文23气田三甘醇脱水系统工艺改进措施研究

2016-11-12张红静苏花卫杨

天然气技术与经济 2016年5期

关键词：贫液甘醇闪蒸

张红静苏花卫杨恂

（1.承德石油高等专科学校，河北承德 067000；

2.中国石油西南油气田公司蜀南气矿自贡采气作业区，四川自贡 643000）

文23气田三甘醇脱水系统工艺改进措施研究

张红静1苏花卫1杨恂2

（1.承德石油高等专科学校，河北承德 067000；

2.中国石油西南油气田公司蜀南气矿自贡采气作业区，四川自贡 643000）

通过分析文23气田三甘醇脱水装置存在的问题，提出了设置闪蒸罐、甘醇贫富液换热采用高效板式换热器、将隔膜式甘醇循环计量泵换为能量转换泵、实现再生塔塔顶外循环量可调、优化工艺参数等改进技术与措施，增强了脱水装置的可调节性和可操作性，降低装置的操作费用和能耗，降低三甘醇损失。

三甘醇脱水装置工艺改进

0 引言

天然气自气井产出，在集气站经过三级节流降压、井口分离器简单分离后，水含量依然很高。而在天然气的管道输送过程中，产品天然气的水露点必须达到输送要求，以避免在天然气管道输送过程中发生腐蚀、冻堵及降低输送能力的后果，所以，必须对井口天然气进行脱水处理。

目前，溶剂吸收法是广泛应用的天然气脱水方法，其中又以三甘醇脱水技术应用最多。因为相对于其他溶剂，三甘醇具有热稳定性好、易于再生，吸湿性很高、蒸汽压低、携带损失量小、装置运行可靠、达到的露点降大、浓溶液不会固化等优点［1-3］。

文23气田的三甘醇脱水装置在设计和运行过程中，存在着效率低、能耗高、污染重等一系列的问题。笔者通过文献资料调研和现场装置实际运行状况，提出了一些改进措施，以便使文23气田三甘醇脱水装置的工艺更优，能耗更低，运行更平稳、更环保，也为其他气田的三甘醇脱水装置改造与运行提供参考。

1 三甘醇脱水工艺流程概述

湿天然气经三级分离器分离后，由吸收塔底部进入吸收塔，三甘醇由吸收塔上部第一层塔盘上注入，天然气在吸收塔中自下而上与各层泡罩塔盘中的三甘醇逆流接触，经过充分传质交换，其中的水分被三甘醇吸收变成干气（产品气），再经塔顶捕雾丝网除去气体中携带的三甘醇微小液滴后出吸收塔顶外输（图1）。

图1 三甘醇脱水工艺流程图

吸收了天然气中水分的富三甘醇由吸收塔塔底出液，至三甘醇再生撬富液精馏柱柱顶换热盘管。富甘醇经与富液精馏柱柱顶换热盘管，一方面本身被加热，温度可加热到80℃左右，同时给柱顶汽相提供冷量。换热后，经滤布过滤器用以过滤掉甘醇溶液中的固体杂质，经活性炭过滤器用以除掉甘醇溶液中的部分重烃及甘醇降解物质。富甘醇出过滤器后进板式贫富液换热器与由重沸罐下部换热缓冲罐流出的热贫液进行换热升温，再进换热缓冲罐换热盘管与缓冲罐中贫甘醇进行第三次换热升温至约100～120℃；最后，富甘醇在自身压力下进入富液精馏柱中部，分离成汽液两相。

汽相上升，在柱内填料上与柱顶被冷凝下来的内回流进行传质交换，水分及溶解在醇液中的烃类被分离出来，由精馏柱顶排出。液相下降，在填料上与重沸罐加热上升的汽相进行传质，水分及烃类被解吸，三甘醇得到提纯后下降到重沸罐，被加热至195～200℃以蒸发出残留的水分和烃类；得到再生后的贫甘醇。经贫液汽提柱溢流口溢流至贫液汽提柱，在汽提柱中经干气汽提后进入下部换热缓冲罐。

贫甘醇出缓冲罐进入贫富液板式换热器与富液换热降温至小于95℃，经甘醇过滤器过滤后进隔膜式甘醇循环计量泵泵出进入吸收塔顶干气出口套管换热器，与出口天然气换热冷却后进入吸收塔塔盘重新吸收天然气中的水分。

2 三甘醇脱水装置存在的问题

目前，文23气田三甘醇脱水装置运行状况基本是正常的，但是因为原料气气质、气田产出水（泡沫排水采气）、设计流程不太合理、工艺参数不够优化、设备选型不够理想等因素，导致脱水装置的运行成本较大，脱水运行不太稳定，甚至会出现天然气水露点不合格的问题。文23气田三甘醇脱水装置存在的主要问题有：

1）井口分离器来气仅能粗略地脱出天然气中的杂质，气体需要再通过多管螺道旋流分离器和聚结过滤分离器，从而脱出0.1 μm以上的液固体杂质。但有时会由于分离器底部的液位较高，使分离器内没有足够的沉降空间，从而不能将液态水、轻烃和固体颗粒等杂质去除殆尽。在天然气通过吸收塔时，液固体杂质进入三甘醇，引起三甘醇溶液发泡。

2）吸收塔顶没有安装在线分析，不能及时监测捕雾网的分离效率和三甘醇损失量。

3）再生系统没有设置闪蒸罐。文23气田三甘醇脱水装置没有设置三甘醇富液闪蒸罐，使富三甘醇因带有轻烃、芳香烃、凝析油等引起三甘醇溶液发泡，从而增加三甘醇溶液的损失量。

4）贫富甘醇换热器用的是盘管式换热器，再生负荷偏高［4］。在贫甘醇罐进行贫富三甘醇液换热时，所用盘管式换热器的换热效果比较差，使得换热后的富甘醇液进入再生塔的温度较低，一般在96℃左右，从而增加再生塔重沸器的热负荷，增大了装置的运行成本。换热后，三甘醇贫液温度也较高（一般在95℃以上），导致甘醇贫液进泵温度太高。现场虽然增加了板式换热器（换热面积为6.63 m2，传热系数为500 W/℃；出换热器贫甘醇温度小于等于95℃），但此板式换热器换热面积太小，不能满足要求，一直用自来水管冲洗泵体降温，造成了水资源浪费和能耗增加。

5）再生塔重沸器火管传热效率降低，三甘醇贫液浓度偏低，同时引起甘醇污染。文23气田产出水矿化度较高，有的气井又采用了泡沫排水采气，使得水分在再生系统中蒸发后，无机盐呈晶体或盐垢析出并附着在重沸器火管上，造成火管传热效率下降，若增大燃烧气的气量，会因再生塔温度过高引起三甘醇分解甚至结焦［5-6］。

6）工艺参数操作不合理，引起能耗增加、甘醇损耗量偏大。温度对三甘醇损失量影响较大。吸收塔操作温度及三甘醇贫液入塔温度过高、再生塔富液精馏柱温度偏高都会造成能耗增加、三甘醇携带损失加大，还有再生塔重沸器火管温度偏高会引起甘醇热分解损耗。

现场操作人员对三甘醇脱水装置了解甚少，很难维持较优的操作参数。另外，清理过滤器、更换阀门、垫片等操作不规范，也会引起甘醇损耗量增大［7-8］。

7）没有投用汽提气。文23气田脱水装置没有投用汽提气，使得在同等条件下达到同一贫三甘醇液浓度时（如97%）所需要的再生温度较高，增大了再生塔负荷，增大了能耗。而且，难以获得98.5%甚至更高的三甘醇贫液浓度。若三甘醇贫液浓度较低，将导致同等条件下的贫液循环量增大，甚至不能满足脱水的水露点指标要求。

3 装置优化措施

1）在原料气进入脱水系统前，将原料气中的水、轻烃（凝析油）及固体颗粒去除殆尽。要及时排污，确保井口分离器有足够的沉降空间与沉降时间，去除天然气中的大量水、凝析油及其他固体杂质；确保天然气经多管螺道旋流分离器分离后能够去除5 μm以上的固体颗粒和小液滴，再通过聚结过滤分离器时，能够去除0.1 μm以上的小液滴，防止甘醇发泡（必要时可加入消泡剂），保证分离效果。

2）吸收塔顶安装在线分析，及时监测捕雾网的分离效率和三甘醇损失量，及时调整运行参数，保证产品气质量，降低三甘醇损失。

3）再生系统设置闪蒸罐。设置三甘醇富液闪蒸罐，在富甘醇液换热后，进入再生系统前，先使三甘醇富液进行一次闪蒸，去除富液中的部分烃类、水蒸气，降低三甘醇损失，防止三甘醇溶液发泡。闪蒸温度可以控制在60～65℃，停留时间为5～10 min，闪蒸压力为0.35～0.52 MPa。

4）更换为功率更大的板式换热器，降低甘醇再生热负荷。为了将高温甘醇贫液热量有效回收利用，将板式换热器的换热面积加大（表1），保证将三甘醇贫液温度降低至82℃以下，有效地降低再生塔热负荷［9］。

表1 换热器改进前后换热效果对比表

5）及时清理再生塔的污垢，提高着火管的传热效果；增加可靠的温度自动控制系统，严格监控再生塔温度，尽可能使再生塔内的三甘醇温度不超过196℃，防止温度过高引起三甘醇分解或结焦。

6）维持合理的操作参数，降低能耗与三甘醇损失。在三甘醇脱水系统中，进料气的温度和压力是一定的。由于三甘醇在温度较低时黏度增加，容易发泡，因而进料气的温度不应低于15℃，一般可控制在15～38℃。贫三甘醇脱水温度，从理论上说，它应比吸收塔内的气体温度高3～8℃，但从三甘醇装置脱水的角度来看，吸收温度应控制在27～38℃。三甘醇的循环量要根据原料气的含水量来调节，推荐值为每升水12.5～33.3 L三甘醇。这样，可以使三甘醇损耗量不超过16L/106m3天然气。要降低能耗与三甘醇损失，需要选择合理的工艺参数。

7）投用汽提气。当三甘醇贫液浓度大于98.5%时，将大大提高三甘醇的脱水效率，从而降低贫液循环量，降低能耗。将脱水装置的汽提气投用，气量可控制在20～30 L/h，可在再沸器温度为200℃时使再生后的三甘醇浓度提升至99.5%以上。