塔河油田二号联酸气回注工艺设计及过程模拟分析

赵德银 姚彬 姚丽蓉 汤晟

中国石油化工股份有限公司西北油田分公司

在油气处理工艺中会伴随有酸废气排出，酸废气由H2S和CO2组成，具有毒性和窒息性，可严重威胁人身安全，并可破坏生态环境，所以需对酸气进行处理。传统的酸气处理方法有硫磺回收法和放空燃烧法等[1]。硫磺回收工艺是将H2S转变为硫磺单质进行销售，该方法具有一定的经济效益，但是其设备装置投资费用高，而且受到硫磺回收市场的限制和约束[2]。放空燃烧法是直接将酸气放空燃烧，该方法是直接、简单、经济，但是燃烧产物会破坏环境。

目前，酸气回注技术以零排放、经济、环保等优点正逐渐替代硫磺回收和放空燃烧方法[3]。酸气回注工艺涉及酸气压缩、管道输送以及注入地下储存层，该工艺既可实现H2S和CO2的零排放，又可借助注入压力提高开采油藏地层压力，实现增产。国外酸气回注技术工艺已趋成熟，美国和加拿大已有70多个酸气回注系统正常运作且未发生重大事故[4]，而国内目前还没有酸气回注应用案例，本文以塔河油田二号联合站为研究对象，结合国外设计案例。对酸气回注工艺设计及相应的过程进行分析、模拟、校核。

1 酸气回注工艺

酸气回注工艺是将酸性气体压缩至足够高的压力，再用管道输送至回注井，进而通过井筒注入预先选定的储藏地层。整体工艺流程包括酸气增压、脱水、管道输送、井口注入4个部分[3]，工艺流程如图1所示。因酸气含水且具有腐蚀性，回注工艺设计需注重酸气相平衡、水合物预防、压缩设备选型、管输工艺、井筒回注等关键技术。

图1 酸气回注工艺流程Fig.1 Process flow of acid gas reinjection

酸气回注工艺设计由于仅已知初始酸气物性和回注地层状态，一般采取逆流程方向进行设计[5]。首先通过酸气组分相图确定总体的工艺方案，根据回注井井底压力、温度确定井筒注入压力，然后根据管输摩阻损失量确定压缩机出口压力，再根据该压力下酸气相平衡曲线和含水量情况选取合适的压缩级数和脱水方式。回注工艺初始酸气一般为常温常压且含有游离水，而游离水的存在会造成酸气腐蚀性的增强和水合物的生成，威胁工艺系统的安全运行，因此整体工艺设计应严格控制酸气水含量。

2 二号联酸气回注工艺设计

塔河油田二号联合站（简称“二号联”）属于塔河油田6号油区油气集输处理工程部分，原油脱硫处理能力368×104t/a，主要用于酸化油、老化油的净化处理。为了回收酸废气，对二号联轻烃站MDEA天然气净化装置再生塔排放的酸气采取加压近距离输送至TK7-640CH回注井进行封存。

2.1 酸气相态分析

二号联MDEA装置排放的初始酸气压力为90～100 kPa，温度为41.7℃，设计排放量为12 000 m3/d（在0℃、1个标准大气压下，以下类同），组分如表1所示，属于湿酸气。

表1 初始酸气组分Tab.1 Initial acid gas component 体积分数/%

经HYSYS软件绘制初始酸气相图如图2所示，其水合物生成温度范围为10～30℃，临界温度为56℃，临界压力为8.5 MPa。水合物生成温度较高，应设置脱水工艺以防止压缩、管输、调压过程形成水合物，堵塞管路。

图2 初始酸气相图Fig.2 Initial acid gas phase diagram

目前，在天然气工业中，常见的脱水方法有乙二醇吸收法、冷却脱水法和分子筛吸收法[6]。乙二醇吸收法是最为常见的脱水方法，但其在脱水的同时，酸气组分CO2和H2S也极易被乙二醇吸收，造成乙二醇再生过程产生大量酸性气体。分子筛吸收一般适用于深度脱水，不适用于酸性气体的实际应用环境，因为分子筛垫层不仅吸附水，还易于吸附H2S和CO2[7]。冷却脱水法主要运用气体与热交换器进行换热达到冷却效果，在酸气进入气体交换器和急冷器前均要注入吸收剂，以防止水合物的生成，虽然脱水效果好，但是加剂成本高，而且酸气也会部分冷凝排出，造成二次污染。

考虑到本工艺回注井地层压力较高，压缩工艺压比大，以及为避免目前普遍存在的过度设计问题，本工艺酸气脱水采用压缩脱水方式。

2.2 总工艺流程

二号联酸气回注工艺方案如图3所示，二号联酸气回注工艺采用源头增压方案，酸气自MDEA装置出口管线接入回注增压脱水系统，以便酸气压缩、脱水装置的集中建设和运行管理。

图3 二号联酸气回注工艺方案Fig.3 Acid gas reinjection scheme of No.2 Multi-puropose Station

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

（2）压缩脱水后酸气：15 MPa，50℃，排放量为11 120 m3/d。

（3）采用压缩脱水方式降低水含量。

（4）管道沿线设置多个紧急截断阀，以限制事故时酸气放空量；在管道进出口端点处安装压力、流量和温度传感器，以检测管道的泄漏状态。

（5）回注井前设置压力调节阀，以控制回注压力和流量。

（6）井口回注压力12.089 MPa，温度20℃，酸气为11 120 m3/d。

2.3 井筒回注工艺设计

TK7-640CH井筒垂直深度为5 547.44 m，斜向深度为6 040 m，地层压力为60.07 MPa，温度为100℃，油管内径为76 mm，具体井筒高程分布如表2所示。

井筒回注压力和相态可由GLEWpro软件[8]确定，该软件根据脱水酸气组分（表1）、井筒高程（表2）、回注流量等参数最终确定回注井酸气压力分布（图4）、密度分布（图5）和温度分布（图6）。

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

图4 回注井酸气压力分布模拟Fig.4 Simulation of acid gas pressure distribution in reinjection Wells

初步确定了酸气回注所需要的压力等级，据此可进行下一步工艺设计。分析结果显示，回注井口压力为12.089 MPa，回注量为11 120.13 m3/d，回注温度为20℃。

图5 回注井酸气密度分布模拟Fig.5 Simulation of acid gas density distribution in reinjectionWells

2.4 管输工艺设计

图6 回注井酸气温度分布模拟Fig.6 Simulation of acid gas temperature distribution in reinjection Wells

酸气从处理厂酸气压缩脱水出口到TK7-640CH回注井为管道输送，该段管道全程2.5 km，处于地势平坦地区，无高差起伏。酸气管道工艺设计与常规油气管道设计大致相同，计算压降和温度损失的一般方法也适用于酸气管道[9]。为了防止管道腐蚀，酸气管道工艺应关注管道内液体流动的速度，管道最大冲蚀速度为

式中：Vmax为管道允许的最大冲蚀速度，为4.08 m/s；ρ——流体密度，为600.73 kg/m3。

由于酸气在管道流动过程中无游离酸水产生，故选用X70碳钢。根据Colebrook管道流动模型，综合考虑管输要求和较小的管道压降，初步选取管道Φ26.67 mm×2.87 mm，其内径为20.93 mm。针对X70管道，最大运行压力16 MPa，不考虑腐蚀余量，分别采用GB50253和ASME标准进行酸气输送管道管壁厚度设计计算，结合管道水力流动和强度要求，选择尺寸为DN26.67 mm的管道，其壁厚为2.87 mm，腐蚀余量大于2 mm。

2.5 压缩工艺设计

大多数压缩工艺设计时遵循多级压缩，每级压缩比小于4∶1的原则[10]，对于酸气而言，压缩机组应控制排出温度在150～180℃范围内。加拿大Gas Liquids Engineering公司典型酸气工程设计（图7）是H2S体积分数为75%、CO2体积分数为25%的酸气压缩和冷却过程[11]，确定5℃酸气露点的保障距离，以达到酸气充分脱水、防止冷凝的效果，并且最终以液相状态排放。

五级压缩：

图7 酸气（75%H2S和25%CO2）四级压缩至11 MPaFig.7 Pressure of acid gas(75%H2S and 25%CO2)compressed to 11 MPa by four stages

本研究采用四级压缩，综合考虑站内处理工艺、管道、井筒及今后酸气注入量变化的压力需求后，每级压比定为3.5，使用Ariel公司的Perfor‐mance软件计算并初选该公司生产的JGJ/4型往复式压缩机，由此确定了塔河油田二号联合站压缩工艺（图8）。图9为酸气压缩过程相图，图10为压缩过程含水量变化图，图11为压缩过程酸气量变化图，图12为压缩过程脱水量变化图。

图8 塔河油田二号联合站压缩工艺Fig.8 Compression process of No.2 Multi-puropose Station in Tahe Oilfield

经过HYSYS软件模拟，结果显示：

（1）在酸气压缩的前三级压缩过程中，酸气以气相状态存在，有效避免酸气冷凝，而且酸气温度始终保持大于露点5℃的安全范围，满足5℃酸气露点的安全距离。

（2）酸气经过四级压缩后，压力达到15 MPa，再经过管道输送和井筒回注前的调压阀调节，井口处酸气的压力为12 MPa，满足回注压力要求。

图9 酸气压缩过程相图Fig.9 Phase diagram of acid gas compression process

图10 压缩过程含水量变化Fig.10 Variation of water content during compression

图11 压缩过程酸气量变化Fig.11 Variation of acid gas amount during compression

（3）经过四级压缩、冷却和脱水之后含水量的体积分数为0.53%，脱水总量为698.494 kg/d，脱水效果显著，压缩后酸气以纯液相状态排出，并且在后续管道输送和井筒回注过程中只有凝析相，不产生游离酸水。

图12 压缩过程脱水量变化Fig.12 Variation of dehydration amount during compression

2.6 工艺模拟分析

表3为回注工艺关键节点处物流结果，图13为整体的酸气回注工艺的压力-温度关系。

图13 整体酸气回注工艺P-T关系曲线Fig.13P-Trelationship of overall acid gas reinjection process

表3 工艺关键节点物流结果Tab.3 Logistics results of process key node

图14 塔河油田二号联酸气回注工艺Fig.14 Acid gas reinjection process of No.2 Multi-puropose Station in Tahe Oilfield

结合各关键工艺设计结果，基于HYSYS软件建立塔河油田二号联酸气回注工艺流程，整个工艺过程如图14所示：酸气自MEDA再生塔进入1号分离器进行气液分离，分离后的酸气经过四级压缩、冷却、脱水过程管输至TK7-640CH回注井。

由表3和图14分析可知，初始酸气经压缩脱水后压力达到15 MPa，酸气中水的体积分数降低至0.53%，能有效防止水合物生成，液相酸气管输过程压降小，经调压阀调压后到达井口时温度为20℃，压力为12.089 6 MPa，在井筒内压力和温度逐渐升高，酸气到达井底6 040 m时温度为90.8℃，压力为60.07 MPa，与地层条件相近。

3 结束语

根据塔河油田二号联合站的实际生产情况，以酸气回注量11 120.13 m3/d和回注井井底流压60 MPa为主要设计条件，在充分调研国外酸气回注实例基础上，分别对二号联的酸气回注压缩工艺、管输工艺、回注工艺进行了详细的设计计算。设计采用四级往复式压缩机，压缩机出口压力为15 MPa，管道采用Φ26.67 mm×2.87 mm，回注井口压力为12.089 MPa。依据酸气的特性，采用压缩脱水的方式，脱水量为698.494 kg/d，脱水后酸气中水的体积分数为0.53%，保证了管输和回注过程无游离水产生，避免了设备腐蚀和水合物生成。