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[摘 要]对于含有CO2等酸性气体的海上气田开发，为了避免其在输送过程中造成管道內腐蚀，通常采用气体脱水方式输送，但由于气田开发过程，气体组分的变化，尤其是CO2组分的变化会给平台上部生产带来影响，影响平台气体处理系统正常操作，同时使平台设备面临腐蚀的风险。通过对已投产某气田的现场数据与设计数据的分析，分析探讨气体组分变化对平台设备及气体脱水设备的影响，并提出在设备选材及处理能力上要考虑留有余量。
[关键词]酸性气体 CO2组分 腐蚀 脱水
中图分类号：TE952 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）08-0057-02
前言
含有酸性气体CO2的海上气田的工艺处理流程通常是经过海上平台工艺装置脱水后，水露点低于输送最低环境温度5℃以上，再与沉降脱水后的少量凝析油一起通过海底管道输至陆上终端进一步处理。由于气田生产过程气体组分会有变化，尤其是酸性气体CO2组分的变化会影响平台上部工艺装置的处理能力及效果。本文以南海某气田为例，通过对实际生产情况与设计条件比较，对其影响进行分析。
1 设计基础数据对比及影响分析
该气田位于中国南海北部湾海域，具有平台多、井口多、气体组成复杂、CO2含量和N2含量高的特点。气田所产天然气在海上平台经三甘醇脱水后，水露点达到0℃以下再与沉降脱水后的少量凝析油一起通过海底管道输至陆上终端。气田海上工程分两期进行，一期开发工程（包括井口平台WHPE和中心平台CEP两座平台和一个终端站）已于2003年投产。二期开发工程包括两座无人驻守的井口平台WHPA和WHPB，于2006年投产。
设计的气田产能为：年产24×108Sm3，要求纯烃含量在63-64%之间（不低于63%）。中心平台的生产处理能力：天然气：24×108Sm3/a，液量：72 m3/d。
下游处理厂对平台脱水后进入海底管道的气体的压力及指标要求：
外输海底管线入口参数：
入口压力：5850kPaA 7400 kPaA
出口压力：3500kPaA
水露点：<0℃（@3500 kPaA）
CO2含量：>20%且<28%（mol%）；
N2含量： <19%（mol%）；
纯烃含量：不低于57%（mol%）。
1）投产后各平台单井组分变化及平台外输总组分变化情况
表1的对比结果显示：总体开发方案（ODP）预测的高含CO2井与低含CO2井与实际结果有偏差，表现在：
一期投产的WHPE、CEP平台以及二期刚投产的WHPA平台的总含烃量均低于ODP的设计值。
2）设计基础数据的变化对系统带来的影响
（1）气田开发后，实际高含CO2井气体中的CO2组分比预测的要高，原预测的低含CO2井出现了高含CO2的情况，二期投产的高烃低含CO2井中含氮量超高；为了满足下游用户对气质的要求，目前平台关闭了一些高CO2及高N2井，使产量受到影响。
（2）气田开发后，由于气体中CO2及N2含量增加，为满足下游对气质及输量的要求，原设计24×108m3/a的平台外输气，需要增加到约27×108m3/a才能满足下游要求。并且使三甘醇系统的操作压力超过系统设计值。
2 对工艺处理设施的影响分析
2.1 井口平台工艺流程
由于该气田井口平台是简易井口平台，工艺流程简单。单井生产的流体进入生产管汇，需计量的单井流体经过测试管汇进入测试分离器进行油、气、水三相计量，计量后的单井流体与生产管汇的流体汇合进入海底管线一起输往CEP平台进一步处理。
2.1.1 组分变化的影响
该气田的WHPE平台原设计是按照低含CO2设计的，气田投产后，有三口井的CO2含量较高，其中有两口井超过60%，实际情况与设计基础相差较大，根据表1中的实测数据，通过HYSIS模拟计算得出CO2分压值，从下表2中CO2分压对照看出，实际分压大大超过设计数值，呈现有严重的腐蚀趋势。WHPE平台实际投产后，挂片显示有较强的腐蚀趋势，后经加注缓蚀剂后，挂片显示腐蚀得以控制，目前腐蚀速率小于0.076mm/a，从数值上看可以满足管线与设备的腐蚀余量要求，但是考虑到腐蚀挂片的位置可能有监测不到的地方，尤其是管线弯头、三通等处存在冲蚀可能，更易加剧腐蚀。因此，建议定期进行腐蚀监测，需特别关注井口平台的设备与管线防腐问题。
2.2 中心平台工艺流程
中心平台主要接收来自其它井口平台以及本平台生产的物流并进行脱水处理后送往终端。WHPE、WHPA、WHPB平台生产的物流通过各自的海底管线输到CEP平台，通过CEP平台上各自的段塞流捕集器分离出气、液两相，分离出的气体经冷却后与本平台生产的气体汇合后进入三甘醇脱水装置，脱水后干气露点达到0℃以下（@3500 kPaA）；分离出的液体进入聚结器脱出游离水，脱水后的凝析油与脱水后的干气混合，通过外输管线输至陆上终端。
2.2.1 工艺系统主要设备设计参数与实际对比
以下对中心平台投产后，主要工艺及公用系统进行比较分析。
（1） 井口处理单元进入流程气体组成（摩尔百分含量）与设备操作数据对比
由此看出，气田一期投产后实际进入流程的气体组分与设计取值相差较HPE平台物流的段塞流捕集器按照普通的碳钢选材，对于气体中CO2组份的变化，目前通过添加筛选的缓蚀剂防腐。
由于CO2及氮气的含量太高会影响气体热值，下游用户对气体组分的波动要求较高，烃含量≥57%，CO2的含量≤28%，氮气≤19%，组分波动不超过3%。由于氮气无法脱除，因此只能依靠控制CO2含量来满足要求，根据实际运行的经验，如果CO2含量低于20%（mol%），气体组份变化太大也会造成下游化工装置停产。因此，平台操作人员需要经常调节气嘴，以满足下游用户的要求，由此给生产带来许多不便。 生产操作数据的对照表反映，气田的生产操作参数（温度、压力、气体处理量）基本上与设计阶段的参数一致，但是液体产量比预测大很多。
（2） 气体处理单元操作数据对照
中心平台天然气脱水采用成熟的三甘醇脱水技术。三甘醇脱水/再生装置采用双系列（A、B），每个系列处理50%的天然气，三甘醇接触塔采用归整填料形式。甘醇的再生采用常规再生，并预留汽提装置和接口。脱水系统主要设备有天然气过滤分离器、接触塔、天然气/三甘醇换热器。三甘醇接触塔的脱水效果一般取决于进料气的流量、温度、压力及贫甘醇的纯度、温度和循环量，以及天然气在接触塔内与甘醇接触时间。
投产一年多后，由于CO2组分升高，使气体的热值比设计值降低，造成三甘醇再生炉的炉温达不到设计要求，再沸炉炉温偏低，再生的贫三甘醇的浓度达不到设计要求。气田陆续对三甘醇脱水系统（主要是再生系统）进行了几次改造，先后通过加大炉嘴、从低CO2井（D8井）單引一根流线用于再生炉供气，并增加一个低含CO2的燃料气缓冲罐用于给再生炉供气。保持燃气中CO2组分在16%左右，再沸炉炉温可以加热到200℃左右，使三甘醇的纯度得以提高，露点降加大，提高了三甘醇脱水系统的处理能力。表5、6中2005.8.8日和2006.11.6日现场数据表明，经过一系列改造，目前该套装置运行良好，三甘醇再生炉的炉温可以达到设计要求，可满足二期投产后气体的脱水要求。
3 结论与建议
该气田投产多年来的运行结果表明，工艺参数的选择、流程的设计都是合理的，三甘醇脱水后的外输气体能达到设计要求的水露点要求。
但由于气体投产后基础数据的变化较大：如气体组分（尤其是CO2、N2的含量）的变化、气田产液量（主要是产水量）的大幅增加等因素，带来以下问题：
①WHPE平台的管线及设备如何有效防腐问题；
②CO2组分的增加，使气体的热值比设计值降低，造成三甘醇再生炉的炉温达不到设计要求。
③由于气体中CO2及N2含量增加，为满足下游对气质及输量的要求，需要增加外输气量，超过气体脱水处理装置处理能力。
鉴于此，提出以下建议作为今后气田开发前期研究及工程设计参考：
1）重视基础数据，务必确保其正确性与准确性：基础数据的变化（组分、配产、压力、温度等）对气田生产的稳定性影响很大。对于气田研究，尤其是前期研究，往往缺乏准确的基础数据，建议尽可能通过类比法采用类似气田或该气田已开发区块的物性参数，并且加强与油藏等专业的沟通。
2）设备选型的裕量考虑：该气田的设计在不同设备上考虑的裕量是不同的，如段塞流捕集器的裕量为181%～233%，经查阅设计文件及厂家资料，三甘醇脱水装置及聚结分离器按业主要求均没有考虑余量。鉴于气田油藏预测可能出现的偏差，今后设计时建议对整个平台气体处理统一考虑一定的富裕量，以适应气田开发可能出现的波动。
3）在平台设计时，多吸取以前相似地区平台的经验，多到现场进行调研。
4）对于类似这种高含CO2的气田，虽然有些井口平台预测为低CO2井，考虑到气田生产过程中地层气体组分的变化有可能出现腐蚀性的成分（CO2、H2S等），在平台管线及设备选材时应予考虑，适当往条件苛刻处考虑，以免后患。事实证明，中心平台在井口管汇及三甘醇脱水塔前主要工艺设备及管线选用双相不锈钢材料，是很成功的，腐蚀检测显示，设备没有出现腐蚀现象。
参考文献
[1] 孙娟 杜丽民 李桂青 王宁. 高酸性气体二氧化碳对天然气处理装置的影响[J]. 《油气田地面工程》2012（31）：10.
[2] 刘秦龙，孔祥迪，程兵.油气田co2腐蚀与防护研究[J].《内蒙古石油化工》2011（1）.
[3] 王文武，李永生，郭亚红等，三甘醇脱水装置的节能设计[J].《天然气与石油》2012（30）：6.
[4] 鲜宁，姜放，施岱艳，荣明，吴知谦，含H2S/CO2气田中基于腐蚀风险的管道完整性设计[J]，《天然气与石油》2012（30）：5.
[5] 王家荣，高含CO2气田脱碳工艺探讨[J].《油气田地面工程》2007（26）：2.
[6] 杨涛，杨桦，王凤江，谈锦锋，黎洪珍，含CO2气井防腐工艺技术[J].《天然气工业》，2007（11）.
作者简介
作者简介：路宏，女，高级工程师， 1989年毕业于中国石油大学（华东）石油天然气储运专业，工学学士。主要从事工艺及海管工艺研究设计工作。
[关键词]酸性气体 CO2组分 腐蚀 脱水
中图分类号：TE952 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）08-0057-02
前言
含有酸性气体CO2的海上气田的工艺处理流程通常是经过海上平台工艺装置脱水后，水露点低于输送最低环境温度5℃以上，再与沉降脱水后的少量凝析油一起通过海底管道输至陆上终端进一步处理。由于气田生产过程气体组分会有变化，尤其是酸性气体CO2组分的变化会影响平台上部工艺装置的处理能力及效果。本文以南海某气田为例，通过对实际生产情况与设计条件比较，对其影响进行分析。
1 设计基础数据对比及影响分析
该气田位于中国南海北部湾海域，具有平台多、井口多、气体组成复杂、CO2含量和N2含量高的特点。气田所产天然气在海上平台经三甘醇脱水后，水露点达到0℃以下再与沉降脱水后的少量凝析油一起通过海底管道输至陆上终端。气田海上工程分两期进行，一期开发工程（包括井口平台WHPE和中心平台CEP两座平台和一个终端站）已于2003年投产。二期开发工程包括两座无人驻守的井口平台WHPA和WHPB，于2006年投产。
设计的气田产能为：年产24×108Sm3，要求纯烃含量在63-64%之间（不低于63%）。中心平台的生产处理能力：天然气：24×108Sm3/a，液量：72 m3/d。
下游处理厂对平台脱水后进入海底管道的气体的压力及指标要求：
外输海底管线入口参数：
入口压力：5850kPaA 7400 kPaA
出口压力：3500kPaA
水露点：<0℃（@3500 kPaA）
CO2含量：>20%且<28%（mol%）；
N2含量： <19%（mol%）；
纯烃含量：不低于57%（mol%）。
1）投产后各平台单井组分变化及平台外输总组分变化情况
表1的对比结果显示：总体开发方案（ODP）预测的高含CO2井与低含CO2井与实际结果有偏差，表现在：
一期投产的WHPE、CEP平台以及二期刚投产的WHPA平台的总含烃量均低于ODP的设计值。
2）设计基础数据的变化对系统带来的影响
（1）气田开发后，实际高含CO2井气体中的CO2组分比预测的要高，原预测的低含CO2井出现了高含CO2的情况，二期投产的高烃低含CO2井中含氮量超高；为了满足下游用户对气质的要求，目前平台关闭了一些高CO2及高N2井，使产量受到影响。
（2）气田开发后，由于气体中CO2及N2含量增加，为满足下游对气质及输量的要求，原设计24×108m3/a的平台外输气，需要增加到约27×108m3/a才能满足下游要求。并且使三甘醇系统的操作压力超过系统设计值。
2 对工艺处理设施的影响分析
2.1 井口平台工艺流程
由于该气田井口平台是简易井口平台，工艺流程简单。单井生产的流体进入生产管汇，需计量的单井流体经过测试管汇进入测试分离器进行油、气、水三相计量，计量后的单井流体与生产管汇的流体汇合进入海底管线一起输往CEP平台进一步处理。
2.1.1 组分变化的影响
该气田的WHPE平台原设计是按照低含CO2设计的，气田投产后，有三口井的CO2含量较高，其中有两口井超过60%，实际情况与设计基础相差较大，根据表1中的实测数据，通过HYSIS模拟计算得出CO2分压值，从下表2中CO2分压对照看出，实际分压大大超过设计数值，呈现有严重的腐蚀趋势。WHPE平台实际投产后，挂片显示有较强的腐蚀趋势，后经加注缓蚀剂后，挂片显示腐蚀得以控制，目前腐蚀速率小于0.076mm/a，从数值上看可以满足管线与设备的腐蚀余量要求，但是考虑到腐蚀挂片的位置可能有监测不到的地方，尤其是管线弯头、三通等处存在冲蚀可能，更易加剧腐蚀。因此，建议定期进行腐蚀监测，需特别关注井口平台的设备与管线防腐问题。
2.2 中心平台工艺流程
中心平台主要接收来自其它井口平台以及本平台生产的物流并进行脱水处理后送往终端。WHPE、WHPA、WHPB平台生产的物流通过各自的海底管线输到CEP平台，通过CEP平台上各自的段塞流捕集器分离出气、液两相，分离出的气体经冷却后与本平台生产的气体汇合后进入三甘醇脱水装置，脱水后干气露点达到0℃以下（@3500 kPaA）；分离出的液体进入聚结器脱出游离水，脱水后的凝析油与脱水后的干气混合，通过外输管线输至陆上终端。
2.2.1 工艺系统主要设备设计参数与实际对比
以下对中心平台投产后，主要工艺及公用系统进行比较分析。
（1） 井口处理单元进入流程气体组成（摩尔百分含量）与设备操作数据对比
由此看出，气田一期投产后实际进入流程的气体组分与设计取值相差较HPE平台物流的段塞流捕集器按照普通的碳钢选材，对于气体中CO2组份的变化，目前通过添加筛选的缓蚀剂防腐。
由于CO2及氮气的含量太高会影响气体热值，下游用户对气体组分的波动要求较高，烃含量≥57%，CO2的含量≤28%，氮气≤19%，组分波动不超过3%。由于氮气无法脱除，因此只能依靠控制CO2含量来满足要求，根据实际运行的经验，如果CO2含量低于20%（mol%），气体组份变化太大也会造成下游化工装置停产。因此，平台操作人员需要经常调节气嘴，以满足下游用户的要求，由此给生产带来许多不便。 生产操作数据的对照表反映，气田的生产操作参数（温度、压力、气体处理量）基本上与设计阶段的参数一致，但是液体产量比预测大很多。
（2） 气体处理单元操作数据对照
中心平台天然气脱水采用成熟的三甘醇脱水技术。三甘醇脱水/再生装置采用双系列（A、B），每个系列处理50%的天然气，三甘醇接触塔采用归整填料形式。甘醇的再生采用常规再生，并预留汽提装置和接口。脱水系统主要设备有天然气过滤分离器、接触塔、天然气/三甘醇换热器。三甘醇接触塔的脱水效果一般取决于进料气的流量、温度、压力及贫甘醇的纯度、温度和循环量，以及天然气在接触塔内与甘醇接触时间。
投产一年多后，由于CO2组分升高，使气体的热值比设计值降低，造成三甘醇再生炉的炉温达不到设计要求，再沸炉炉温偏低，再生的贫三甘醇的浓度达不到设计要求。气田陆续对三甘醇脱水系统（主要是再生系统）进行了几次改造，先后通过加大炉嘴、从低CO2井（D8井）單引一根流线用于再生炉供气，并增加一个低含CO2的燃料气缓冲罐用于给再生炉供气。保持燃气中CO2组分在16%左右，再沸炉炉温可以加热到200℃左右，使三甘醇的纯度得以提高，露点降加大，提高了三甘醇脱水系统的处理能力。表5、6中2005.8.8日和2006.11.6日现场数据表明，经过一系列改造，目前该套装置运行良好，三甘醇再生炉的炉温可以达到设计要求，可满足二期投产后气体的脱水要求。
3 结论与建议
该气田投产多年来的运行结果表明，工艺参数的选择、流程的设计都是合理的，三甘醇脱水后的外输气体能达到设计要求的水露点要求。
但由于气体投产后基础数据的变化较大：如气体组分（尤其是CO2、N2的含量）的变化、气田产液量（主要是产水量）的大幅增加等因素，带来以下问题：
①WHPE平台的管线及设备如何有效防腐问题；
②CO2组分的增加，使气体的热值比设计值降低，造成三甘醇再生炉的炉温达不到设计要求。
③由于气体中CO2及N2含量增加，为满足下游对气质及输量的要求，需要增加外输气量，超过气体脱水处理装置处理能力。
鉴于此，提出以下建议作为今后气田开发前期研究及工程设计参考：
1）重视基础数据，务必确保其正确性与准确性：基础数据的变化（组分、配产、压力、温度等）对气田生产的稳定性影响很大。对于气田研究，尤其是前期研究，往往缺乏准确的基础数据，建议尽可能通过类比法采用类似气田或该气田已开发区块的物性参数，并且加强与油藏等专业的沟通。
2）设备选型的裕量考虑：该气田的设计在不同设备上考虑的裕量是不同的，如段塞流捕集器的裕量为181%～233%，经查阅设计文件及厂家资料，三甘醇脱水装置及聚结分离器按业主要求均没有考虑余量。鉴于气田油藏预测可能出现的偏差，今后设计时建议对整个平台气体处理统一考虑一定的富裕量，以适应气田开发可能出现的波动。
3）在平台设计时，多吸取以前相似地区平台的经验，多到现场进行调研。
4）对于类似这种高含CO2的气田，虽然有些井口平台预测为低CO2井，考虑到气田生产过程中地层气体组分的变化有可能出现腐蚀性的成分（CO2、H2S等），在平台管线及设备选材时应予考虑，适当往条件苛刻处考虑，以免后患。事实证明，中心平台在井口管汇及三甘醇脱水塔前主要工艺设备及管线选用双相不锈钢材料，是很成功的，腐蚀检测显示，设备没有出现腐蚀现象。
参考文献
[1] 孙娟 杜丽民 李桂青 王宁. 高酸性气体二氧化碳对天然气处理装置的影响[J]. 《油气田地面工程》2012（31）：10.
[2] 刘秦龙，孔祥迪，程兵.油气田co2腐蚀与防护研究[J].《内蒙古石油化工》2011（1）.
[3] 王文武，李永生，郭亚红等，三甘醇脱水装置的节能设计[J].《天然气与石油》2012（30）：6.
[4] 鲜宁，姜放，施岱艳，荣明，吴知谦，含H2S/CO2气田中基于腐蚀风险的管道完整性设计[J]，《天然气与石油》2012（30）：5.
[5] 王家荣，高含CO2气田脱碳工艺探讨[J].《油气田地面工程》2007（26）：2.
[6] 杨涛，杨桦，王凤江，谈锦锋，黎洪珍，含CO2气井防腐工艺技术[J].《天然气工业》，2007（11）.
作者简介
作者简介：路宏，女，高级工程师， 1989年毕业于中国石油大学（华东）石油天然气储运专业，工学学士。主要从事工艺及海管工艺研究设计工作。