高含硫气田集输与处理技术2008.pdf

油气田地面工程第27卷第6期(200816)54

高含硫气田集输与处理技术

聂仕荣(中国石化油田事业部)

摘要:加拿大Caroline气田含H2S冷却的压缩机增压、外输至气体处理厂,凝液通过

36%、CO27%,属高含硫天然气,采用了管线泵输到气体处理厂,污水则回注到井下。
气井→集气增压站→气体处理厂的工艺流(3)集气管线管径与材料。集气管线管径为3
程,井场仅设井口节流阀控制装置,集气管～16寸(10～5313cm),管线长度共217km,埋
线材料选用低碳钢,设有综合性的腐蚀控制地敷设,埋深约111m,操作温度75℃,介质流
和监测系统;Caroline气体处理厂采用了速控制在合理范围内,避免出现过低流速。集气管
MDEA与Sulfinol联合脱硫处理装置,线材料选用低碳钢。没有采用耐蚀合金作为集气管
Claus硫磺回收工艺,SCOT尾气处理技术;线材料,主要考虑项目经济性。壳牌Caroline天然
液硫采用保温管线输送,Rotoform硫磺成气集输系统已运行十多年,期间只出现了1起由于
型工艺;整个气田设有紧急反应系统和安全管线腐蚀造成的失效,原因是由于局部腐蚀导致泄
互助系统,实现高度自动化管理。漏,产生了少量的酸气泄漏。此后SHELL公司采
关键词:高含硫天然气;集输;处理取了更为严格的管线腐蚀监测措施。
在加拿大,碳钢普遍适用于集输气管线,并历
1气田概况经了长时间现场应用的考验,同时配套适当的腐蚀
控制和检测手段。
气田位于阿尔伯塔省距卡尔加里西北
Caroline(4)腐蚀控制和监测系统。Caroline气田采取
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170km处,探明储量约为560×10m,占加拿大了缓蚀剂注入、定期清管检测、腐蚀监测装置以及
当前已探明天然气储量的5%左右。气井井深3局部壁厚检测等综合性的腐蚀控制和检测手段。由

500～4500m,原料气中H2S含量36%左右,
于每口井采出物中H2S、CO2、水、氯化物和其它
CO2含量7%左右,含有一定量的硫醇类有机硫,腐蚀物质的含量不一样,因而井口到集气增压站之
并富含重烃。壳牌加拿大Caroline作业区是间的管线要分别应用不同的腐蚀控制方法,包括连
Caroline气田主要的拥有者和操作者。续性注入缓蚀剂、批处理注入缓蚀剂等;集气增压
Caroline气田主要开发历程如下:1986年,壳牌站和气体处理厂之间的管线采取缓蚀剂预膜处理、
公司发现Caroline气田;1988年～1989年,编制开发间歇注入缓蚀剂,生产运行过程中定期对管线进行
方案并报批;1990年,8月31日开始建设;1993年,处理并定时进行通球或缓蚀剂涂膜处理。
3月3日脱硫处理厂第一列装置投产,5月5日第二所有的管线均安装了在线腐蚀监测装置,定期应
列装置投产,建设周期为30个月。用智能清管系统。如果怀疑某一管段腐蚀,则用超声
检测仪检测管线壁厚以判定腐蚀的严重程度。
2集气工艺,
由专门的缓蚀剂研发与生产公司根据天然气组
Caroline气田集气工艺流程为:气井→集气增分、腐蚀监测状况等提供配套的缓蚀剂,长期为气
压站→气体处理厂。共建有15口气井、3个集气田生产提供服务。
增压站和1座气体处理厂。
(1)井口集气流程。壳牌Caroline气田在气井井3气体处理厂
场仅设井口节流阀控制装置,不设脱水装置或加热311Caroline气体处理工艺
炉。井口来气经节流后湿气输送到3个集气增压站,从气井来的含硫天然气首先进入三相分离器,
然后分别通过管线输送到气体处理厂。井口和集气增进行油、气、水分离,然后对分离出来的油、气、
压站出口的天然气温度均高于水合物形成温度。水分别稳定、净化和回注处理。

(2)集气增压站流程。增压站流程:单井混输(1)天然气净化工艺:含硫天然气(含H2S

进站→计量汇管→计量分离器→生产汇管→段塞流36%、含CO27%)一半左右的气量进入MDEA

捕集器→增压外输。井口产出物进入分离器,将天脱硫处理装置,经MDEA装置处理至含H2S

然气、凝液和污水进行分离,然后天然气进入多级0141%、含CO21154%左右,然后与另一半含硫

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天然气(含H2S36%、含CO27%)混合,进入知并帮助相关居民;作为作业者之一,壳牌公司与
Sulfinol脱硫处理装置,处理后的净化天然气含气田的其它油公司共同建立安全互助系统,以协调

H2S4ppm、含CO22%左右,经换冷降温,进入紧急情况报告、告知和反应等活动,并设立了统一
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