分离后的高温原料气实施冷凝、冷却处理，降低混合流体温度以及原料气的含水率。

图2 原料气空冷装置图

（1）问题

高温原料气经过空冷装置（风机）快速降温后，部分冷凝水会残留在空冷装置管束箱盘管内，如若单套空冷器处理气量不够，原料气温降过快，极易在管束箱盘管内发生冻堵。如2013年12月27日上午，预处理3厂值班中控室监测到站内空冷装置温度异常，经现场巡检核实A4、B1、B2、C3列空冷装置进气端管束箱温度低于0℃（正常运行温度70~80℃），装置出口端温度也较低（表1）。

表1 预处理3厂空冷装置温度变化统计表

（2）应对措施

由于空冷器进口端无法监控温度，现场通过人体感官初步推测空冷器A套右列、B套左列以及C套右列管束箱发生了冻堵（图3、图4）。现场紧急停用空冷器A4、B1、B2、C3，启用D套空冷器运行，同时对发生冻堵的空冷装置实施降压解堵。

图3 空冷装置现场模拟图

图4 空冷装置管束箱

图5 空冷装置温度变化趋势图

表2 南约洛坦预处理3厂生产运行数据统计表（2014年1月）

在泄压过程中管束箱盘管内有清脆的冰块撞击声，排污阀处也能明显感受到固状物持续通过，解堵完成后，管束箱温度逐步回升，但升温效果不明显。分别停运A、B、C、D4套空冷器，利用排污、放空系统泄压解堵。作业完成后4套空冷装置管束箱进、出口温度基本恢复正常。值班中控室调整装置风机运转频率，合理控制温降，确保空冷装置出口温度控制在45~55℃之间，装置解堵完成。解堵作业前后空冷装置出口温度变化见图5。

考虑预处理3厂日处理气量640×104m3左右，启用两套空冷装置已能完全满足处理量要求（单套装置处理量能达到450×104m3/d），后停用B、C空冷器，仅启用A、D套空冷器生产运行。之后装置再未发生冻堵，运行情况见表2。

2.2 凝析油管线

南约洛坦气田单井产凝析油，因而需在天然气预处理厂对原料气中凝析油实施分离工艺，现场主要通过三相分离器实现对气、水、油的分离。经过两级分离产生的凝析油经站内凝析油排污工艺管线在预处理厂出站处汇合，输入下游，在处理厂内对凝析油实施综合处理（相关工艺流程见图1）。

（1）问题

由于预处理厂凝析油日产量较少（产油量在1.5~3 m3/d左右），凝析油管线内的流体基本处于停滞状态，而凝析油黏度较大，混合流体中又可能含有少量气田水，冬季低温、高压（凝析油管线压力通常8.5 MPa左右）条件下，可能发生冻堵。预处理3厂自2013年12月投产以来，共出现过两次凝析油管线超压的情况，且均发生在2014年初最冷的1~2月间。如2014年2月10日站内凝析油管线出站压力持续上涨，最高甚至达到9.72 MPa，超过了站场运行压力（站内设备运行压力9.6 MPa），系统已无法实现正常排油（图6）。

图6 凝析油管线出站压力趋势图

（2）应对处置措施

下游处理厂关闭凝析油进站管线，对站内未投用的一台二级分离器实施泄压，导通该分离器的凝析油排污管线，利用原凝析油管线内的压力将混合介质返回已泄压的分离器，实现对凝析油管线降压解堵。

将站内在运的一、二级分离器凝析油管线排液方式导为手动控制，导通一级分离器凝析油排污系统，利用其排出的高温凝析油（90℃左右）进入管线再次吹扫，并加强管线沿途压力变化情况监控，跟踪解堵效果，确保凝析油管线正常运行。

3.3 电伴热系统

电伴热保温技术是一种新型的将电能直接转化为热能的供暖技术，它能维持相关设备、设施在特定温度下工作，保证不发生冻堵。预处理厂采用电伴热工艺的位置主要包括：气田水、凝析油、检修排污、生活污水、放空、生活用水等地面管线、阀门、管件及所安装压力表、压力变送器引压管段，侧装式雷达液位计、磁浮子液位计测量管段等。

（1）问题

预处理厂选用电伴热带的型号为恒功率并联电热带THBBD-30/2 J，即电压等级220 V，功率30 W/m，温控器设定温度为20℃。电伴热系统自投运以来，运行一直较平稳，但生产过程中发现原设计和现场生产存在一些不适应性，主要包括：

●不同温度介质设施共用一套温控器

单井放空管线和原料气生产管线共用电伴热温控器，且温度传感器安装在生产管线上（图7），正常生产中，生产管线温度高于温控器维持温度，从而无法实现对放空管线的保温；此外，单井进站压力变送器、压力表引压管线和生产管线共用电伴热温控器（图8），管线温度高于温控器需维持的温度，也无法实现对仪表管路的保温作用。

图7 单井电伴热装置

图8 预处理厂电伴热装置

●保温措施不完善

初期管线实施保温作业时，压力变送器、压力表、液位计等相关仪表仅安装伴热带，未实施保温作业，起不到保温伴热的作用；此外，保温层接口不严密，雨水易浸入内层，使保温效果大幅度下降，如遇护套破损，还可能造成电击穿，发生火花或暗火，引发安全事故。

（2）应对措施及效果

针对电伴热系统现场生产存在的不适应性，采气厂做出相关调整：①针对不同温度介质设施共用的温控器，将温控器温度传感器安装于温度较低处或者易于散热的位置；②仪表管段补充安装易于拆卸的保温防水材料。对于管线接口处防水措施不完善，采用防水材料进行封堵，防止进水受潮，影响保温效果和电伴热使用。相应措施实施后，使用电伴热的设备、管道在2014年初的严寒气候条件下未出现冻堵。

2.4 锅炉供暖系统

预处理厂锅炉房配备2台WNR0.7-0.7/90/70全自动燃气热水锅炉，主要为工艺装置以及全厂建筑采暖供热。锅炉供暖系统自带控制柜，具有程序启动、自动调节、超温报警等控制及安全保护功能。系统补水定压循环系统采用撬装设备，系统控制柜可实现对补水泵、循环泵和软化水设备的自动控制。2台变频补水泵压力控制在0.15~0.25 MPa。（图9、图10）

图9 锅炉系统

图10 循环补水系统

（1）问题

预处理厂锅炉供暖系统自2013年底开始投用，多次发生故障停车。初步统计，从2014年1月至3月中旬，预处理3厂锅炉系统（2套锅炉）共计发生故障93次（表3）。

（2）应对措施从数据统计上看，除去A套锅炉因CPU问题引发的27次故障外，锅炉出水端压力异常引发的故障占到所有故障比例的75.8%，而且该故障频发期主要集中在2月底至3月初这段时间。这可能与气候转暖，站场生产、生活区部分采暖设备（散热器）停运有关。当前锅炉系统的运行参数适用于冬季寒冷条件下的工况条件，而当气温转暖后，多数散热器停用后，锅炉系统运行条件即发生改变。现场通过调整锅炉运行参数，恢复站内部分采暖设备使用，锅炉系统即恢复正常运行。

表3 预处理3厂锅炉系统故障统计

2.5 其它

除上述主体生产设备外，现场仪器、仪表、机泵等位置也易发生冻堵。现场仪器、仪表管路、管径偏小，且部分位置保温处理不完全，易发生冻堵；单井的、低压导阀组压力表、预处理厂进、出站压力变送器、计量装置变送器、凝析油管线上的压力表等处均易发生冻堵；放空分液罐气田水提升泵上游控制蝶阀内漏，若转水后未排空泵内引水，极易导致泵体冻裂；此外，高孔阀引压管及埋地排污管路等位置低温条件下均存在冻堵可能。

3 结论及建议

（1）采气厂冬季防冻保温措施合理、有效，相关工艺、措施均能成功应对该地区冬季恶劣生产条件，满足生产需要，保证了装置安全平稳运行。

（2）根据预处理厂原料气处理量变化，合理调整空冷装置运行台数，解决了装置处理量少而散热快的矛盾；合理调节空冷装置风机运行频率，保证装置平稳运行。

（3）冬季安全生产除了考虑技术方面的因素外，还可以从运行管理上入手，优化调配装置运行参数，摸索装置不同工况条件下装置最佳运行参数，提高装置运行稳定性，减少故障的发生几率。

（4）提前介入设计，在设计阶段对项目从功能设究[J].计算机与应用化学.2006，23（6）：559-564.

8Pesquill F.Atmospheric diffusion[M].New Yoirk:Wiley, 1974:429.

9郝吉明，马广大.大气污染控制工程[M].高等教育出版社. 2002.8.

10中国环境科学院.GB／T3840-91制定地方大气污染物排放标准的技术方法[S].北京：中国标准出版社，1991.

（修改回稿日期2015-03-11编辑文敏）

刘东明，男，1980年出生，2007年毕业于西南石油大学油气井工程专业，硕士，工程师；现主要从事气田开发以及试修作业相关工作。地址：（400021）重庆市江北区大石坝大庆村重庆气矿气田开发工艺研究所。电话：（023）67313721，15736276605。E-mail: liu_dongm@petrochina.com.cn