海上气田天然气冷却器在线酸洗研究

苗 建 鲁旭涛 韩 笑 黑永强

中海石油(中国)有限公司深圳分公司, 广东 深圳 518000

0 前言

海上某平台天然气冷却器采用管壳式结构[1],其主要作用是使用海水对天然气进行冷却[2]降温,从而降低天然气的饱和含水量。天然气冷却器长期处于运行状态时,海水管程结垢情况严重,封头处附着大量的海生物、污泥及垢物等[3],降低了天然气冷却器的换热效率[4],出口天然气温度升高,导致三甘醇脱水负荷和损耗增加,降低外输干气品质,还造成海水管线震动加剧,影响设备安全使用。目前采用的高压清洗[5]冷却器作业不仅工期长、费用高、风险大,而且清洗时两台冷却器需轮流关停,影响天然气处理量,拟研发一种在线清洗方式[6]。

1 天然气冷却器工作原理

1.1 主要设计参数

平台上设有2台卧式天然气冷却器[7],设计为管壳式结构,管程走低温海水,壳程走高温天然气[8],通过旁通温度控制阀调节天然气流量从而达到下游所需温度[9]。单台天然气冷却器设计处理量为230×104m3/d,换热效率为2 232 kW,主要设计参数见表1。

表1 天然气冷却器主要设计参数表

1.2 使用现状

气田井流物经过管汇后进入生产分离器进行油气水三相分离,气相去天然气冷却器进行冷却[10]。壳程的天然气被管程的海水冷却至31～35°C,达到下游三甘醇脱水最佳温度,同时降低了天然气的饱和含水量。再通过入口过滤分离器脱除液烃、水滴和杂质等,从而降低下游三甘醇接触塔的脱水负荷和三甘醇损耗,保证外输干气露点达到标准。天然气冷却器生产流程见图1。

图1 天然气冷却器生产流程图Fig.1 Production flow chart of natural gas cooler

天然气冷却器在长期使用过程中,管程海水通过量不足,换热效果逐渐降低,壳程天然气温度升高,最高可达37 ℃,使得下游三甘醇脱水和再生装置负荷增加,造成三甘醇损耗增加。天然气冷却器换热效率降低的主要原因是管程内部被海生物、污泥及垢物等堵塞[11],附着有海水中溶解度较低的盐类沉积结垢和污泥,其结垢主要成分是碳酸钙、氢氧化镁和硫酸钙。这些盐类在海水中的溶解度很低,且其溶解度随着温度升高而降低,海水因换热升温,这些盐类就会在换热面上析出而形成结垢,堵塞管道。

2 天然气冷却器常规高压清洗

2018年8月,平台对天然气冷却器管程[12]进行高压清洗作业[13],经过现场对单套天然气冷却器隔离泄压惰化之后,通过高压水枪及专业清洗剂对天然气冷却器封头处堵塞物进行清洗[14]。此项作业耗时7 d,现场专业清洗人员6人,费用约20万元左右,完成天然气冷却器常规高压清洗作业。整个作业过程涉及高压水枪清洗、人员登高作业和非防爆柴油机设备运转,都存在较高风险,平台需要安排现场监督全程监护。

在产量相同工况下,天然气冷却器经高压清洗后,天然气出口温度相对下降5 ℃,冷却器换热效率提高29.41%,说明高压清洗作业效果显著[15]。

3 在线酸洗试验研究和效果

2019年5月,平台天然气冷却器冷却后天然气温度渐升至37 ℃,海水进口压力增加至450 kPa(压力高高设定点为500 kPa),计算发现天然气冷却器换热效率降低,冷却效果不佳,平台外输干气露点偏高[16]。为恢复天然气冷却器的换热效率,现场对清洗方式进行深入调研,优选更容易实施的化学清洗。在调研天然气冷却器的结构和材质的基础上,对酸介质进行对比选择,最终现场研究决定使用低浓度酸溶液对冷却器进行在线酸洗作业,清除管程结垢堵塞,从而提高天然气冷却器的换热效率,实现降本增效、节约能耗的目的。

3.1 酸介质选择

常用的酸介质多为盐酸、草酸、磷酸和柠檬酸,从性质、危害性以及与容器部件配伍性[17]等方面对其进行对比、分析,选出最合适的酸介质溶液,见表2～3。

表2 不同酸介质基本性质、危害对比表

表3 不同酸介质与容器部件配伍性表

通过对比表2、3可知,相对于其他酸介质而言,盐酸腐蚀性较强,草酸和磷酸有毒性,废液需要专门环保部门处理;柠檬酸具有价格低,无毒,其钙、镁盐的溶解性在冷水中效果更好的特点。同时,柠檬酸与金属会发生络合反应,在其表面形成难溶的柠檬酸盐保护薄膜,使金属免受腐蚀,是一种安全清洗剂。由于柠檬酸不含有Cl-,故不会引起设备的应力腐蚀,它能够络合Fe3+,削弱Fe3+对腐蚀的促进作用。柠檬酸虽属有机强酸,可电离3个H+,但是在低浓度水溶液中,因与金属的络合反应而选择性地与钙、镁盐反应。针对这种特性,在酸洗过程中,控制柠檬酸溶液的浓度不高于10%。综上所述,柠檬酸优势比较明显,选择其作为酸介质。

3.2 酸洗试验简述

通过研究目前国内其他行业酸洗施工标准并结合对本平台具体的情况考虑[18],优选10%浓度的柠檬酸溶液对该类堵塞物进行酸洗试验。天然气冷却器管程海水进、出口均设有隔离球阀及排放阀,通过排放阀接入酸洗装置,通过气动泵[19]对天然气冷却器管程注入酸介质,经过充分的浸泡和松动,然后进行循环酸洗除垢,酸洗至进出口pH值无变化,则停止循环酸洗,最后使用淡水冲洗管程后结束。在线酸洗作业流程见图2。

图2 天然气冷却器在线酸洗作业流程图Fig.2 Flowchart of online pickling operation of natural gas cooler

3.3 酸洗效果评估

通过酸溶液浸泡→循环酸洗→淡水冲洗后,可以在进口短节拆除处看到酸洗后管程封头处堵塞物消失,清洗效果明显[20]。本次酸洗天然气冷却器作业共使用10%浓度柠檬酸溶液2 m3,耗时3 d,费用约1万元左右。

根据平台生产数据查询,由于酸洗之前,平台保持275×104m3/d处理量和海水压力390 kPa的工况,且天然气冷却器A/B套共同使用时,进口温度55 ℃,出口温度37 ℃,天然气温度下降18 ℃(2019年8月2日数据)。酸洗作业完成后,在保持同样的产量和工艺参数工况下,天然气冷却器出口天然气温度也明显下降,从37 ℃降至32 ℃,较酸洗前下降了5 ℃。酸洗前后冷却器的温降从原来的18 ℃提高至23 ℃,天然气冷却器冷却效果提升了27.78%,说明酸洗前后冷却器换热效率明显提升[21]。对酸洗前后效果参数进行对比评价,具体参数见表4。

3.4 常规高压清洗与在线酸洗效果对比

天然气冷却器高压清洗和现场在线酸洗效果对比见表4。由表4可知,在线酸洗与之前的常规高压清洗取得的效果基本一致,在线酸洗作业取得预期效果。通过对比两种方式,在线酸洗在作业风险、作业天数、作业人员、作业费用方面具有明显优势,总体而言,在线酸洗施工简单方便,成本低。

表4 高压清洗与在线酸洗效果对比表

4 结论

1)试验前后数据对比表明,在线酸洗效果明显,其提升的换热效率与常规高压清洗方式提升换热效率基本一致。

2)与常规高压清洗方式对比,在线酸洗具有成本低、工期短、风险性小、可操作性高的特点。

3)采用低浓度柠檬酸液对管壳式换热器内部附着的海生物、污泥及垢物清洗收到了良好的作业效果,且柠檬酸与金属会发生络合反应,使金属免受腐蚀,对工艺管道起到了保护作用。

4)天然气冷却器在线酸洗提高了天然气冷却器清洗工作的便捷性,并为海上其他气田设施提供了可借鉴的经验思路,极具推广潜力,为此类工作的开展提供有力的佐证。