崖城气田南山终端油气混输管线工艺技术改造

2 01 0拄 第4 卷 第4 期 天 然 气 技 术 Na t u r a l Ga s T e c hn o l o g y Vo 1 4 No 4 Au g 2 0 1 0 文章编号 1 6 7 3 9 0 3 5 2 0 1 0 0 4 0 0 4 1 0 2 崖城气田南山终端油气混输管线工艺技术改造 彭铁汉李劲松欧光尧王金洪 中海石油 中国 崖城作业公司 广东深圳5 1 8 0 6 7 摘要 中海石油崖城作业公司的南山终端主要承担崖城气田通过海南油气混输管线输送到终端的天然气和 凝析油的处理任务 投产之初制订的清管球作业规定造成了大量的天然气排放 极大地浪费了能源 为此 作业 公司进行 了多相流混合模型对管 内液体模拟的理论研究和优化清管球发送的现场测试 改造了油气混输管线工 艺 实施凝析油连续处理 减 少清管球的发送和装卸作业频率 改造后大大减少了天然气排放 取得 了良好的经 济和环保效益 并且降低 了日常生产的操作风险 提高了作业的安全性 关键词 节能藏捧天然气凝析油清管球连续处理经济效益 中图分类号 T E 7 3 2 3 文献标识码 A 0 引言 中海石油 中国 公司所属的崖城作业公司南山 终端主要承担崖城气田通过 1 4 i n 1 i n 2 5 4 ra m 海 南油气混输管线输送到终端的天然气和凝析油 的处 理任务 投产之初 作业公司制订的清管球作业规 定虽从根源上避免 了大的段塞流进入南山终端 的风 险 但也造成了天然气排放的极大浪费 为了推进资 源节约型 环境友好型社会 的建设和贯彻落实节能 减排政策 作业公司通过改造海南油气混输管线工 艺 实现凝析油连续处理 减少 了天然气排放 降 低了清管球装卸作业操作带来的风险 笔者拟将该 改造项 目及实施效果作一介绍 1 项 目背景 南山终端主要承担崖城气 田通过海南油气 混输 管线输 送到终 端 的天然气及 凝析 油 的加工处 理任 务 天然气经过三甘醇脱水 低温分离器降低烃露 点 计量站计量后交付给下游用户海南海控燃料化 学股份有限公 司 凝析油经过三相分离器分离 低 压罐闪蒸 稳定塔稳定后进入凝析油储存罐 在终 端码头定期提油作业 将合格的凝析油产品销售给 用户 投产之初 为了避免大的段塞流进入南山终端影 响天然气处理 作业公司制订了如下作业规定 正 常生产时 根据南山终端段塞流捕集器的容积 海 上平 台每生产 5 0 0 0 后改 为 4 5 0 0 b b l 1 b b l 0 1 5 9 m 凝析油 发送1 个清管球 如下游用户提气量较 少时 为了避免海南海底管线中过多的积液 会调 整 为每生产 2 0 0 0 3 0 0 0 b b l 凝 析油就发送 1 个清管 球 尤其在终端下游天然气用户提气量很低或者停 止提气时 南山终端还必须通过高压排放系统排放 大量的天然气来加速推动清管球在海底管线的移动 速度 从而缩短清管球的传送时间和减少管中积液 以避免风险 该规定虽从根源上避免了大的段塞流 进入 南 山终端 的风 险 但也 造成 了能源 的极 大浪 费 在这种情况下 如何优化凝析油处理工艺 减 少终端天然气的排放 成为作业公司节能减排的重 要课题 2 改造情况 2 0 0 4 年 8 月 在卸清管球 接收器作业 时 清管 球意外爆炸导致 1 名工作人员受伤 为此有人提出可 携带凝析油进人终端装置 这样不仅可以降低装卸 清管球的日常操作风险 而且还能在很大程度上减 少南山终端的天然气排放 2 0 0 6 年 作业公司立项 收稿 日期 2 0 1 0 0 4 2 8 修订 日期 2 0 1 0 0 7 1 5 l t z gC r 彭铁汉 1 9 7 4 工程师 从事天然气开发T作 E ma i l a b e P e n g c n o o c m c n 天然气技术 41 学兔兔 w w w x u e t u t u c o m 第4 卷 彭铁汉 等 崖城气田南山终端油气混输管线工艺技术改造 第4 期 拟对南山终端凝析油实行连续处理 即取消或减少 清管球 的发送 让天然气携带凝析油 并把项 目划 分为理论研究 现场测试 作业程序修改和现场实 施3 个阶段 2 1 理论研 究 2 0 0 6 年下半年 中国石油大学的专家基于多相 流混合模型 O L G A 模拟了南山终端典型清管球运行 工 况 并得 出结论 管道 积 液量 大 约为 4 3 0 0 b b l 当海底管线达到稳定状态时 清出的液塞体 积约为 3 0 0 0 b b l 清管球在管 中运行时间约为 l 3 h 清管后积液恢 复到原来 的稳定状态 时间约为 2 6 h 管道的清管周期 两次发球时间间隔 为3 9 h 当下游用户提气量降低时 在实施凝析油连续处理 之前 增 加 清管 球 的 发送 频 率 每 生 产 2 0 0 0 3 0 0 0 b b l 凝析油发送 1 次清管球 并通过高压火炬系 统燃烧部 分天然气来 增加海底管线的天然气流量 从而缩短清管球在管线中的传送时间 加强对海 南管线的防腐监控 通过对管线进行定期 的腐蚀评 估 进一步优化选择清管球的发送频率 寻求气 液两相缓蚀剂 加强凝析油连续处理工况下海底管 线的防腐蚀研究 2 0 0 8 年 5 月 在完成凝析油连续处理的安全风 险分析和操作程序 的修改并对现场操作人员进行培 训之后 南 山终端凝析油连续处理项 目正式投入运 行 2 2 现场测试 3 实施效果 2 0 0 7 年 作业公司将理论研究结果应用于现场 操作 在平台操作的配合下 模拟各种清管球的发 送工况 进行了2 1 次测试 并得出结论 清管球 到达南山终端时的段塞流体积为3 0 0 0 b b l 左右 最高 为 3 5 8 4 b b l 最低为 2 5 3 0 b b 1 具体情况依据流经 管线的气体和凝析油的流量而定 基本上是气量大 管线的持液量小 气量小管线的持液量大 但在气 量 大于 1 1 5 1 0 6 m s d时 对持 液量的影 响不是很 大 清管球传送时间与进入南山终端的气量有 关 气量越大 传送时间越短 清管球到达南山 终端后 约 3 0 4 9 h没有凝析油进入段 塞流捕集器 然后凝析油将继续稳定流 出海南管线 流出量近似 等 于 Y1 3 平 台的 日凝 析 油产量 从 而达 到动 态平 衡 因此 海底 管线 内的积液 体积稳 定在一 定范 围 在清管球运行 时 驱动的段塞流体积与发球前 累计进入海南管线的凝析油 的总体积无关 综上所 述 在正常生产时 清管球的发送 与否不会对南 山 终 端凝析 油 的处 理造成 任何 风险 考虑 到防腐需 要 可以定期发送清管球 2 3 程序修改和现场实施 现场实施措施 将原先根据气田凝析油产量 每 4 5 0 0 b b l 发送 1 个清管球的规定 改为每两周发 送 1 个清管球 在正式实施前 详细制定改变后 作业 的安全风险分析和应对措施 更新操作程序并 对操作员进行培训 以避免误操作带来的风险 42 N a t u r a l G a s T e c h n o l o g y 3 1 节能减排效果良好 1 固化的节能减排效果 改变清管球的发送规 律 很 大程度上减少 了清管球 的发送次数 以及装卸 清管球做能源隔离时的天然气排放 凝析油从间断 处理变为连续处理 减少了凝析油处理装置的启动 和关停次数 也减少了天然气 的排放 根据实际情 况计算 每年可 以减少约 2 0 1 0 4 m 天然气的排放 折合为 2 2 0 t c e 1 t c e 2 9 2 9 x l 0 6 l J 2 可能的节能减排效果 2 0 0 7 年 1 月 下游用 户因为进行设备大修 天然气需求量大为降低 如 果按 以往的工艺操作模式 须通过高压火炬大量燃 烧天然气来避免可能形成 的大段塞流 崖城作业公 司利用此次机会对凝析油连续处理措施进行最后 1 次 测试 结果成功地避免了天然气放空烧掉所造成的 能源浪费 具体情况 为 平 台凝析油产量为 20 0 0 b b l d 如 3 0 0 0 b b l d 发送 1 次清管球 发送 清管球 的时间间隔为 3 6 h 以平时清管球在 1 7 2 5 2 1 0 m d的天然气流量 传送 时间 1 2 h为依 据 为避免 2 个清管球同时在管 中传送 则天然气流 量应保持为 5 7 5 1 1 0 m d 2 0 0 7 年 1 月 1 2日一1 月 2 5日 总共有 l 4 天 的天然气流量均低 于 5 7 5 1 x 1 0 m d 计算得出共节约天然气2 2 2 4 1 0 4 m 折合为 24 47 t e e 3 2 经济效益可观 1 项 目投入 该项 目仅理论研 下转第5 1页 学兔兔 w w w x u e t u t u c o m 总第2 2 期 天然气技术 处理与加工 2 O l O 正 化钠 N a O H 溶液 1 mo L 然后配置不同浓度 的 F T C以及F T C 酸液体系 采用N a O H溶液来滴定中和 酸液以确定酸液的酸度 从而得 出F T C 酸液的p H值 曲线 溶液 的配置 为 3 HC 1 2 F T C 3 F T C 4 F T C 8 F T C l 0 F T C 3 HC 1 3 F T C 3 H C I F T C 3 HC l l o F T C 在用 N a o H滴 定过程中 记录H C 1 随N a O H加量的增加 p H值的 变化和l z T C电极 电位的变化 F r c水解反应方程式为 T i F 6 2 一 H O 2 HF T i O F 一 2 从 F T C 酸液体系的酸度出发 分别作出了盐 酸 F r c及其酸液体系 的酸度 曲线 并 分析 了F T C 酸液体系的性能 2 1 H C 1 和 1 T C溶液的酸度曲线分析 从图 1 可以看出 HC 1 的酸度 曲线仅有 1 个突变 点 且曲线的突变部分很陡峭 几乎就是直线 说 明HC 1 是强酸 且在溶液 中的氢离 子 H 处于全部 电离 状态 从图2 可以看出 F r c 溶液的H 是部分电离出来 的 在加入氢氧化钠的过程 中随着 H 的消耗 溶液 中会不断地有 H 电离 出来达到平衡 从 两 图 的 H C 1 和 I TC的酸 度 曲线 对 比可 以看 出 H C I 的初始p H值比F T c 小 说明H C 1 溶液中的 N a 0 H 体积 m L 图 1 3 H C 1 酸度 曲线 图 N a 0 H k 积 m L 图2 3 F T C酸度曲线图 上接第4 2 页 究 阶段花费了约 2 7 2 万元 2 直接经济效益 以平台凝析油 日产量2 0 0 0 b b l 为例 按 目前清管球的发送频率 全年至少发送 1 6 2 次 如改成连续处理 每两周发送 1 次 全年发 送次数为2 7 次 其减少的损耗为 海底管线上游 清管球发送器和下游清管球接收器的容量均为 9 个 因此减少装卸清管球的次数为2 x 1 6 2 2 7 9 3 0 次 每次装卸清管球的密封材料消耗约5 4 4 0 元 每头清管球平均使用 3 次 减少清管球 的损耗量 为 1 6 2 2 7 3 4 5 个 清管球单价为6 2 5 6 元 共节 约2 8 1 5 万元 每年固定天然气放空量减少2 0 x 1 0 4 m 3 天然气售价为1 元 舶 n 3 节约 2 0 万元 总计 上述各项 每年节省费用为 6 4 4 7万元 3 间接经济效益与环保效益 南山终端凝析油 实施连续处理对整个崖城天然气的销售没有影响 不会增加或减少销售收入 但是减少 了天然气的排 放 从而减少天然气的产量 在保证原有销售量的 同时延长了气田的生产周期 同时 由于天然气