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摘 要：深水气田开发是未来海洋石油发展的方向，乙二醇回收脱盐系统（MRU）是深水气田开发中防止水合物生成，保证水下产出流体顺利输送上岸的重要的保障性设施。针对海上气田空间有限、水中含盐的特点，以及台风无人模式的操作要求，介绍了含脱盐工艺的乙二醇回收技术，以及高效换热器选型和台风模式的自动化控制流程。
关键词：深水气田；乙二醇再生；脱盐
1.前言
深水气田开发是未来海洋石油发展的方向，随着水深的增加，管输天然气的温度降低，在输送高压下极易形成水合物。乙二醇（MEG）做为水合物抑制剂被广泛应用。乙二醇回收及再生系统（即MRU系统），可除去MEG富液中的水、烃、酸气和部分杂质，从而得到满足注入纯度要求的贫MEG贫液，实现MEG的循环使用。由于海上气田水中含盐的特殊性及平台的局限性，如何确定适用于海上气田的MRU系统设计至关重要。本文主要针对海上气田含盐乙二醇回收及再生的技术创新进行阐述。
2.海上气田MRU系统的特殊性
海上气田开发与陆地相比有其特殊性。首先是由于空间和重量的局限，MRU工艺模块需要高效、紧凑、严格控制重量。其次是二者井流产物组分上的差别。气田井流产物中含有一定比例的生产水，即凝析水和地层水。对于海上气田而言，由于其特殊的开发位置，地层水中通常含有大量盐离子（参见表1，某南海气田生产水的性质）。而陆地气田的生产水中多数是不含盐，或含盐量极低。
MRU为闭式循环，陆上MRU系统主要为再生型MRU，其主要目的是蒸发水分，得到适当浓度的贫MEG。因此，所有盐离子将在MRU内部不断累积，部分随贫液进入下游流程。由于再生温度较高，长期运转后，盐离子会在重沸器及换热器表面结垢（参见图1），导致热效率降低以及严重的腐蚀问题。根据国外文献资料，已有多起由于地层水含盐而导致的MRU设备结垢、堵塞、严重腐蚀而导致系统关停，甚至引发海管冻堵的案例。一旦发生海管冻堵，不仅解堵费用高昂，由停产引起的经济损失更大。对于不同浓度的MEG水溶液，其钠盐的溶解度也是不同的。只有当钠盐含量低于6-7wt%（60g/L）时，MEG溶液中的盐才可能处于不饱和状态。而高于此浓度时，即会有盐析出的风险。根据工程经验，工程设计中，推荐MEG贫液中盐含量宜小于30g/L。综上，传统的陆地再生型MRU流程不能适应海上气田开发，海上MRU系统考虑脱盐流程非常必要。目前，国内适用于海上气田，含脱盐工艺的MRU技术刚刚起步。而国外此方面的技术也处于发展之中，只是掌握在少数几个厂家手中。中海油某海上气田项目采用了含分流脱盐的负压闪蒸乙二醇再生回收新工艺。与传统陆上处理流程相比，该工艺首次采用了脱盐流程，首次完成满足台风无人运行模式的流程设计，创新采用新型换热器，满足含盐介质的运行，及能耗和空间的最优化。
3.含分流脱盐流程的MRU新工艺
含分流脱盐流程的负压闪蒸乙二醇再生回收新工艺流程框图如图3所示，主要包括预处理单元、脱水单元和脱盐单元三个部分。水下井口产出的湿气与MEG经水下海管输送至平台上部，通过三相分离器，分成油、气、水三相。MEG主要存在于水相中，即MEG富液。MEG富液中除水和MEG外，还含有部分烃、CO2、盐和杂质。其中，盐分为一价盐和二价盐，一价盐主要为钠盐，而二价盐则主要为Ca2+，Mg2+，Fe2+等。根据其特性不同，本流程中将二者区别处理。
在预处理单元，其核心设计流程为：将乙二醇富液加热，注入NaOH和Na2CO3 等碱性药剂，将乙二醇富液中的Ca2+、Mg2+ 等提前沉淀，防止乙二醇在下游的再生塔、重沸器等设备处沉淀结垢，保证设备的平稳运行；同时防止因络合物生成而使乙二醇溶液黏度增大，影响泵、换热器效率以及脱盐效果。脱除后的二价盐送回陆地处理。其流程参见图4。
从预处理单元出来的富液进入脱水单元（即再生单元）进行再生处理。脱水单元为常规设计，不再赘述。流程图参见图5。
根据工程经验，海上气田贫MEG溶液中的含盐量控制指标为小于30g/L。因此，脱水单元得到的贫MEG溶液只有一定比例的流量进入脱盐单元，即分流脱盐。另一部分含盐贫MEG则直接去产品冷却器进行冷却。脱盐单元的主要设备为负压闪蒸分离器。在负压条件下，MEG加热到较低温度时既可达到气化状态，从闪蒸分离器顶部逸出，经冷凝后回收可得到不含任何盐的贫MEG溶液，与含盐贫液一起经冷却器冷却，得到最终的贫MEG产品。而一价盐则从闪蒸分离器底部排出，经离心机分离，回收MEG和水，盐则经过水溶解后进入生产水处理系统进行进一步处理。其流程图参见图6。
4.适用于海上的乙二醇回收及再生技术创新
4.1.重沸器流程
创新采用塔外循环泵+焊接板式换热器的强制换热方式 （参见图5和图6）。对于含盐运行的MRU系统而言，最易导致腐蚀结垢的环节就是重沸器。在已建MRU项目中，传统釜式重沸器多次出现结垢、换热效率降低的问题。塔外强制换热流程可提高MEG循环流速，同时换热器内部流道更宽，因此，盐颗粒不易在重沸器内沉降、附着，避免结垢。同时，受热更加均匀，避免出现局部高温，也大大降低了MEG降解的风险。
4.2.满足台风模式的工艺控制
对于南海气田，台风是不可回避的一个重要因素。台风期间，平台将处于无人自动控制模式。分流脱盐MRU模块中，动设备多，工艺流程复杂，因此，为保证其稳定运行，对双序列再生塔的控制流程以及动设备的运行方式进行了创新和优化设计。
4.2.1.采用串级控制实现一罐对双塔稳定运行
分流脱盐MRU模块中，创新采用了预处理罐液位和再生塔入口流量串级控制，解决了脱水单元双序列运行时流量分配及单双塔自动切换的问题。常规设计中，预处理罐的液位通过泵出口液位调节阀来控制，然后进入两座再生塔，如图8所示。这种设计弊端较多：① 两座再生塔流量分配不均，可能导致其中一塔超负荷运转。② 当上游富MEG流量变化，导致预处理罐的液位波动时，再生塔的进料量也随之波动。再生塔及后续控制需要反复随之调节。由于工艺流程复杂，存在调节不及时，控制质量差等问题。③ 由于只有总路上设置了液位调节阀，当上游来液量突然降低时，无法自动切换为单塔运行，两个塔可能都在Turndown比率之下运行，而导致处理不达标。采用液位和流量串级控制后，预处理罐设置液位控制，在每个再生塔入口设置流量控制及调节阀。液位信号与其中一路流量信号串级控制。另一路为手动给定流量设定值。串级控制时，液位信号作为流量控制器的设定值。当液位波动时，液位控制器输出的信号，也就是流量控制器的设定值也随之变化。调节阀按照流量测量值与设定值的差异情况，来调节阀的开度，使预处理罐内的液位快速恢复到设定值，具体参见图9。优点： 提高控制回路调节精度及可靠性；
改变传统流程，进塔流量只能手动调节的缺陷，确保进塔流量分配合理，处理达标；
流量波动时，控制回路可自动实现单塔或双塔运行模式的切换，避免单塔超负荷或欠流量运行。
4.2.2.动设备控制模式
为解决台风无人模式时动设备的切换问题，关键部位的泵均采用变频设计。MRU模块内泵类动设备较多，在正常有人操作时，泵以一用一备的模式运行。而台风模式时，主备两台泵将同时运转，低流速运行。如果其中一台泵出现故障，则另外一台泵自动提速运转以满足所需流量的要求。
4.3.新型换热器在海上气田的应用
南海某气田项目MRU系统中，最大总热负荷达25000kW，最大总冷负荷达24300 kW。为节省平台空间，控制重量，提升换热效率，避免盐颗粒结垢问题，创新采用了新型的换热器：螺旋板式换热器。MRU系统的脱盐系统流程的母液循环中采用了螺旋板式换热器。与传统换热器相比，螺旋板换热器具有自清洁的特点。由于其内部特殊的流道设计，确保污垢不易沉积，避免盐颗粒在的死角内堆积，同时结合泵的循环冲刷，有效的解决了此部分易于结垢的问题，更加适用于含盐颗粒介质环境。该类型的换热器，同样适用于目前注聚开发油田项目。对于固体悬浮物较多的地方，如生产水系统污油换热器等，效果较好。
5.结语
① 分流脱盐乙二醇回收及再生工艺，更加适合海上气田的生产和应用。其脱盐流程的增加，大大提高了海上MRU系统运行的安全性和可靠性。确保MEG的循环再利用，保证水下井口的稳定开发。② 再生流程中采用液位和流量串级控制以及动设备的选型和运行方式的优化，完全满足海上气田台风模式下无人运行的需求。确保了海上气田开发的连续性和稳定性。③ 通过采用新型换热器，大大提高了换热效率，减少冷热负荷消耗，同时，减少占地面积和重量。对海上平台而言，效益显著。
作为深水开发流动保障的重要工艺设施，MRU模块设计及相关能力的掌握，对于深水气田开发以及大型气田群开发开采，具有重大的推广和借鉴意义。通过南海深水项目中的不断研究和实践，已经逐步掌握海上气田含盐MRU系统流程的设计以及采办、建造等技术要求，打破国外在此方面的垄断。这对于大型气田群开发以及后续深水项目开发以及陆地含盐气田MRU系统设计提供了一定的参考经验。
参考文献：
[1]. S.Brustad， K.-P.Loken， and J.G.Waalmann， Aker Kvaerner Engineering and Technology.“Hydrate Prevention using MEG instead of MeOH： Impact of experience from major Norwegian developments on technology selection for injection and recovery of MEG”， OTC，17355.
[2]. Philip Manfield， William Nisbet， and Jeff Balius， Shell E&P Co.， and George Broze and Loek Vreenegoor， Shell Global Solution（US）.“Wzx-on， Wzx-off： Understanding and Mitigating Wzx Deposition in a Deepwater Subsea Gas/Condensate Flowline”， OTC18834.
[3]. C.A.Nazzer， Prime Services Ltd.， and J.Keogh， Petreco Intl.“Advances in Glycol Reclamation Technology”， OTC 18010.
[4]. 刘延昌，赵波，陈磊等.“新型乙二醇再生塔的研发”，石油化工设备，2010，39（1）：15-16.
[5]. 晁宏洲，王赤宇，马亚琴等.“乙二醇循环系统的工艺运行分析”，石油与天然气化工，2007，36（2）：110-113.
[6]. 赵德芬.“乙二醇再生系统的优化运行”，油气田地面工程，2004，23（6）：47
作者简介：
张春娥 女，1977年生，硕士，海洋石油工程股份有限公司设计分公司 工程师
宗俊斌 男，1983年生，本科，中海石油深海开发有限公司 工程师
赵方生 男，1985年生，硕士，海洋石油工程股份有限公司设计分公司 助理工程师
钟小侠 女，1970年生，本科，海洋石油工程股份有限公司设计分公司 高级工程师
曹永升 男，1985年生，本科，海洋石油工程股份有限公司设计分公司 助理工程师
关键词：深水气田；乙二醇再生；脱盐
1.前言
深水气田开发是未来海洋石油发展的方向，随着水深的增加，管输天然气的温度降低，在输送高压下极易形成水合物。乙二醇（MEG）做为水合物抑制剂被广泛应用。乙二醇回收及再生系统（即MRU系统），可除去MEG富液中的水、烃、酸气和部分杂质，从而得到满足注入纯度要求的贫MEG贫液，实现MEG的循环使用。由于海上气田水中含盐的特殊性及平台的局限性，如何确定适用于海上气田的MRU系统设计至关重要。本文主要针对海上气田含盐乙二醇回收及再生的技术创新进行阐述。
2.海上气田MRU系统的特殊性
海上气田开发与陆地相比有其特殊性。首先是由于空间和重量的局限，MRU工艺模块需要高效、紧凑、严格控制重量。其次是二者井流产物组分上的差别。气田井流产物中含有一定比例的生产水，即凝析水和地层水。对于海上气田而言，由于其特殊的开发位置，地层水中通常含有大量盐离子（参见表1，某南海气田生产水的性质）。而陆地气田的生产水中多数是不含盐，或含盐量极低。
MRU为闭式循环，陆上MRU系统主要为再生型MRU，其主要目的是蒸发水分，得到适当浓度的贫MEG。因此，所有盐离子将在MRU内部不断累积，部分随贫液进入下游流程。由于再生温度较高，长期运转后，盐离子会在重沸器及换热器表面结垢（参见图1），导致热效率降低以及严重的腐蚀问题。根据国外文献资料，已有多起由于地层水含盐而导致的MRU设备结垢、堵塞、严重腐蚀而导致系统关停，甚至引发海管冻堵的案例。一旦发生海管冻堵，不仅解堵费用高昂，由停产引起的经济损失更大。对于不同浓度的MEG水溶液，其钠盐的溶解度也是不同的。只有当钠盐含量低于6-7wt%（60g/L）时，MEG溶液中的盐才可能处于不饱和状态。而高于此浓度时，即会有盐析出的风险。根据工程经验，工程设计中，推荐MEG贫液中盐含量宜小于30g/L。综上，传统的陆地再生型MRU流程不能适应海上气田开发，海上MRU系统考虑脱盐流程非常必要。目前，国内适用于海上气田，含脱盐工艺的MRU技术刚刚起步。而国外此方面的技术也处于发展之中，只是掌握在少数几个厂家手中。中海油某海上气田项目采用了含分流脱盐的负压闪蒸乙二醇再生回收新工艺。与传统陆上处理流程相比，该工艺首次采用了脱盐流程，首次完成满足台风无人运行模式的流程设计，创新采用新型换热器，满足含盐介质的运行，及能耗和空间的最优化。
3.含分流脱盐流程的MRU新工艺
含分流脱盐流程的负压闪蒸乙二醇再生回收新工艺流程框图如图3所示，主要包括预处理单元、脱水单元和脱盐单元三个部分。水下井口产出的湿气与MEG经水下海管输送至平台上部，通过三相分离器，分成油、气、水三相。MEG主要存在于水相中，即MEG富液。MEG富液中除水和MEG外，还含有部分烃、CO2、盐和杂质。其中，盐分为一价盐和二价盐，一价盐主要为钠盐，而二价盐则主要为Ca2+，Mg2+，Fe2+等。根据其特性不同，本流程中将二者区别处理。
在预处理单元，其核心设计流程为：将乙二醇富液加热，注入NaOH和Na2CO3 等碱性药剂，将乙二醇富液中的Ca2+、Mg2+ 等提前沉淀，防止乙二醇在下游的再生塔、重沸器等设备处沉淀结垢，保证设备的平稳运行；同时防止因络合物生成而使乙二醇溶液黏度增大，影响泵、换热器效率以及脱盐效果。脱除后的二价盐送回陆地处理。其流程参见图4。
从预处理单元出来的富液进入脱水单元（即再生单元）进行再生处理。脱水单元为常规设计，不再赘述。流程图参见图5。
根据工程经验，海上气田贫MEG溶液中的含盐量控制指标为小于30g/L。因此，脱水单元得到的贫MEG溶液只有一定比例的流量进入脱盐单元，即分流脱盐。另一部分含盐贫MEG则直接去产品冷却器进行冷却。脱盐单元的主要设备为负压闪蒸分离器。在负压条件下，MEG加热到较低温度时既可达到气化状态，从闪蒸分离器顶部逸出，经冷凝后回收可得到不含任何盐的贫MEG溶液，与含盐贫液一起经冷却器冷却，得到最终的贫MEG产品。而一价盐则从闪蒸分离器底部排出，经离心机分离，回收MEG和水，盐则经过水溶解后进入生产水处理系统进行进一步处理。其流程图参见图6。
4.适用于海上的乙二醇回收及再生技术创新
4.1.重沸器流程
创新采用塔外循环泵+焊接板式换热器的强制换热方式 （参见图5和图6）。对于含盐运行的MRU系统而言，最易导致腐蚀结垢的环节就是重沸器。在已建MRU项目中，传统釜式重沸器多次出现结垢、换热效率降低的问题。塔外强制换热流程可提高MEG循环流速，同时换热器内部流道更宽，因此，盐颗粒不易在重沸器内沉降、附着，避免结垢。同时，受热更加均匀，避免出现局部高温，也大大降低了MEG降解的风险。
4.2.满足台风模式的工艺控制
对于南海气田，台风是不可回避的一个重要因素。台风期间，平台将处于无人自动控制模式。分流脱盐MRU模块中，动设备多，工艺流程复杂，因此，为保证其稳定运行，对双序列再生塔的控制流程以及动设备的运行方式进行了创新和优化设计。
4.2.1.采用串级控制实现一罐对双塔稳定运行
分流脱盐MRU模块中，创新采用了预处理罐液位和再生塔入口流量串级控制，解决了脱水单元双序列运行时流量分配及单双塔自动切换的问题。常规设计中，预处理罐的液位通过泵出口液位调节阀来控制，然后进入两座再生塔，如图8所示。这种设计弊端较多：① 两座再生塔流量分配不均，可能导致其中一塔超负荷运转。② 当上游富MEG流量变化，导致预处理罐的液位波动时，再生塔的进料量也随之波动。再生塔及后续控制需要反复随之调节。由于工艺流程复杂，存在调节不及时，控制质量差等问题。③ 由于只有总路上设置了液位调节阀，当上游来液量突然降低时，无法自动切换为单塔运行，两个塔可能都在Turndown比率之下运行，而导致处理不达标。采用液位和流量串级控制后，预处理罐设置液位控制，在每个再生塔入口设置流量控制及调节阀。液位信号与其中一路流量信号串级控制。另一路为手动给定流量设定值。串级控制时，液位信号作为流量控制器的设定值。当液位波动时，液位控制器输出的信号，也就是流量控制器的设定值也随之变化。调节阀按照流量测量值与设定值的差异情况，来调节阀的开度，使预处理罐内的液位快速恢复到设定值，具体参见图9。优点： 提高控制回路调节精度及可靠性；
改变传统流程，进塔流量只能手动调节的缺陷，确保进塔流量分配合理，处理达标；
流量波动时，控制回路可自动实现单塔或双塔运行模式的切换，避免单塔超负荷或欠流量运行。
4.2.2.动设备控制模式
为解决台风无人模式时动设备的切换问题，关键部位的泵均采用变频设计。MRU模块内泵类动设备较多，在正常有人操作时，泵以一用一备的模式运行。而台风模式时，主备两台泵将同时运转，低流速运行。如果其中一台泵出现故障，则另外一台泵自动提速运转以满足所需流量的要求。
4.3.新型换热器在海上气田的应用
南海某气田项目MRU系统中，最大总热负荷达25000kW，最大总冷负荷达24300 kW。为节省平台空间，控制重量，提升换热效率，避免盐颗粒结垢问题，创新采用了新型的换热器：螺旋板式换热器。MRU系统的脱盐系统流程的母液循环中采用了螺旋板式换热器。与传统换热器相比，螺旋板换热器具有自清洁的特点。由于其内部特殊的流道设计，确保污垢不易沉积，避免盐颗粒在的死角内堆积，同时结合泵的循环冲刷，有效的解决了此部分易于结垢的问题，更加适用于含盐颗粒介质环境。该类型的换热器，同样适用于目前注聚开发油田项目。对于固体悬浮物较多的地方，如生产水系统污油换热器等，效果较好。
5.结语
① 分流脱盐乙二醇回收及再生工艺，更加适合海上气田的生产和应用。其脱盐流程的增加，大大提高了海上MRU系统运行的安全性和可靠性。确保MEG的循环再利用，保证水下井口的稳定开发。② 再生流程中采用液位和流量串级控制以及动设备的选型和运行方式的优化，完全满足海上气田台风模式下无人运行的需求。确保了海上气田开发的连续性和稳定性。③ 通过采用新型换热器，大大提高了换热效率，减少冷热负荷消耗，同时，减少占地面积和重量。对海上平台而言，效益显著。
作为深水开发流动保障的重要工艺设施，MRU模块设计及相关能力的掌握，对于深水气田开发以及大型气田群开发开采，具有重大的推广和借鉴意义。通过南海深水项目中的不断研究和实践，已经逐步掌握海上气田含盐MRU系统流程的设计以及采办、建造等技术要求，打破国外在此方面的垄断。这对于大型气田群开发以及后续深水项目开发以及陆地含盐气田MRU系统设计提供了一定的参考经验。
参考文献：
[1]. S.Brustad， K.-P.Loken， and J.G.Waalmann， Aker Kvaerner Engineering and Technology.“Hydrate Prevention using MEG instead of MeOH： Impact of experience from major Norwegian developments on technology selection for injection and recovery of MEG”， OTC，17355.
[2]. Philip Manfield， William Nisbet， and Jeff Balius， Shell E&P Co.， and George Broze and Loek Vreenegoor， Shell Global Solution（US）.“Wzx-on， Wzx-off： Understanding and Mitigating Wzx Deposition in a Deepwater Subsea Gas/Condensate Flowline”， OTC18834.
[3]. C.A.Nazzer， Prime Services Ltd.， and J.Keogh， Petreco Intl.“Advances in Glycol Reclamation Technology”， OTC 18010.
[4]. 刘延昌，赵波，陈磊等.“新型乙二醇再生塔的研发”，石油化工设备，2010，39（1）：15-16.
[5]. 晁宏洲，王赤宇，马亚琴等.“乙二醇循环系统的工艺运行分析”，石油与天然气化工，2007，36（2）：110-113.
[6]. 赵德芬.“乙二醇再生系统的优化运行”，油气田地面工程，2004，23（6）：47
作者简介：
张春娥 女，1977年生，硕士，海洋石油工程股份有限公司设计分公司 工程师
宗俊斌 男，1983年生，本科，中海石油深海开发有限公司 工程师
赵方生 男，1985年生，硕士，海洋石油工程股份有限公司设计分公司 助理工程师
钟小侠 女，1970年生，本科，海洋石油工程股份有限公司设计分公司 高级工程师
曹永升 男，1985年生，本科，海洋石油工程股份有限公司设计分公司 助理工程师