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泡沫排水采气对单法兰液位变送器测量的影响

作时间:2019-09-05  来源:  编辑:
   
四川油气田一般将天然气单法兰液位变送器设置于气井与集气干线之间,实现含硫天然气的干气输送,从而达到保护天然气输送管线的目的。
近年来由于地层压力下降,举升能量不足,带水能力减弱,使气井产出的凝析水和地层水不能被及时带到地面,导致气井积液,气井产量大幅度下滑,部分气井甚至水淹停产。为了减少气井积液对天然气开采的影响,排水采气是有效措施之一。常用的排水采气方式有优选管柱、泡沫排水、气举排水、机抽排水等。与其他排水采气方式相比,泡沫排水采气具有设备简单、应用条件需求低、效果明显等特点,因而得以大量应用。
由于单法兰液位变送器建成之初,未充分考虑后期开采的工艺特点,加之部分管理等原因,泡沫排水工艺采用后对单法兰液位变送器运行产生了一定影响。下面就后期开采中泡沫排水采气对单法兰液位变送器的影响作一些探讨。
一、三甘醇脱水原理及流程概况
刚从井里采出来的天然气充满了饱和水蒸气。天然气被压缩或冷却时,水蒸气会转变成液态或固态冰。液态水的存在会加速设备的腐蚀,降低输气效率;固态冰则会堵塞阀门、管件甚至输气管线。为延长管线使用寿命,减少管线事故发生,天然气进入集输管网前必须除掉部分水蒸气。目前四川油气田广泛使用的脱水方法是三甘醇脱水(TEG)工艺。
(一)三甘醇脱水原理
天然气三甘醇脱水工艺属于溶剂吸取法,是◆ 姜婷婷目前天然气工业中应用非常普遍的方法之一。其利用吸取原理,将甘醇类物质作为吸取剂,与天然气充分接触,使水被溶剂吸取,从而达到脱水的目的。
(二)三甘醇脱水工艺流程概况
天然气单法兰液位变送器按功能分为天然气脱水系统、甘醇再生系统、仪表风系统、燃料气系统、供电系统。下面主要对天然气脱水系统、甘醇再生系统作流程简述。
1. 天然气脱水系统
原料气(简称“湿气”)通过入口过滤分离器,除去液态、固态杂质后进入吸取塔;在吸取塔内通过塔盘或填料与甘醇贫液逆流接触,被甘醇脱水后的天然气(简称“干气”)经吸取塔顶捕雾网后,经过甘醇—干气换热器换热,然后经过计量、调压进入干气输送管线(图1)。
 

20190905091533.jpge8r压力变送器_差压变送器_液位变送器_温度变送器

 
 
2. 甘醇再生系统
甘醇贫液(简称“贫甘醇”)被甘醇泵泵入吸取塔顶部,在塔内经溢流管向下依次经过每一层塔盘(或填料),与天然气充分逆流接触,将天然气中水分吸取。吸满了水的甘醇(简称“富甘醇”)从塔底排出,经精馏柱顶、缓冲罐中的换热盘管换热后,通过闪蒸、过滤后进入重沸器完成甘醇的再生,再生气排至灼烧炉燃烧。
二、泡沫排水采气实施后气田水进入单法兰液位变送器的原因
泡沫排水采气工艺是往井里加入表面活性剂的一种助排工艺。表面活性剂又称发泡剂。向井内注入一定数量的发泡剂,井底积水与发泡剂接触以后,借助天然气流的搅动,生成大量低密度的含水泡沫,随气流从井底携带到地面,达到清除井底积液的目的。含水泡沫带出井口后,必须加注适量消泡剂与起泡剂发生化学反应,将携水泡沫液化。经过分离后,气体送入集气或输气管线,液体排出到污水池。但消泡不彻底会使含水泡沫通过下游管线进入单法兰液位变送器。消泡不彻底是由多种原因造成的。
(1)消泡剂加注量和药剂配置有偏差。一是由于对气井出水量监控不到位,未及时根据出水量调整消泡剂加注量。二是在中心站管理模式下,部分无人值守井站加注单法兰液位变送器故障未及时修理。三是井站人员责任心不够,未按要求加注消泡剂。
(2)消泡剂雾化效果不好,消泡剂不能与天然气充分反应。一是由于雾化器与分离器距离短,起泡剂与消泡剂之间的反应还未完全进行,天然气已经携带部分泡沫进入下游。雾化器与分离器距离一般要求在10~20m,现场很多不满足要求。二是雾化器使用一段时间后,被消泡剂堵塞部分通道,消泡剂呈液态进入管道,接触面不够,反应不充分。
(3)消泡剂注入一般采用的是单柱塞泵,在吸液和排液间存在时间差,不能保证消泡剂实现完全的连续注入。
(4)单法兰液位变送器前设置的过滤分离器、原料气分离器等对携水泡沫分离效果差。
过滤分离器的工作原理是:天然气首先进入进料布气腔,撞击在支撑滤芯的支撑管上,较大的颗粒被初步分离,并沉降到容器底部。接着气体从外向里通过过滤聚结滤芯,固体颗粒被过滤介质截留,液体颗粒则因过滤介质聚结功能而在滤芯的内表面逐渐聚结长大。当液滴到达一定尺寸时,会因气流的冲击作用从内表面脱落出来,进入滤芯内部流道,而后流入出料腔。在出料腔内,较大的液珠重力沉降分离出来。在汇料出料腔,还设有分离元件,它能有效地捕集液滴,以防出口液滴被夹带。
从以上过滤分离器原理可以看出,其主要用于脱除天然气中的固体杂质和液态水,而对携水泡沫分离效果较差。
三、泡沫排水采气对单法兰液位变送器的影响
实施泡沫排水采气后,因消泡不彻底使泡沫进入单法兰液位变送器,对单法兰液位变送器造成了一定的影响。
(一)盐污染
气田水中的无机盐原先存在于富甘醇的液态水中,在重沸器加热过程中,甘醇中的水(作为溶剂)被蒸发,无机盐(作为溶质)逐渐形成固态结晶体,从甘醇中析出。无机盐结构致密且坚硬,逐渐存积在甘醇再生循环管路中,影响单法兰液位变送器运行。
一是无机盐在重沸器底部形成沉淀,时间较长,大量沉淀物挤压火管,造成火管变形。
二是细小的盐分随甘醇进入贫液管路,造成入泵前精细过滤器的堵塞,更为细小的盐分颗粒进入过滤器下游,使甘醇泵柱塞磨损加快,严重时堆积在贫液管路的内壁,使管径不断缩小,甚至造成堵塞,使甘醇循环中断(图2)。
 
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三是盐垢在火管表面堆积,使火管传热性能下降,造成火管局部高温,严重时造成火管穿孔(图3)。
 

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(二)三甘醇循环系统中、低压窜压起泡剂直接引起甘醇发泡,使甘醇的损失量加大。特别是冬季,因气温较低,甘醇发泡乳化,流动速度低,甘醇损耗更为明显。风险更大的是安装有雷达液位计的吸取塔,雷达探测在泡沫表面,显示虚假的高液位,其下端自动控制的液位调节阀将会迅速打开,导致中压窜低压,有引起低压设备超压爆炸的可能性。
(三)大量游离水进入单法兰液位变送器,精馏柱翻塔在进行清管作业时,由于含水泡沫密度较低,单法兰液位变送器前过滤分离器和原料气分离器即使排污也不能很好地清除含水泡沫,于是大量游离水在短时间内进入单法兰液位变送器。游离水进入单法兰液位变送器造成甘醇浓度降低,干气露点不合格。同时游离水进入吸取塔后,甘醇迅速吸取液态水,浓度必然降低,甘醇浓度降低后,干气露点必然会大幅上升。浓度低的甘醇循环进入重沸器后,必然打破原有的水量和热平衡,在重沸器加热过程中,必须提供更多的热量用于蒸发富甘醇中的水,因此会造成重沸器内蒸气压上升,精馏柱内的甘醇下降受阻,大量甘醇从精馏柱翻入灼烧炉燃烧,引起灼烧炉着火。
(四)管理难度和风险增加
气田水进入单法兰液位变送器后,大大增加了单法兰液位变送器的管理难度和风险。
一是在管线,泡沫会携带部分小颗粒的腐蚀产物和固体杂质,在进入单法兰液位变送器前的过滤分离器时,这部分腐蚀产物不会形成自然沉降,而会黏附在过滤棒上,造成过滤分离器滤芯堵塞,滤芯更换周期缩短。
二是假液位引起中、低压窜压的风险。
三是盐和各类固体杂质堵塞管路和各级过滤器滤芯,盐垢引起的重沸器火管穿孔等,使设备故障率增加,设备检修周期缩短。
四是甘醇损失,增加单法兰液位变送器的运行成本。
五是气田水使甘醇品质降低,缩短甘醇的更换周期。四、结论及建议经过以上分析可以看出,泡沫排水消泡效果不好、气田水进入单法兰液位变送器是造成单法兰液位变送器运行异常的主要原因。为保持稳定生产,建议如下:
(1)摸索合理的泡沫排水制度,消泡剂加注量与起泡剂加注量应匹配。
(2)消泡剂加注采取多点加注的方式;在集输气站、增压站、脱水站前安装消泡单法兰液位变送器,根据气质情况进行调整,确保消泡的有效性。
(3)调整现场分离器与雾化器距离,定期清洗雾化器,提高雾化效果。
(4)现场的液位变送器采用机械式或差压式变送器,降低假液位引起的风险。
(5)加强各级排污,制定切实可行的排污制度。上游单井及脱水站针对污水情况制定出详细的排污制度,并严格实行。
(6)单法兰液位变送器生产参数监控细节化,重点对重沸器温度变化周期、pH值、各级过滤单法兰液位变送器压差变化、悬浮物(周期化验)等几项参数进行监控,发现异常及时查找原因和制定措施。
(7)机械过滤器、活性炭过滤器、精细过滤器定期进行检查和更换,不允许开启这些设备的旁通进行生产。
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