石油与天然气化工  2019, Vol. 48 Issue (4): 20-26
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    王飞
    付峻
    苗建
    HYSYS软件在某海上气田三甘醇脱水工艺中的应用
    王飞 , 付峻 , 苗建     
    中海石油(中国)有限公司深圳分公司
    摘要:为了优化某海上气田三甘醇脱水工艺,确定合理参数,实现最优处理效果,采用HYSYS软件建立模型,在天然气处理量为200×104 m3/d、吸收塔操作压力(表压)为10 600 kPa、贫甘醇循环量为1.17 m3/h的工况下,对天然气入口温度、贫甘醇入口温度、贫甘醇质量分数、再沸器温度、汽提气流量进行模拟优化,得到各自变量与因变量之间的变化关系。在此基础上,得出最优运行参数,从而指导现场实际。经验证,在天然气入口温度为33 ℃、贫甘醇入口温度为40 ℃、贫甘醇质量分数为99.30%的工况下优化参数,天然气脱水系统运行正常,外输干气水露点达到平台外输标准,表明HYSYS软件可根据实际工况对现场工艺参数模拟优化,结果较准确,可在其他海上气田推广应用。
    关键词天然气    脱水    三甘醇    海上气田    HYSYS    
    Application of TEG dehydration process by HYSYS software in an offshore gas field
    Wang Fei , Fu Jun , Miao Jian     
    Shenzhen Branch of CNOOC (China) Co., Ltd., Shenzhen, Guangdong, China
    Abstract: In order to optimize the TEG dehydration process in an offshore gas field, determine reasonable parameters and achieve the optimal treatment effect, the HYSYS model was established to make a simulation under certain working conditions that the natural gas treatment capacity was 2×106 m3/d, the operation pressure (gauge pressure) of absorber was 10 600 kPa, and the lean TEG circulation was 1.17 m3/h. The relationship between independent variables and dependent variables was obtained by simulating and optimizing the inlet temperature of natural gas and lean TEG, lean TEG mass fraction, reboiler temperature, and stripping gas flow. On this basis, the optimum operation parameters were obtained to guide the process. It was verified that under the conditions of optimum parameters that the inlet temperature of natural gas was 33 ℃, the inlet temperature of lean TEG was 40 ℃ and the lean TEG mass fraction was 99.30%, the natural gas dehydration system operated normally, and the dew point of the dry natural gas reached the standard of natural gas transportation in platform. It showed that the HYSYS software could simulate and optimize the field process parameters according to the actual working conditions, and the results were relatively accurate. It could be popularized and applied in other offshore gas field.
    Key words: natural gas    dehydration    TEG    offshore gas field    HYSYS    

    湿天然气一般通过冷冻分离、三甘醇(简称TEG)吸收、分子筛吸附等脱水方法降低水露点[1],再进入管线长输。其中,三甘醇吸收法因具有能耗小、操作费用低、占地面积小等优点[2-4],被广泛应用于海上平台天然气脱水。某海上气田采用三甘醇脱水工艺,通过对实际工况和设计参数的对比,发现该工艺还存在优化空间,故利用HYSYS软件对此工艺系统参数进行了模拟和优化。

    1 气田生产工艺

    海上平台某气田井口产出物经三相分离后,温度约为60 ℃的气相经冷却后气液分离,分离后的气体进入三甘醇吸收塔脱水,水露点达标后外输。现阶段外输天然气水露点要求为-2 ℃(表压10 150 kPa下),水质量浓度小于40 mg/m3。其主要工艺流程如下:来自生产分离器的天然气进入天然气冷却器被海水冷却到40 ℃,满足三甘醇脱水系统对气体温度的要求后,降低天然气中的饱和含水量,进入三甘醇入口过滤分离器除去气体中夹带的液滴,然后进入三甘醇吸收塔,贫甘醇与塔顶干气在贫甘醇干气换热器内换热后进入吸收塔顶部。贫甘醇自上而下,天然气自下而上逆流接触。三甘醇吸收天然气中的饱和水,使天然气的水露点达标,而富甘醇则从塔底流出。从塔顶流出的天然气与贫甘醇换热后外输,富甘醇经再沸器上部的回流冷凝柱加热、闪蒸罐脱气、粗滤器和活性炭过滤器过滤机械杂质和溶解性杂质,并与贫甘醇换热后进入再沸器再生为贫甘醇,经汽提柱进一步提纯后进入三甘醇吸收塔,完成溶剂循环。

    天然气脱水和三甘醇再生工艺如图 1所示。

    图 1     天然气脱水和三甘醇再生工艺流程图 Figure 1     Flow of natural gas dehydration and TEG regeneration process

    2 HYSYS软件模拟

    HYSYS软件具有严格的物性计算包,因其具有可对任意塔计算、非序贯模拟技术等优点[5],被广泛应用于石油开采、储运、天然气加工、石油化工、精细化工、制药、炼制等领域。HYSYS软件分为动态和稳态模拟两大部分,主要用于油田地面工程建设设计和石油石化炼油工程设计计算分析。其中,动态部分还可用于指挥原油生产和储运系统的运行。本研究采用Aspen HYSYS的稳态部分进行工艺模拟,并在模拟正常后优化工艺参数。

    2.1 模拟步骤

    本次模拟采用步骤如下:

    (1) 在国标单位的基础上结合现场习惯新建单位集。

    (2) 建立物性包和物性方程。

    (3) 按照工艺流程顺序,依次建立各物流、设备,输入状态信息,并运行流程。

    (4) 以外输天然气含水量为因变量,各主要参数为自变量,运行得到最优解。

    2.2 模拟特点

    本次模拟区别于其他模拟的特点及关键点如下。

    2.2.1 填料塔

    由于填料塔具有生产能力大、分离效率高、压降小、气量变化适应性强等优点,本平台三甘醇吸收塔使用填料塔,填料为金属鲍尔环。因此,根据平台特点, 对系统默认的模拟吸收塔编辑:点击column environment(塔环境),双击吸收塔,选择选项卡rating(参数),在internal type(内部形式)选择packed(填料),在packing type(填料类型)里选择pall rings(metal)(鲍尔环(金属)),并将其他信息填写完整。

    2.2.2 三甘醇再沸器

    三甘醇再沸器包括再沸器本体、蒸馏塔和顶部的回流冷凝柱,软件中蒸馏塔可带回流罐、再沸器。本工艺中回流冷凝柱中的水汽经富甘醇冷却后再次回流到蒸馏塔,采用带再沸器的蒸馏塔模拟再沸器本体和蒸馏塔,外加1台分离器用于冷却后的水汽分离,以模拟顶部的回流冷凝柱。

    2.2.3 水露点

    天然气达标的要求为水露点合格,对干气的物性参数设置如下:点击properties(属性),添加water dew point(水露点);为更加直观,添加处理后的天然气含水量,点击properties(属性),添加water content in mg/m3(gas)(天然气中含水量),此项用于检验天然气处理是否达标。

    2.2.4 逻辑操作

    本模拟用到的逻辑操作为循环操作,包括4处:

    (1) 吸收塔中贫甘醇和湿气接触吸水变为富甘醇,富甘醇再生后再次进塔。

    (2) 精馏柱脱除水汽,经回流冷凝柱冷凝后再次回精馏柱。

    (3) 再沸器再生后的贫甘醇经汽提柱提纯,汽提后的气体再次进入再沸器。

    (4) 汽提气采用干气,汽提气提纯的贫甘醇将湿气处理为干气。

    2.3 模拟流程

    结合现场三甘醇脱水实际工艺流程,建立HYSYS软件模拟流程,如图 2所示。

    图 2     天然气脱水工艺HYSYS稳态模拟图 Figure 2     Steady state simulation diagram of natural gas dehydration process by HYSYS software

    3 脱水工艺模拟优化

    干气的露点受进塔天然气的温度和压力、贫三甘醇吸收温度、质量分数和循环量的影响。提高吸收塔操作压力,干气含水量将减小。压力(表压,下同)在2000~8300 kPa变化时对脱水效果影响大,而在大于8300 kPa后,继续增大压力,干气含水量的降低幅度趋于平缓[6]。鉴于本气田三甘醇吸收塔正常操作压力为8150~11 550 kPa,塔压的提高对干气含水量的影响较小,故此次模拟选择当前工况压力10 600 kPa。

    所用三甘醇循环泵为柱塞泵,排量为1.17 m3/h,不可调,此次模拟贫甘醇循环量为1.17 m3/h。

    综上,本次模拟的固定工况为:吸收塔操作压力为10 600 kPa,贫甘醇循环量为1.17 m3/h,产气量为200×104 m3/d,所有优化计算将在此工况下进行。

    3.1 三甘醇吸收塔工艺参数模拟优化
    3.1.1 天然气入口温度

    吸收塔操作压力为10 600 kPa,贫甘醇循环量为1.17 m3/h,三甘醇质量分数为99.30%,设定因变量为外输干气含水量,自变量为天然气入口温度,范围为30~45 ℃,步长为1 ℃,在HYSYS中运行,天然气入口温度和外输干气含水量的关系见图 3

    图 3     天然气入口温度和外输干气中水质量浓度的关系 Figure 3     Relationship of natural gas inlet temperature and water mass concentration in external dry gas

    图 3可知,随着天然气入口温度的升高,干气含水量将增加。当温度增加到41 ℃时,外输干气中水质量浓度达到40.40 mg/m3,已超标。这是因为随着进塔温度的升高,湿天然气的含水量随之增加,且三甘醇与气流中水蒸气的平衡条件受温度影响,温度越高,溶解在三甘醇中的水汽减少,导致吸收效果降低。

    在设计中,天然气经海水冷却后温度降至40 ℃即可满足处理要求,而由模拟可知,温度继续降低,可进一步减少三甘醇吸收塔的负荷,减少干气的含水量。但低温下三甘醇溶液起泡较多,黏度增加,塔板效率下降,压降增大,三甘醇的损耗量增大,且湿气可能产生水合物。另外,天然气入口温度通过天然气冷却器冷却,冷却介质为海水,而平台周围的海面温度为19.7~30.3 ℃,且海水通过的管程操作温度为30~40 ℃,在夏季海水温度较高的情况下,最低只能将天然气冷却到30 ℃,考虑3 ℃的温度裕量,将天然气入口温度优化为33 ℃。

    实际操作时,两套天然气冷却器并列运行,有一个旁通温度调节阀,通过检测冷却后温度调节阀的阀门开度,控制冷却器旁通的通过量,将其设定点设为优化后温度,即可调整冷却后温度,保证天然气脱水系统入口温度。若天然气冷却器冷却效果不佳,可通过定期清洗冷却器盘管、调整低温井和高温井的产量等方法调节天然气入口温度,以满足脱水要求。

    3.1.2 贫甘醇入口温度

    吸收塔操作压力为10 600 kPa,贫甘醇循环量1.17 m3/h,天然气入口温度33 ℃,贫甘醇质量分数99.30%,设定因变量为外输干气含水量,自变量为贫甘醇入口温度,范围为30~50 ℃,步长为1 ℃,在HYSYS中运行,贫甘醇入口温度和外输干气含水量的关系如图 4所示。

    图 4     贫甘醇入口温度和外输干气中水质量浓度的关系 Figure 4     Relationship of lean TEG inlet temperature and water mass concentration in external dry gas

    图 4可知,随着贫甘醇入口温度的升高,干气含水量将增加。但温度从30 ℃升至50 ℃,天然气中水质量浓度从25.78 mg/m3升至26.11 mg/m3,仅增加约1%,说明贫甘醇入口温度升高对干气含水量的影响较小。原因是塔顶贫液入口温度升高,塔内被甘醇吸收的水分因温度高而蒸发出来,增大塔内气体含水量,但三甘醇的循环量相对于干气的流量较小,影响较小。总体来说,入口贫液温度降低,干气含水稍有下降,若温度继续降低,三甘醇溶液黏度增大,气液传质效率降低,影响脱水效果。一般要求贫甘醇的吸收温度比吸收塔进气温度高3~8℃[7],考虑到天然气进气温度为33 ℃,塔内存在一定温降,贫甘醇入口温度优化为40 ℃。

    3.1.3 贫甘醇质量分数

    吸收塔操作压力为10 600 kPa,贫甘醇循环量为1.17 m3/h,天然气入口温度为33 ℃,贫甘醇入口温度为40 ℃,设定因变量为外输干气含水量,自变量为贫甘醇质量分数,范围为98.00%~99.70%,步长为0.10%,在HYSYS中运行,贫甘醇质量分数对外输干气含水量的影响如图 5

    图 5     贫甘醇质量分数和外输干气中水质量浓度的关系 Figure 5     Relationship between lean TEG mass fraction and water mass concentration in external dry gas

    图 5可知,随着贫甘醇质量分数的增加,干气水含量逐渐降低。原因是贫液质量分数增加,降低了溶液中水含量,导致水分在天然气和贫液间传质的推动力增大,气液传质增强,脱水速率变大,提升了脱水效果。

    平台三甘醇再生装置设计可达到的贫液最大质量分数为99.70%,鉴于在质量分数为99.30%时干气中水质量浓度为26 mg/m3,已满足标准要求,贫液质量分数越高,装置能耗越高。所以,贫液质量分数优化为99.30%。

    3.2 三甘醇再生工艺参数模拟优化

    贫三甘醇质量分数影响因素可由拉马奥特公式[8](见式1)得出:

    $ {x_{\rm{w}}} = \left( {\frac{p}{{{p_{\rm{v}}}}}} \right){y_{\rm{w}}} $ (1)

    式中:xw为贫甘醇中水的摩尔分数,%;p为再沸器内的压力,kPa;pv为再沸器温度下水的蒸汽压,kPa;yw为再沸器蒸汽中水的摩尔分数(与xw平衡),%。

    由式(1)可知,影响贫三甘醇中水的摩尔分数的因素有3个:①在再沸器温度下水的蒸汽压;②再沸器内的压力;③再沸器蒸汽中水的摩尔分数。当再沸器温度一定时,水的蒸汽压值pv也是一定的,只能通过减少再沸器内的压力p和再沸器蒸汽中水的摩尔分数yw来减小贫三甘醇中水的摩尔分数xw,由此提高贫液质量分数。

    3.2.1 再沸器温度

    再沸器温度高于204 ℃时,三甘醇溶液的分解速率明显增加,甚至导致溶液变质[9],故再沸器温度一般控制在170~204 ℃,推荐温度为193 ℃[10]。设计时常压下再沸器内温度达到204 ℃时,贫三甘醇质量分数可达到99.10%。

    对再沸器进行单独模拟,设定因变量为贫甘醇质量分数,自变量为再沸器温度,范围为170~204 ℃,步长为1 ℃,在HYSYS中运行,再沸器温度和贫甘醇质量分数的关系见图 6,三甘醇再沸器温度和贫甘醇质量分数变化量的关系见图 7

    图 6     三甘醇再沸器温度和贫甘醇质量分数的关系 Figure 6     Relationship between TEG reboiler temperature and lean TEG mass fraction

    图 7     三甘醇再沸器温度和贫甘醇质量分数变化量的关系 Figure 7     Relationship between TEG reboiler temperature and change of lean TEG mass fraction

    图 6图 7可知,随着再沸器温度的升高,贫三甘醇质量分数逐渐增大。再沸器温度从170 ℃升至204 ℃时,贫液质量分数由97.67%增大到98.94%,温度每升高1 ℃,贫液质量分数变化量从0.06%下降到0.02%,温度的升高对贫液质量分数的影响逐渐变小,根据SY/T 0076-2008《天然气脱水设计规范》中“汽提气对三甘醇浓度的影响”图C.1[11],通过汽提气可将三甘醇贫液质量分数最高提纯到99.9%,提纯空间最大达1.9%,温度为180 ℃时,贫液质量分数为98.17%,贫液质量分数目标值为99.30%,考虑到进一步用汽提气提纯,且平台再沸器采用电加热方式,通过燃气轮机供电,天然气进行了二次能源转换,利用效率低于汽提气提纯。因此,再沸器温度优化为180 ℃。

    3.2.2 汽提气用量

    根据式(1),当再沸器温度一定时,进一步提高贫液质量分数可采取如下措施:①减小再沸器内的压力,如采用真空泵、再沸器负压,孙雷等对高原地区负压对再沸器效果的研究结果证明了这一点[12];②减小再沸器蒸汽中水含量,如采用汽提气。平台所用措施为汽提气提纯。

    对汽提柱进行单独模拟,设定因变量为汽提柱出口贫甘醇质量分数,自变量为汽提气流量,范围为1~70 m3/h,步长为1 m3/h,在HYSYS中运行,汽提气流量和贫甘醇质量分数的关系见图 8

    图 8     汽提气流量和贫甘醇质量分数的关系 Figure 8     Relationship between stripping gas flow and lean TEG mass fraction

    图 8可知,增大汽提气的用量可提高再生后的贫液质量分数,且增大效应逐渐变缓。当汽提气流量从1 m3/h增加到70 m3/h,贫液质量分数由98.66%增大到99.96%,增加了1.30%。汽提气流量升高时,贫甘醇质量分数逐渐提高,当汽提气流量超过7 m3/h时,再生气流量对提高再生贫液质量分数的影响逐渐降低。另外,汽提气用量过大会导致以下问题:

    (1) 精馏柱顶部温度降低,水蒸气冷凝回流加大,重沸器负荷增大,影响脱水效果。

    (2) 汽提柱中汽提气和三甘醇以气、液鼓泡形式进行传质,影响汽提效果。

    (3) 大量汽提气进入缓冲罐,可能导致三甘醇循环泵入口有气体,影响泵正常运行。

    因此,将汽提气流量优化为7 m3/h,对应的再生贫液质量分数为99.30%。

    3.2.3 回流冷凝柱旁通开度

    回流冷凝柱处设有旁通管线,可根据精馏柱顶部温度控制开度。精馏柱顶部温度一般要求使用汽提气时控制在88 ℃左右,不使用汽提气时控制在99 ℃,不能低于93 ℃,不超过104 ℃。温度过低,水蒸气冷凝量过多,增大再沸器负荷,极端情况下将在柱内产生液泛,甚至将三甘醇液体吹出;温度过高,则由水汽携带的三甘醇增加,导致三甘醇蒸发损失过多。模拟计算精馏柱顶部温度为93 ℃,平台回流冷凝柱旁通一般保持关闭,本模拟不做优化。

    3.3 现场验证

    通过模拟,在吸收塔操作压力为10 600 kPa、贫甘醇循环量为1.17 m3/h的工况下,优化参数如下:

    天然气入口温度为33 ℃,贫甘醇入口温度为40 ℃,贫甘醇质量分数为99.30%,再沸器温度为180 ℃,汽提气流量为7 m3/h。

    根据以上优化后的数据进行模拟计算,200×104 m3/d产量下的平台湿气处理后的干气水露点为-15.7 ℃,水质量浓度为26.1 mg/m3。实测贫甘醇质量分数及干气含水量如表 1所示,干气中水质量浓度为20~28 mg/m3,与模拟计算结果相符合,说明上述优化可行。

    表 1    实测贫甘醇质量分数及干气中水质量浓度 Table 1    Actual lean TEG mass fraction and water mass concentration in dry gas

    4 结论

    经过HYSYS软件模拟计算和现场验证,得出如下结论:

    (1) 在天然气脱水工艺中,可通过降低天然气入口温度、贫甘醇入口温度、提高贫甘醇质量分数的方式,降低干气含水量。其中,贫甘醇入口温度对干气含水量的影响较小。

    (2) 在三甘醇再生工艺中,提高再沸器温度及汽提气流量有助于贫甘醇质量分数的提高。

    (3) HYSYS软件可根据实际工况对现场工艺参数进行优化模拟,其模拟结果较为准确,可在其他海上气田推广应用,更好地指导现场实际操作。

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