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

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。

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

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200×104m3/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。

由图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 ℃。

易非喜欢坐火车，她喜欢这种有人陪伴，又可以想自己的心事的交通工具。这趟火车是风城通往外界的最便捷出口，也是她每次出差的主要交通工具。经常是各色人等拥塞其中。这次主任带他们东征省城，本来是带了专驾来的，可车子临时出了点儿小状况，主任突发奇想要忆苦思甜一下，选了这列火车，却正好合了易非的心意。

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。

由图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。

由图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：

(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。

由图6和图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。

由图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，200×104m3/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序号w(贫甘醇)/%ρ(干气中水)/(mg·m-3)199.3325299.2928399.3527499.5020599.4026平均值99.3725

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。