乙二醇损失影响因素分析及对策研究

2022-09-30

呼图壁储气库由原呼图壁气田改建而成, 为充分利用地层能量, 天然气处理采用注乙二醇防冻抑制剂、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃的处理工艺。在第一采气周期运行中, 发现乙二醇损失量大, 直接影响外输天然气质量, 造成资源浪费。因此, 研究乙二醇大损失量原因及解决措施, 对解决生产中类似技术问题, 节约能耗, 及储气库安全、高效运行和清洁生产有重要意义。

1 存在问题

1.1 第一采气周期运行期间, 发现系统内乙二醇回收量不能满足生产需要, 导致再生系统无法投用, 需频繁向埋地罐内补入乙二醇, 乙二醇回收率仅为77%, 乙二醇回收率要求控制95%以上, SY/T 0076-2008《天然气脱水设计规范》中7.1.9条规定乙二醇损失比应控制在4mg/m3 (天然气) 。计算得出呼图壁储气库露点装置运行期间, 乙二醇平均损失比达238mg/m3 (天然气) , 超出标准要求50倍。

1.2 节流后温度为-18℃时, 利用冷镜面法测试外输气水露点为-8℃, 满足国家标准的要求, 分析小屋在线露点仪与冷镜面法检测数值相差2-10℃, 采气后期分析小屋出现仪器故障, 经检查预处理单元内部充满液体, 无法准确检测天然气水露点, 经阿贝折射仪化验后证实液体为60%浓度乙二醇溶液。

1.3 下游706泵站反映站内过滤分离器排液较频繁, 分别对分离器前后仓内液相取样化验, 仓内液体分别为凝析油和60%浓度乙二醇溶液。

经上所述现象和问题分析, 反应出采气系统运行中乙二醇损失量大。

2 乙二醇损失因素分析

2.1 气气换热器管壳程互窜

立式气气换热器原料气从管程顶部进入, 乙二醇注入管程内部, 如发生管程泄漏, 注入的乙二醇窜入壳程随外输气带走, 但实际生产中, 气气换热器管壳程压力基本保持不变, 故不存在天然气互窜的情况。

2.2 三股流换热器管壳程互窜

原理同气气换热器, 主要是管程的低温分离器来液相 (包含乙二醇富液) 泄漏窜入壳程被外输气带走, 但在第一采气周期三股流换热器未投用, 故不考虑。

2.3 液烃分离器分离问题

为验证液烃三相分离器的分离效果, 对分离器的油室和醇室分别进行取样化验, 发现凝析油中不含乙二醇溶液, 因此可排除乙二醇溶液分离不彻底被带至凝析油中。

2.4 低温分离器分离问题

经上述可能原因的排除, 并对乙二醇再生系统检查, 参数液位控制情况排查等均正常, 逐可判断低温分离器分离效果不佳, 导致凝析油和乙二醇溶液被天然气卷吸进入下游外输管线, 是造成乙二醇损失量大的直接原因。

3 低温分离器低效原因分析

根据现场反馈的工况参数, 以及原始输入条件, 结合注醇系统工艺对低温分离器旋流元件进行模拟核算可得出:

分离器内部高效旋流元件具有一级分离和二级分离功能, 通过如下流速矢量图可以看出一级旋流液体通过升气管有爬升现象, 当含液量较大时, 会存在将液体带到二级分离中;二级旋流截面流速过高, 在400×104Nm3/d即达到20m/s, 液体破碎被吹出旋流元件, 被气体携带走, 从而导致分离效果不佳。

4 低温分离器适应性改造研究

通过乙二醇损失因素分析, 制定对策, 对低温分离器进行适应性改造。

4.1 新增入口布液原件和波纹管, 减少气体紊流和液滴夹带;

4.2 更换低速旋流筒, 增加旋流筒根数, 使旋流截面积增加, 旋流流速下降, 液体不易被带走;

4.3 旋流元件和波形板组件分别设置独立降液管, 降低气体携液性。

5 低温分离器改造后运行效果研究与应用

5.1 低温分离器运行分析

低温分离器在不同气量下, 各参数均控制在设计范围内, 未发生异常情况;

由技术监督站和实验检测研究院进行多次外输气水露点测试, 测试结果均合格;在外输区汇管处几次排气取样, 未见到液;统计半个月产液量, 凝析油产量符合地质规律, 凝析油饱和蒸汽压周测试结果为 (61-68 Kpa) , 符合冬季正常值。

5.2 乙二醇损失率计算

采气系统运行分为两个阶段, 西气东输二线转供气期和采气调峰工况期。西二线转供气期, 未投运乙二醇再生系统, 根据贫富液罐液位差计算罐体体积来推算乙二醇损失量。带入积分公式计算得出:连续取7天数据损失率均低于5%的控制指标, 回收率可达97%以上。采气调峰工况期, 投用乙二醇再生系统, 根据乙二醇埋地罐补醇记录液位变化情况, 带入公式计算共消耗乙二醇6.94m3。根据现运行气量600-700万方/天, 平均注入乙二醇速度为500L/h, 总计552m3, 即:乙二醇损失率为6.94÷552=1.3%, 回收率可达到98%以上。