海上气田含盐乙二醇回收技术研究

海上气田含盐乙二醇回收技术研究

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，