三相分离器脱除CO2的工艺优化研究

欧阳雄，李昌良

(1 中国石油大学(华东)石油工程学院，山东　青岛　266580；2 中海石油有限公司(深圳)分公司番禺作业公司，广东　深圳　518067)



三相分离器脱除CO2的工艺优化研究

欧阳雄1,2，李昌良1

(1 中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛266580；2 中海石油有限公司(深圳)分公司番禺作业公司，广东深圳518067)

油田采出液中高含量CO2对平台生产设施和海管造成了严重的腐蚀，需要对平台三相分离器进行工艺调整，以最大程度的脱除CO2。通过实验室模拟分离器在90 ℃，操作压力分别为0.55 MPa、0.45 MPa、0.35 MPa、0.2 MPa、0.1 MPa条件下，对现场分离器入口油样分离实验研究得出：操作压力越低，能够从油样中分离出来的气体总量越多，在0.2 MPa左右时分离出气体中CO2摩尔含量比达到最大为51.4%。同时还研究了在分离器后增设二级分离器对进一步脱除CO2起到的作用效果。实验表明，二级分离器操作压力越低，从油样中所分离出来的CO2比例越大，操作压力从0.1 MPa降到0.03 MPa时，二级分离器可将现场分离器油相出口中的油中CO2脱除率从47.5%提高到 60.9%，但与此同时分离出的有用重组分气体含量也会相应的增加。

三相分离器；CO2脱除；海上平台

CO2溶于水后对金属材料有极强的腐蚀性, 由此而引起的材料破坏统称为CO2腐蚀。CO2常常作为油田伴生气或天然气的组分之一存在于油气中[1]。在同样pH值条件下，由于CO2的总酸度比盐酸要高, 因此对钢铁的腐蚀比盐酸还严重。由CO2引起的油气田管道严重局部腐蚀使得管道和设备过早发生腐蚀失效，造成严重后果的事件时有发生[2]，如何有效控制CO2引起的腐蚀问题受到人们的广泛关注。

目前，南海东部某近海油田各单井流中普遍含CO2，采出气中CO2含量在30%～70%之间。由于勘探试油阶段未发现伴生气而没有设计伴生气处理设施，故井流中CO2会随着原油处理系统即通过三相分离器-增压泵-外输泵进入海管，对上部设施及海管造成的腐蚀严重。基于油田开采已进入中后期，随着油田的继续开发，井中CO2分压的增大和含水率的大幅上升，CO2引起的腐蚀也将日益严重[3-5]。

为此，油田作业者计划通过调整平台三相分离器的操作压力来释放CO2，缓解CO2引起的腐蚀，同时视情况考虑是否需要在分离器后增设二级分离器。在此背景下，开展了三相分离器脱除CO2的工艺优化研究，分析了在不同操作参数下油样中CO2脱除效果，以期为油田工艺调整方案的制定提供依据。

1　材料与研究方法

1.1材料来源

在油田平台集输系统的三相分离器入口带压取样6瓶，分离器出口带压取样4瓶，用于室内实验。现场分离器操作温度为90 ℃，操作压力为0.7 MPa。油样物性依据石油天然气行业标准进行测定，相关参数见表1。

表1　原油性质Table 1　The property of crude oil

1.2实验装置

图1　操作工况分析实验装置Fig.1　Experimental apparatus for operating condition analysis

图2　实验流程图Fig.2　Experiment flow chart

图1为研究不同操作压力对CO2的分离效果的实验装置，其上安装了油样注入口、氮气注入口、气体取样口、真空泵接入口、排污口各1个，并将分离器置于90 ℃的恒温水浴中。

图2则为研究二级分离器分离效果的实验装置，其通过采用注氮气控制调节压力来模拟测试二级分离在90 ℃不同压力条件下油样中CO2的脱除状况。

1.3研究方法

通过比较原油在相同温度但不同压力下气体组分中的CO2摩尔浓度，探讨原油压力与析出CO2摩尔浓度的关系，并通过分析气体组分的变化，评价二级分离器析出CO2的效果。

1.3.1不同操作压力对CO2的分离效果研究

通过真空泵将模拟分离器抽成真空，然后利用真空将取样瓶中油样抽入分离器，并从氮气注入口注入氮气，通过控制氮气注入量[0]调整分离器内的压力，待系统稳定后，从气体取样口取样，采用气相色谱仪分析气样的组分及含量，探讨分离器内的压力分别为常压的0.55 MPa、0.45 MPa、0.35 MPa、0.2 MPa 和0.1 MPa状态下CO2的分离量，确定最佳操作压力。

1.3.2二级分离器分离效果研究

从现场分离器出口取带压油样1瓶，缠上加热带，连接高压计量泵；待样品在一级分离器条件(90 ℃，0.7 MPa)下充分稳定，然后降至二级分离器压力0.1 MPa，稳定后放出气体，计量气体体积，用HP气相色谱仪分析气组成及CO2含量；放出气体后再将样品中的油相闪蒸出来，称出油重、测得油密度、读取气量计中气体体积，算得气油比。闪蒸油注入KJ气相色谱仪得到油中CO2含量；通过氮气注入量，调整二级分离器压力，依次满足二级分离器压力为0.03 MPa、0.05 MPa、0.07 MPa。对比分析各组实验分离气中CO2量，找出操作压力与分离出气体中CO2含量的关系。取现场分离器带压油样1瓶，将样品在一级分离器条件下稳定后分离出油，闪蒸油，测得油中CO2含量，对比不同压力下分离油中的CO2含量，分析操作压力与油中CO2脱除率的关系。

2　结果与讨论

2.1分离器分离实验数据与分析

不同操作压力下，分离出的气油比及分离气各组分含量实验数据见表2。可见，操作压力越低，气油比越大，能够从油样中分离出来的气体总量越多，所分离出的气体中CO2摩尔含量在0.2 MPa左右达到最大为51.4%，同时分离出来的气体中轻烃含量也较低。

表2　分离器在不同压力条件下分离结果Table 2　Separation test results under different pressures

2.2二级分离器分离实验数据与分析

2.2.1分离气体组分分析

二级分离器的压力为在现场一级分离器操作压力的基础上降压得到，分离后的气体全组分及各组分所占摩尔百分比分析结果见表3。可见，在0.030～0.1 MPa范围内进行分离，操作压力越低，能够从油样中分离出来的气体总量越多，且其中CO2含量越高，在0.03 MPa的条件下达到了2.88%。从图6中可以看出，操作压力降低，分离出来的气体中C7/C7+的轻烃含量也会随之增加，最大达到了3.8%。

表3　分离气各组分含量Table 3　Each content of separated gas

2.2.2分离后油组分中CO2含量分析

不同压力下油中CO2摩尔含量及CO2分离比详见表4，其中在0.1 MPa条件下CO2脱除率为47.5%，而在0.03 MPa时CO2脱除率则达到60.9%。即随着操作压力降低，从油样中所分离出来的CO2比例也越大，相比现在的高压生产工况，分离后原油中所含的CO2摩尔百分比明显下降不仅减少腐蚀，同时低压生产也减少氮气的消耗，减少能量损失，降低对公用设施的依赖程度。因此，通过降压生产将有利于减少油田设施的腐蚀风险，保障油田的安全生产，降低生产费用。

表4　操作压力对油中CO2脱除率的影响Table 4　CO2 removal rate in crude oil

3　结　论

三相分离器脱除CO2的工艺优化研究结果表明，分离器最佳操作压力为0.2 MPa，此时分离气中CO2摩尔百分比为51.4%；二级分离器在操作压力为0.03～0.1 MPa的分离条件下，随着操作压力的降低，虽然CO2分出的量增加，但是有用的重组分气体含量也相应增加。因此，降低生产分离器操作压力脱除CO2酸性气体的方法是可行的，然而，如果油田作业者增设二级分离器，需要权衡利弊，确定二级分离器的最佳操作压力。

[1]赵名师, 吴明, 董有智. 管道内CO2腐蚀问题[J]. 石油化工腐蚀与防护, 2007, 24(1): 33-35.

[2]张学元, 邸超, 雷良才. 二氧化碳腐蚀与控制[M]. 北京: 化学工业出版社, 2000: 24-31.

[3]符中欣. 含CO2段塞流对X60 钢的腐蚀[J]. 油气地面工程, 2009, 28(7): 27-28.

[4]熊颖, 陈大钧, 王君, 等. 模拟油气田采出水的腐蚀性实验研究[J]. 钻采工艺, 2008, 31(4): 118- 121.

[5]刘瑞刚, 金玉刚, 夏静森, 等. P110碳钢在CO2多相流介质中的腐蚀特征[J]. 石油化工腐蚀与防护, 2010, 27(5): 13-16.

Process Optimization of Three-phase Separator to Remove CO2with Simulation Experiment

OUYANGXiong1,2，LIChang-liang1

(1 School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Shandong Qingdao 266580;2 CNOOC China Limited Panyu Operating Company, Guangdong Shenzhen 518067, China)

High concentration level of CO2in produced fluid can cause severe corrosion in production process of the platform and subsea pipeline. In order to cut down the level of CO2, the process of the three-phase separator on offshore platforms should be adjusted. In the simulation study, oil samples were taken from field three-phase separator inlet at 90 ℃, 0.55 MPa, 0.45 MPa, 0.35 MPa, 0.2 MPa and 0.1 MPa, respectively. The results showed that the lower operating pressure, the more gas could be separated from the oil samples. At about 0.2 MPa, CO2molar content ratio in separated gas could reach maximum value (51.4%). Furthermore, the study on adding two-stage separator at downstream of three-phase separator for further CO2removal showed that under the circumstance, the operating pressure of the two-stage separator decreased from 0.1 MPa to 0.03 MPa, CO2removal ratio from oil samples taken from field three-phase separator outlet could increased from 47.5% to 60.9%. At the same times, the content of useful constituents in the separated gas was also increased.

three-phase separator: CO2removal; offshore platform

欧阳雄(1984-)，男，工程师，主要从事海洋石油工程相关工作。

TE624

A

1001-9677(2016)018-0119-03