呼图壁储气库天然气脱水工艺优化

2021-06-16陈月娥张湘玮徐长峰张哲东静波邵克拉林敏左丽丽

油气田地面工程 2021年6期

陈月娥张湘玮徐长峰张哲东静波邵克拉林敏左丽丽

1新疆油田公司呼图壁储气库作业区

2中国石油大学（北京）

地下储气库中的天然气在储存过程中，可能会和底层内的水、烃液接触，并且因地层温度较高，采出天然气中会携带液体。这部分液体析出后会腐蚀集输管线和设备，或者生成水合物堵塞管道和仪表计量管线及设备等，严重影响集输系统的安全可靠运行。因此需要选择合适的脱水工艺对采出天然气进行处理。本文基于呼图壁储气库采气期集注站工艺流程，根据外输天然气的压力和水露点要求，对不同的脱水工艺进行模拟分析和经济比选，最后给出推荐方案。

1 原处理流程

呼图壁储气库位于新疆呼图壁县，注气期为每年的3 月中旬至10 月中旬，采气期为每年的11 月至次年3月。采气期天然气从地下采出后，要进入集注站进行集中处理。其中，外输气应满足GB 17820—2018《天然气》二类气质标准，在交接点压力下水露点应低于输送条件下最低环境温度5 ℃。西气东输二线最低运行温度为0 ℃，因此水露点应小于-5 ℃。

储气库在采气期同时向北疆管网和西二线供气，为保证冬季供气的需求和安全运行，需投用多种工况组合运行。集注站采气期多工况运行共有四种情况：天然气经全流程后外输北疆环网；天然气一部分经全流程后外输北疆管网，另一部分只经过气液分离器后应急输送至西气东输二线；天然气一部分经全流程后外输北疆管网，另一部分经过全流程后再经采气压缩机增压后输送至西气东输二线；进站天然气一部分经全流程后外输至北疆管网，另一部分经过全流程后输送至西气东输二线。集注站现有四套露点处理装置，每套的处理能力为700×104m2/d，工艺流程如图1 所示。应急工况下，天然气仅通过气液分离器输送至西气东输二线，经计算发现水露点存在一定的风险，难以满足小于-5 ℃的要求；整套露点控制装置（气液分离器+三股流换热器+浅冷分离器+气-气换热器+J-T阀节流+低温分离器）虽然能够将水露点降低到-10℃以下，但是节流后天然气压力降低至4～6 MPa，低于外输西二线管道的运行压力（9～11 MPa）。根据新疆油田《呼图壁储气库调整方案》，储气库工作气量将由21.9×108m3（标况）/a调整至45.1×108m3（标况）/a，本文将根据储气库集注站改扩建计划，结合其他天然气处理工艺改造经验[1-2]，对现有应急工况进行改造，采取新的脱水工艺以同时满足西气东输二线对所输天然气的压力和水露点的要求。

图1 呼图壁储气库集注站工艺流程Fig.1 Process flow of gas gathering and injection station in Hutubi Gas Storage

2 脱水工艺选择

根据原理不同，用于天然气脱水以控制水露点的工艺方法可以分为低温分离、固体吸附和溶剂吸收。低温分离脱水法适合于压力有较大余量、可以通过节流降压来获取冷量的场所；固体吸附法是利用多孔的固体干燥剂表面吸附力，从而使天然气中的水分被吸附出来的方法，分子筛通常作为天然气脱水的吸附剂，脱水深度较高，一般用于深冷前脱水；溶剂吸收法利用吸收剂对水溶解度高、对天然气溶解度低的特性，吸收天然气中的水分来降低水露点，甘醇类如三甘醇是常用的吸收剂，长庆靖边气田采用该方法脱水[3]。目前常用的天然气脱水工艺有以下几种[4-6]。

（1）三甘醇脱水。三甘醇脱水工艺属于溶剂吸收法。三甘醇的热稳定性高、蒸汽压低，作为吸收剂具有吸水性好、容易再生、夹带量小等优点，但是当天然气中夹带较多的液烃时，三甘醇溶液具有一定的发泡倾向，影响吸收效果。该方法可以将天然气水露点降低至-30 ℃左右，三甘醇贫液的浓度影响着天然气的脱水效果。这种方法比较适合天然气的管道输送过程以及对水露点要求不高的场合。脱水系统包括分离器、吸收塔和三甘醇再生系统，工艺中的主要能耗来自三甘醇的脱水再生过程。

（2）分子筛脱水。分子筛脱水属于固体吸附法脱水。固体吸附法主要分为物理吸附和化学吸附两类，其中分子筛吸附过程利用吸附剂表面对被吸附分子的范德华力，属于物理吸附，其过程可逆。分子筛脱水法技术成熟、应用广泛、脱水效果好，但是价格较高，脱水后天然气的压降较大。分子筛脱水是深度脱水，可以把天然气水露点降到-70 ℃左右，通常用于深冷前脱水。脱水系统包括2 个或3个处于脱水、再生和冷却状态的干燥器和再生气加热系统。对于较大处理量的装置，分子筛脱水的设备投资和操作费用都比较高。对于相同的脱水露点要求，建设1 座处理量为28×104m3/d 的处理站，分子筛脱水的投资比三甘醇脱水高53%[7]。

（3）低温分离脱水。低温分离工艺按其制冷方式可分为膨胀机制冷、外加冷源制冷法以及J-T阀节流制冷。通常情况下，节流冷凝脱水最为经济，但是通过节流膨胀来获得冷量的方法需要天然气有足够压力。外加冷源制冷法则适用范围更广，其中丙烷是比较常见的制冷剂。在低温分离脱水工艺中，因为天然气温度的降低，可能会有水合物生成风险，所以通常会注入甲醇或乙二醇等抑制剂来抑制水合物的生成。

为此，拟对丙烷制冷脱水和三甘醇溶剂法脱水两种方案进行模拟分析和综合评价，从而给出推荐方案。

3 方案比选

状态方程式用来描述物质的P-V-T 关系，PR（Peng Robinson）状态方程常用于天然气处理工艺，能够准确模拟两种脱水工艺中系统的气液相平衡，其公式如（1）所示。

式中：p为压力，Pa；V为摩尔体积，m3；T为温度，K；R为气体常数，J/(mol·K)；a、b为参数。

式中：Tc为临界温度，K；Tr为对比温度；pc为临界压力，MPa。

其中参数k可以表示为以下形式

式中：ω为偏心因子；k1为物质特征参数。

采用HYSYS 软件对三甘醇脱水和丙烷制冷脱水两种工艺系统的装置和流程建立仿真模型。HYSYS中的属性包（Property Package）可以选择不同的状态方程，通过闪蒸计算得到各相的组分和参数。同时HYSYS 软件通过对不同烃类从正常沸点至临界点之间的蒸汽压数据的拟合，提高了对各种烃类混合物进行计算时的可靠性。采气期主要工艺参数的选择如表1 所示，天然气的摩尔组成如表2所示。

表1 天然气参数Tab.1 Natural gas parameters

表2 天然气组分摩尔分数Tab.2 Mole fraction of natural gas components

为验证模型的准确性，对现有多工况组合运行工艺进行模拟，计算不同工况下的外输天然气参数并与实际数据进行对比，结果如表3所示。模拟结果与实际值基本一致。

表3 外输天然气参数对比Tab.3 Comparison of exported natural gas parameters

3.1 三甘醇脱水

三甘醇脱水工艺系统由两个部分组成，分别是高压吸收脱水部分和低压再生部分。吸收塔是脱水过程的核心设备，天然气在吸收塔进行脱水；再生塔是再生过程的核心设备，三甘醇富液进入再生塔完成再生。三甘醇脱水工艺流程如图2所示。

图2 三甘醇脱水工艺流程Fig.2 TEG dehydration process flow

天然气经过气液分离器初步分离其中的杂质和游离水后，从吸收塔底部进入，三甘醇贫液从吸收塔顶流入，吸收天然气中夹带的水分后成为三甘醇富液从吸收塔底流出，净化后的天然气干气从塔顶流出；三甘醇富液经过滤去除杂质和降解产物后，经富液换热器和三甘醇贫液换热，进入闪蒸分离器分离出一部分气体后进入贫/富液换热器与三甘醇贫液再次换热后进入再生塔；为提高再生后的三甘醇溶液浓度，注入净化后的干天然气作为汽提气；净化后的三甘醇贫液经过贫/富液换热器和富液换热器与吸收塔出口的三甘醇富液换热，经循环泵增压后进入吸收塔，进入下一轮循环。建立的三甘醇脱水工艺HYSYS模型如图3所示。

图3 三甘醇脱水工艺HYSYS模型Fig.3 HYSYS model of TEG dehydration process

表4是三甘醇脱水装置操作温度推荐值，结合集注站采气期实际运行数据，选择三甘醇脱水的工艺参数。其中，吸收塔温度对脱水后天然气露点有很大影响，因为三甘醇贫液的流量相对较小，对吸收塔温度影响有限，吸收塔温度主要受天然气进塔温度的影响。呼图壁储气库集注站天然气进站温度20 ℃，压力9.5 MPa，设置天然气进吸收塔温度、压力和进站参数保持一致；进吸收塔三甘醇贫液温度应高于天然气温度6～16 ℃，这里设为35 ℃；为了使三甘醇富液在进入闪蒸罐时能够脱除夹带的烃液、保证富液有足够压力进入再生塔，控制闪蒸罐入口处的富液温度为65 ℃，压力为300 kPa；重沸器的压力升高会降低三甘醇的再生效果，使得再生塔出口处的三甘醇溶液浓度降低，但是当压力低于大气压时，会使成本费用增大，这里选择常压再生。

表4 三甘醇脱水装置操作温度推荐值Tab.4 Recommended operating temperature of TEG dehydration unit ℃

在三甘醇脱水工艺流程中，影响能耗的最主要因素有重沸器温度、入塔三甘醇贫液流量（三甘醇循环量）、汽提气量等[8-9]。在一定范围内调节以上参数，分析它们对总能耗和外输干气水露点的影响，为工艺参数的选取提供参考依据。其中总能耗的组成为甘醇循环泵能耗、重沸器能耗、汽提气加热器能耗和汽提气热值，重沸器能耗是三甘醇再生过程的主要能耗。

3.1.1 三甘醇循环量

根据天然气脱水设计规范[10]，进塔三甘醇贫液摩尔流率（三甘醇贫液循环量）通常满足脱除每千克的水需要15～40 L三甘醇贫液要求。根据HYSYS 软件计算结果，天然气水露点降为-10 ℃时约需脱出水量7 500 kg/d，对应三甘醇贫液流量范围112.5～337.5 m3/d。改变进入吸收塔的三甘醇贫液流量，得到不同甘醇循环量下的能耗和外输气水露点变化曲线（图4）。

图4 能耗和外输气水露点随三甘醇循环量变化曲线Fig.4 Variation curves of energy consumption and dew point of export gas with TEG circulation rate

模拟结果显示，随着三甘醇贫液循环量的增大，重沸器和甘醇循环泵能耗增大，汽提气加热器能耗和汽提气热值略有下降，主要是因为外输气和再生后的甘醇贫液换热量增加，使得汽提气加热器的能耗下降。总能耗主要受重沸器能耗的影响，随着三甘醇贫液循环量的增大而显著增大，外输气水露点温度先降低后增加，主要原因可能是增加三甘醇循环量而不增加汽提气量，使得再生后的三甘醇贫液浓度下降，导致脱水效果下降。并且随着三甘醇贫液循环量的增加，进入到吸收塔内的水量也在加大，导致三甘醇的吸水负荷增大，甚至出现液体再携带现象，造成天然气的脱水效果变差。结合实际生产数据，选择三甘醇循环量为37.8 kgmol/h。

3.1.2 重沸器温度

常压再生时，重沸器温度不宜超过204 ℃，否则三甘醇会有热分解的风险。通常重沸器温度设置在177～204 ℃范围内，再通过汽提提高三甘醇贫液的浓度。改变重沸器温度，得到不同重沸器温度下的能耗和外输气水露点（图5）。

图5 能耗和外输气水露点随重沸器温度变化曲线Fig.5 Variation curves of energy consumption and dew point of export gas with reboiler temperature

重沸器温度和重沸器能耗直接相关，温度越高，能耗也随之增加；重沸器温度越高，出口三甘醇贫液浓度越高，脱水效果增强，吸收塔出口干气的水露点越低。结合天然气脱水要求，取重沸器温度为188 ℃。

3.1.3 汽提气量

汽提气选用脱水后的外输干气，从贫液精馏柱下方通入，汽提气进气的温度、压力对三甘醇脱水效果的影响较小。汽提气进塔前宜预热，温度近似重沸器温度，取188 ℃。改变汽提气流量，得到能耗和外输气水露点变化曲线（图6）。

图6 能耗和外输气水露点随汽提气量变化曲线Fig.6 Variation curves of energy consumption and dew point of export gas with stripping gas volume

模拟结果显示，随着汽提气量的增加，汽提气加热器能耗增加，其他能耗变化幅度小，总能耗上升，再生后的三甘醇贫液浓度增加，脱水效果变好。但是汽提气用量也不能过大，否则会导致原本分散相流态的三甘醇与连续相的汽提气在填料表面相互接触进行传质，产生液泛现象[11]，影响汽提效果。取汽提气量为600 m3/d，确定工艺参数后的模拟结果如表5所示。

表5 三甘醇脱水工艺计算结果Tab.5 Calculation results of TEG dehydration process

3.2 丙烷制冷脱水

丙烷制冷脱水过程中，因为气体温度的下降，会有水合物生成风险。为防止生成水合物，通常会注入甲醇或乙二醇等抑制剂。在实际运行中，由于天然气在进入集注站前已经注入甲醇，经HYSYS软件计算，天然气水合物生成温度为-11.30 ℃，低于低温分离过程中天然气所能达到的最低温度，因此无需额外注入水合物抑制剂。丙烷制冷脱水工艺流程如图7所示。

图7 丙烷制冷工艺流程Fig.7 Propane refrigeration process flow

液态丙烷在蒸发器内和天然气进行热量交换，由液态转化为气态；换热后的丙烷经压缩机增压温度升高，然后进入油分离器分离出携带的润滑油，进入空冷器经冷却降温，在蒸发器入口处节流后，进入蒸发器和天然气换热，进入下一个循环。

在丙烷制冷脱水工艺流程中，主要参数的选择和调节对工艺系统的经济性和制冷效果会产生至关重要的影响。研究表明，天然气预冷后温度、蒸发温度、冷凝温度及节流后压力等参数均会对丙烷制冷工艺流程产生影响[12]。为了使工艺能够满足生产需求，并提高经济性，采用HYSYS 软件对丙烷制冷工艺流程进行模拟，在一定范围内变化天然气预冷温度、蒸发温度和节流压力，分析其对压缩机能耗和丙烷制冷量的影响，为工艺参数的选取提供参考依据。

丙烷制冷脱水工艺流程的HYSYS 模型如图8所示。

图8 丙烷制冷脱水工艺HYSYS模型Fig.8 HYSYS model of propane refrigeration dehydration process

3.2.1 天然气预冷温度

改变预冷后天然气温度即预冷换热器出口天然气温度，并调节丙烷循环量使冷却后天然气温度保持不变，得到压缩机能耗和丙烷循环量随天然气预冷温度变化曲线（图9）。

图9 压缩机能耗和丙烷循环量随天然气预冷温度变化曲线Fig.9 Variation curve of compressor energy consumption and propane circulation rate with natural gas precooling temperature

随着天然气预冷温度的升高，为保持相同的天然气冷却后温度，丙烷循环量显著升高，对应的压缩机所需做功也增加，压缩机能耗升高。模拟结果表明，降低天然气预冷温度可以降低制冷系统的能耗，但是受到天然气进站温度和换热器温差的限制，预冷后温度不能无限制降低。结合实际参数和模拟结果，选择天然气预冷后温度为-5 ℃。

3.2.2 节流压力

丙烷制冷循环中的节流过程是绝热的，目的是为了产生更低的蒸发温度。节流压力直接影响着制冷系统的制冷深度和制冷量[13]，蒸发温度随着节流压力的降低而降低。改变节流压力，控制制冷量保持不变，得到不同节流压力下压缩机能耗变化曲线（图10a）；控制丙烷制冷剂的流量保持不变，得到不同节流压力下丙烷制冷量的变化曲线（图10b）。

图10 压缩机能耗和丙烷制冷量随节流后压力变化曲线Fig.10 Variation curves of compressor energy consumption and propane refrigeration capacity with pressure change after throttling

随着节流压力的升高，丙烷制冷剂的蒸发温度也升高。模拟结果表明，压缩机功耗随着节流压力和蒸发温度的降低而升高，这是由于蒸发温度的降低使得丙烷制冷量减少，为了获得相同的制冷量需要更大的丙烷循环量，导致压缩机能耗增大；同时节流阀节流压力越低，制冷剂在蒸发器中定压汽化后进入压缩机的进气压力就越低，导致压缩机前后的压缩比增大，压缩机能耗增加。随着节流压力的降低，相同流量下的丙烷制冷量减少，并且节流时随着压力降低会有一部分制冷剂变成饱和蒸汽，使得液态制冷剂的流量降低。因此在实际运行中，蒸发温度应该在满足天然气制冷深度要求的同时，在设计值允许范围内合理的提高[14]。考虑天然气制冷深度-10 ℃，取节流后压力为240 kPa，对应丙烷蒸发温度为-20 ℃。

3.2.3 冷凝温度

冷凝温度即为冷凝器的出口温度，冷凝器出来的饱和液都有一定的过冷度，可以保证制冷剂在进入节流阀前被充分液化，因为即使液体制冷剂中有少量气泡也能明显降低节流阀的流量，从而影响制冷效率[15-16]。

改变冷凝温度，调节丙烷循环量，控制丙烷制冷量保持不变，得到不同冷凝温度下压缩机能耗变化曲线（图11a）；控制丙烷制冷剂的流量保持不变，得到不同冷凝温度下丙烷制冷量的变化曲线，（图11b）。

图11 压缩机能耗和丙烷制冷量随冷凝温度变化曲线Fig.11 Variation curves of compressor energy consumption and propane refrigeration capacity with condensation temperature

模拟结果显示，随着冷凝温度的升高，压缩机能耗增大。由于压缩机出口压力就是冷凝温度下丙烷制冷剂的饱和压力，饱和压力随着冷凝温度的升高而升高，导致丙烷压缩机的出口压力升高，能耗随之增加。同时，冷凝温度升高，蒸发过程的丙烷制冷量降低，想要获得相同的制冷量需要更多的丙烷循环量，使得压缩机负荷增大、能耗增加。因此，降低丙烷冷凝温度，能够降低压缩机能耗，提高脱水经济性。冷凝温度受自然环境的影响，呼图壁储气库采气期为每年11月至次年3月，期间环境温度较低。根据呼图壁县近十年历史温度统计图，采气期内最高气温低于0 ℃。采用空冷降温，留取一定的裕量，取冷凝温度为10 ℃。

确定工艺参数后的模拟计算结果如表6所示。

表6 丙烷制冷脱水工艺计算结果Tab.6 Calculation results of propane refrigeration dehydration process

3.3 经济性比较

根据HYSYS 模拟计算结果，从投资运行费用、能耗以及技术特点三方面对上述两种脱水方案进行对比，并选择出最适合的工艺方案，两种方案的投资运行费用及能耗对比见表7，其中运行期为10年。

表7 两种方案的投资运行费用及能耗对比Tab.7 Comparison of investment，operation cost，and energy consumption of the two schemes

相比较而言，三甘醇脱水工艺操作条件下的脱水效果好，天然气水露点下降幅度大。丙烷制冷脱水工艺流程简单，易于管控，适用于天然气处理量变化的场合。并且储气库采出气中含有凝析烃组分，可能会造成三甘醇发泡，而丙烷制冷脱水能够同时脱除水和烃液。集注站前注甲醇可以防止丙烷制冷脱水时生成水合物，不用额外注入水合物抑制剂。因此应急工况天然气脱水工艺流程宜采用丙烷制冷脱水。