天然气净化装置长周期运行对策分析

周斯雅 李 涛 刘文祝 雷 宇 杨子海

中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司川中油气矿, 四川 遂宁 629000

0 前言

天然气净化装置属于易燃易爆、高温高压、有毒有害生产场所,设备及管线长期处于酸性服役环境且受上游气质、供水供电稳定性等影响,易出现设备及管线腐蚀穿孔、脱硫溶液污染、过滤设备堵塞、换热设备结垢效率低等问题[1-3],可能造成装置非计划停产、净化气不达标,降低了平稳运行率,影响了装置处理量。因装置需连续生产运行,部分问题必须依靠装置检修期间处理,对设备设施、安全附件、管线等，进行检查、清洗、改造、部分更换与测试,确保装置在下个检修周期平稳运行。现阶段中国石油川渝两地净化装置一般多采用“一年一修”的检修模式,近年来也积极响应、贯彻、落实天然气净化装置低成本高质量发展要求,逐步探索与尝试“三年两修、两年一修”或者更长检修周期的净化装置长周期运行模式,其中13座在运天然气净化厂中有5座实现过“两年一修”的检修周期。同时天然气净化厂具有组织机构健全、人才队伍专业、管理标准统一、工艺技术完善、设备设施完整、信息系统先进等特点,装置安全环保受控、生产运行平稳,为探索天然气净化装置长周期运行模式提供先决条件与有力保障。

本文将对川渝两地13座在运天然气净化厂和30套天然气净化装置从关键因素、管理保障措施等方面进行深入分析,深挖问题根源,提出针对性举措,为推进天然气净化装置长周期运行提供借鉴,进一步实现天然气净化装置低成本高质量发展。

1 关键因素与对策

1.1 依法合规是长周期运行的基础

天然气净化装置中特种设备、电气仪表种类多且复杂,依据国家相关法律法规,应定期开展特种设备(含安全阀等附件)检验、电气设备预防性试验、仪器仪表校验的工作,确保设备使用的依法合规[4-8]。装置主要设备强制检验、试验、校验周期见表1。

表1 装置主要设备强制检验、试验、校验周期表

1.1.1 压力容器检验

对标TSG 21—2016《固定式压力容器安全技术监察规程》、TSG 11—2020《锅炉安全技术规程》,天然气净化装置在运的压力容器等级主要为1、2、3、4级,满足2～3年一修的运行条件;而锅炉一般都有备用且2年内检1次。对评定为4级的监护设备需进行监控使用且及时更换,累计监控使用时间不得超过3年。

1.1.2 安全阀校验

按照TSG ZF001—2006《安全阀安全技术监察规程》,安全阀一般每年至少校验1次。要满足长周期运行条件,需要对部分净化厂的安全阀增加前截止阀或增加后截止阀,实现在线校验及检修。

1.1.3 电气设备预防性试验

按照DL/T 596—2005《电力设备预防性试验规程》,电气预防性试验一般1～3年进行1次。建议对部分天然气净化厂进行双电源、单母线分段及供电设备改造,实现分段预防性试验。

1.2 原料气气质是长周期运行的前提

原料气夹带杂质进入装置,尤其是上游清管、气量调整、新开井等操作,易造成脱硫系统发泡拦液、预处理分离器堵塞、脱硫溶液污染、产品气不合格等,甚至需停产更换溶液。

1.2.1 影响因素

原料气夹带杂质进入装置影响因素主要有：原料气夹带气田水、缓蚀剂以及湿气输送的饱和水;新开井的入井液随气带入;原料气夹带腐蚀产物、井下污物。夹带缓蚀剂对装置的影响见图1。

图1 夹带缓蚀剂对装置的影响照片Fig.1 Influence of entrained inhibitor on equipment

1.2.2 对策措施

可采用在集气站增加脱水装置,实现干气输送;在天然气净化装置前增加高效过滤分离器、段塞流捕集器,减少气田水夹带;制定新井投产方案,采取科学合理的分离和消泡措施,重点关注带液量变化或发泡情况,减少液体夹带;强化上下游一体化,针对清管、调产、开关井等操作,建立统一协调、联动机制,明确专人现场负责。井站气液分离设备见图2。

图2 井站气液分离设备照片Fig.2 Gas-liquid separation equipment of well station

1.3 供水供电是长周期运行的保障

供水供电稳定性和可靠性不够,导致天然气净化装置电压波动或停电、供水量不足或水质不合格[9]。

1.3.1 影响因素

供水供电对天然气净化装置的影响因素主要有：供电等级低、电压波动;供水设备设施和管道失效、水质超标。

1.3.2 对策措施

采用双电源供电,提高供电等级;增加快速切换装置;利用全线避雷、抗晃电技术、电力质量在线监测等新技术;密切跟踪原水水质浊度、悬浮物、细菌等指标变化,及时调整水质处理工艺,确保水质质量达标;应用漏磁检测、无人机巡管、设备在线监测等技术,保障供水管道和转水泵等设备完好。

1.4 两剂质量是长周期运行的核心

脱硫溶剂因杂质、降解造成质量降低,导致发泡拦液、换热效率下降、产品气不合格等;催化剂因失活、粉化造成质量降低,导致硫回收率下降、尾气排放超标、反应器床层堵塞等。

1.4.1 影响因素

催化剂和溶剂(以下简称两剂)质量对天然气净化装置的影响因素主要有：溶剂掺入天然气净化装置运行的腐蚀产物、活性炭粉末等杂质;溶剂热降解和氧化降解产生热稳定盐;催化剂因长期高温运行,导致失活、粉化。两剂质量对装置的影响见图3。

a)贫富液换热器积渣a)Slagging of poor-rich liquid heat exchanger

b)催化剂积碳b)Carbon deposition of catalyst图3 两剂质量对装置的影响照片Fig.3 Influence of catalyst and solvent quality on the equipment

1.4.2 对策措施

增加原料气水洗装置,减少原料气中固体和液体夹带;增加及充分利用溶液在线过滤和SSU溶液复活装置;溶液储罐利用氮气密封保护;定期开展溶液热稳定性盐、醇胺溶液起泡趋势、致泡物质含量等性能分析与评价;催化剂比表面积、孔结构、活性评价等性能分析与评价,指导两剂补充或更换;依据各转换器温度、尾气排放组分含量,充分应用回收单元H2S/SO2在线分析设备,精准辅助调节配风。新增SSU溶液复活系统见图4。

1.5 系统水质控制是长周期运行的重点

锅炉水、凝结水与循环水的水质超标,造成设备及管线结垢、腐蚀,导致设备换热效率降低、管束窜漏或堵塞[10-11]。

图4 新增SSU溶液复活系统照片Fig.4 New SSU solution reactivation system

1.5.1 影响因素

系统水质对天然气净化装置的影响因素主要有：锅炉水、凝结水水质超标;循环水水质超标。系统水质对装置的影响见图5。

a)凝结水阀门穿孔a)Perforation of condensate valve

b)后冷器管束结垢b)Encrustation of back cooler bundle图5 系统水质对装置的影响照片Fig.5 Influence of system water quality on the equipment

1.5.2 对策措施

加强系统水质跟踪分析,做好过滤、加药、除盐除氧和排污等操作,严格控制浊度、pH、溶解氧、电导率等指标;凝结水设备及管线材质升级,增加抗腐蚀性能;增加凝结水除氧工艺;开展超声波疏水阀性能检测;选用配伍性好的循环水缓蚀阻垢、杀菌灭藻药剂,应用EST电解水处理技术等,提高循环水过滤、除垢、杀菌等效果。

1.6 仪表系统稳定是长周期运行的关键

天然气净化装置仪表系统自动化程度高,经常出现仪器仪表检测失真,联锁、控制系统故障,造成自动控制失效或装置联锁。

1.6.1 影响因素

仪表系统对天然气净化装置的影响因素主要有：卡件损坏、程序故障、通讯中断、电脑病毒;现场仪表检测失真或设备故障。

1.6.2 对策措施

定期开展仪表系统测试和分析诊断,规范DCS、SIS、FGS等控制系统的巡检、操作与维护管理;定期开展仪表检定、校验和标定,应用PST行程测试技术,实现调节阀、联锁阀等在线调试;开展SIL安全完整性分析,确保仪表系统可靠性;应用工业控制完整性管理系统,对DCS运行状态实时监控,实现通信及硬件故障预警;完善仪表信息安全防护系统。

1.7 腐蚀预防是长周期运行的瓶颈

天然气净化装置压力容器及管线介质高温高压、易燃易爆且有毒有害,经常因氧腐蚀、酸腐蚀、电化学腐蚀等原因发生泄漏和失效,导致装置紧急停产[12]。

1.7.1 影响因素

腐蚀对天然气净化装置的影响因素主要有：氧腐蚀、酸腐蚀、电化学腐蚀;水击、介质及所含固体颗粒的冲刷腐蚀;设备、材料及焊接的质量缺陷。

1.7.2 对策措施

对贫富液换热器、酸气管线、富液管线、凝结水回水管线等易腐蚀设备及管线，进行材质升级或应用内防腐涂层技术[13-14];应用超声波和在线腐蚀监测技术,开展定期跟踪测厚和检测检验;开展RBI风险评价分析,加强设备完整性管理;充分运用快速捆扎堵漏、机械堵漏、焊补堵漏、金属粘补堵漏等带压堵漏技术。腐蚀预防对策措施见图6。

a)内防腐涂层a)Internal anticorrosion coating

b)腐蚀点带压堵漏b)Leak stoppage under pressure of corrosion spot图6 腐蚀预防对策措施照片Fig.6 Preventive measures against corrosion

2 管理保障措施

通过对依法合规、原料气气质、供水供电、两剂质量、系统水质控制、仪表系统稳定、腐蚀预防等关键因素分析，制定科学合理对策措施,同时还需建立配套完善的管理措施和长效机制,助推天然气净化装置实现长周期运行。

2.1 完善机制,提高效率

2.1.1 开展装置系统性风险评估

利用HAZOP[15]、SIL、RBI[16-17]、RCM[18]等工具方法，对工艺、设备、仪表、电气运行状况进行风险分析与评价,评估装置存在问题及隐患对生产运行的影响程度,作为调整检修的依据与指南。2013年至今,在运行一半天然气净化厂已成功运用风险分析与评价,推迟天然气净化装置检修周期,同时实现检修周期推迟期间的平稳运行。

2.1.2 调整成本费用

对于非检修年度,因天然气净化装置连续运行增加的日常运行维护、装置能耗、备品备件、生产现场管理提升等费用,需调整生产单位生产成本。建立长周期运行激励机制,对于实现长周期平稳运行的生产单位,结合天然气净化装置检修、临停次数、质量安全环保等情况实行专项奖励。

2.1.3 推行上下游联动模式

上游清管、调产、开井等操作,通过工作联络单及时告知下游天然气净化厂做好应对操作;下游天然气净化装置发现气质异常、紧急停产等情况,及时告知上游作业区积极排查和响应配合。树立大开发理念,全面推行上下游一体化管理。

“他们三个大仙儿，”克里斯蒂娜依次指了指皮特、德鲁和莫莉，“实际上，白娘胎里爬出来就整天凑在一起。我特别讨厌他们。”

2.2 技术革新,科技创效

2.2.1 两剂研发

一是新型脱硫溶剂,应用空间位阻胺脱硫配方溶剂[19](如CT8-26)和高效有机硫脱除溶剂(如CT8-24B),降低CO2共吸率，提高有机硫脱除,提高天然气商品气率与质量；二是新型催化剂,应用尾气低温加氢催化剂[20](如CT6-11),降低反应器入口温度要求,促进加氢水解。尾气低温加氢催化剂见图7。

图7 尾气低温加氢催化剂照片Fig.7 The low temperature and hydrogenation of tail gas catalyst

2.2.2 涂层应用

应用高分子陶瓷金属涂层,内涂换热设备花板、内浮头盖,液硫储罐上部气相空间等,降低脱硫溶液、循环水水质、酸性环境等引起的腐蚀和冲蚀,提高设备抗腐蚀能力,确保设备本质安全。高分子陶瓷金属涂层见图8。

图8 高分子陶瓷金属涂层照片Fig.8 The coating of polymer ceramic metal

2.2.3 新材料应用

一是超级不锈钢,适用于强酸性介质接触的设备及管线,已应用于康索夫尾气处理装置的电除雾器、文丘里组合塔和中和储罐等部位；二是“316+碳钢”复合钢板,适用于高H2S、高CO2腐蚀环境的设备及管线,已应用于部分天然气净化厂再生塔。

2.2.4 检测技术

图9 低频导波照片Fig.9 Low frequency guided wave

2.3 两化融合,管理提升

以“装置安全高效运行、产品气质量合格、三废排放达标”为准则,实施两化融合,建设“全面感知、自动操控、智能预测、辅助决策”的智能工厂。

2.3.1 物联网和数字化管理平台建设

应用物联网技术,数据实时采集和存储,推行智能巡检平台、机器人巡检,实现办公无纸化、数字化。

2.3.2 应用系统拓展与整合

应用设备在线监测系统,推行关键设备预防性维护管理,确保设备本质安全;应用三维数字化模拟与智能定位技术,模拟事故推演,提升应急救援能力;应用 AR/VR 虚拟培训,实现操作在线智能辅助,前后方远程协作;应用大数据与机器学习等技术,建立智能预警模式,实现安全管理关口前移等。

2.3.3 大数据管理平台

整合信息化系统,推进系统融合、信息共享,实现智能工厂。

2.4 油公司模式，转型升级

深化油公司改革,对标国际一流油公司,以质量效益为目标,坚持“业务归核化、管理扁平化、职能精干化”改革方向,全面推动企业转型升级。

2.4.1 业务归核化

剥离非主营业务和低端低效业务,对天然气净化装置关键设备设施的维护维修和生产辅助设施运维管理实行业务外包;对后勤服务、生产辅助服务等实行第三方用工机制。

2.4.2 管理扁平化

精简管理层级,取消工段级,实现厂—班组两级管理模式,落实靠前指挥,提高工作效率,管理重心前移。

2.4.3 职能精干化

推行“大岗位、大工种”管理模式,打破操作岗位工种多样化限制,倡导一岗多能,强化员工技能培训和素质提升,培养核心技能岗位的人才队伍。

3 结论

为确保天然气净化装置长周期平稳运行,应重点关注依法合规、原料气气质、供水供电、两剂质量、系统水质控制、仪表系统稳定、腐蚀预防等关键因素,充分应用四新技术、信息化技术,建立配套完善的管理措施和长效机制,全面提升人员素质能力,通过设计、制造、施工、运行、维护、管理、操作等方面的适应性改造与优化提升,全面实现净化装置长周期运行目标,扎实推进提质增效专项行动,贯彻落实低成本高质量发展要求。