陈月娥1张湘玮2徐长峰1张哲1东静波1邵克拉1林敏1左丽丽2
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）
摘要：基于呼图壁储气库集注站采出天然气处理的工艺流程，针对供应西气东输二线的天然气节流后压力不足，应急工况下水露点存在一定风险的问题，对现有天然气脱水工艺流程进行改造。采用PR状态方程进行工艺模拟，用HYSYS软件分别建立三甘醇脱水和丙烷制冷脱水两种仿真模型，对主要工艺参数进行敏感性分析。结果表明，降低三甘醇循环量、重沸器温度和汽提气量能够降低三甘醇脱水工艺的能耗；降低丙烷制冷脱水工艺的天然气预冷温度和丙烷冷凝温度，提高丙烷蒸发温度，有助于压缩机节能降耗。综合两种方案技术经济特性，推荐采用丙烷制冷脱水工艺以满足外输天然气水露点控制要求和压力要求。 关键词：呼图壁储气库；丙烷制冷脱水；三甘醇脱水；HYSYS模拟；工艺比选
Optimization of Natural Gas Dehydration Process in Hutubi Gas Storage
CHEN Yue'e1，ZHANG Xiangwei2，XU Changfeng1，ZHANG Zhe1，DONG Jingbo1，SHAO Kela1，LIN Min1，ZUO Lili2
1Hutubi Gas Storage Operation Area，Xinjiang Oilfield Company
2China University of Petroleum(Beijing)
Abstract：Based on the produced natural gas treatment process in the gas gathering and injection sta-tion of Hutubi Gas Storage，to deal with the problem that the pressure of natural gas supplied to the second line of west-east gas transmission is insufficient after throttling，and water dew point is difficult to meet the requirements in emergency working condition，the existing natural gas dehydration process is reformed.PR equation of state is used to simulate the process，and two simulation models of TEG dehydration and propane refrigeration dehydration are established in HYSYS and the sensitivity of main process parameters is analyzed.According to the calculation results，the energy consumption of TEG dehydration process can be reduced by decreasing the TEG circulation volume，reboiler temperature and stripping gas volume.Decreasing the natural gas precooling temperature and propane condensation temperature of propane refrigeration dehydration process，and increasing the propane evaporation tem-perature can reduce the consumption of com
pressor.Finally，considering the technical and economic advantages and disadvantages of the two schemes，the propane refrigeration dehydration process is rec-ommended to meet the requirements of both dew point control and pressure of gas transmission.
Keywords：Hutubi Gas Storage；propane refrigeration dehydration；TEG dehydration；HYSYS sim-ulation；process comparison
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
DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2021.06.007
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700×104m 2/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4~6MPa，低于外输西二线管道的运行压力（9~11MPa ）。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
21.9×108m 3（标况）/a调整至45.1×108m 3（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.1Process 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28×104m 3/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。
p =RT V -b -a
V 2+2bV -b 2
（1）
式中：p 为压力，Pa；V 为摩尔体积，m 3；T 为温度，K ；R 为气体常数，J/(mol ·K)；a 、b 为参数。
a =0.457235R 2T c 2p c
[]
1+k ()1-T r 0.5
2（2）b =
0.077796RT c
p c （3）T r =T
T c
（4）
式中：T c 为临界温度，K；T r 为对比温度；p c 为临界压力，MPa。
其中参数k 可以表示为以下形式
k =k 0+k 1()1+T r
0.5
()
0.7-T r 0.5
（5）
k 0=0.378893+1.4897153ω-0.17131848ω2（6）
式中：ω为偏心因子；k 1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
闪蒸罐
Tab.1Natural gas parameters
天然气进站压力/MPa
9.5
天然气进站温度/℃
25
天然气流量/(104m 3·d -1)
700
水气比/(g·m -3)1.1
油气比/(g·m -3)1.3
表2天然气组分摩尔分数
Tab.2Mole fraction of natural gas components
CH 493.80C 2H 62.85
C 3H 80.57
i C 4H 10
0.08n C 4H 10
0.11i C 5H 12
0.04
CO 20.840
N 21.720
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。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。
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。
表4是三甘醇脱水装置操作温度推荐值，结合
表3
外输天然气参数对比
Tab.3Comparison of exported natural gas parameters
参数实际值模拟值
应急工况天然气压力/MPa
8.5~9.99.5
应急工况天然气水露点/℃
-3~53
全流程天然气压力/MPa
4.5~
5.55.5
全流程天然气水露点/℃
-10~-18-12
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9.5MPa，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300kPa；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。
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
图2三甘醇脱水工艺流程
Fig.2TEG dehydration process
flow
图3三甘醇脱水工艺HYSYS 模型
Fig.3HYSYS model of TEG dehydration process 表4
三甘醇脱水装置操作温度推荐值
Tab.4Recommended operating temperature of TEG dehydration unit
℃
原料气进吸收塔
27~38
三甘醇贫液进吸收塔
高于气体3~8
闪蒸罐入口38~93(宜选65)
过滤器入口38~93(宜选65)
精馏柱入口93~149(宜选149)
精馏柱顶部99
(有汽提气时88)
重沸器177~204(宜选193)
循环泵入口＜93(宜＜82)
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15~40L 三甘醇贫液要求。根据HY-SYS 软件计算结果，天然气水露点降为-10℃时约
需脱出水量7500kg/d，对应三甘醇贫液流量范围112.5~337.5m 3/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）。
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
图4能耗和外输气水露点随三甘醇循环量变化曲线
Fig.4Variation curves of energy consumption and dew point of export gas with TEG circulation rate
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37.8kgmol/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）。
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5能耗和外输气水露点随重沸器温度变化曲线
Fig.5Variation curves of energy consumption and dew point of export gas with reboiler temperature
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