三甘醇脱水工艺优化研究

帕尔哈提 肉鲜古力 阿不都何力（新疆油田采气一厂）

一、存在问题

五3东增压脱水站处理克75处理站常温装置处理气和转油站伴生气，2011年12月12日检测的水露点显示-14℃，符合管输天然气水露点标准。12月17日为了有效利用油田伴生气，将稀油处理站油田伴生导入处理站生产，干气水露点-1.6℃，含水量750mg/m3。外输气水露点偏高，达不到管输天然气水露点-5℃的要求,冬季生产容易造成输气管道冻堵，存在较大安全隐患，具体参数见表1原料气组成。

二、存在问题原因分析

1、五3东增压脱水站工艺

五3东增压脱水站生产原料气为克75处理站常温装置处理气及再生气、稀油处理站油田伴生气，生产装置主要设备有天然气除油器1台、表面蒸发空冷器2台、高效旋流分离器2台、精细过滤分离器1台、三甘醇脱水橇1套，工艺装置处理量为20×104Nm3/d、DPC-2804型天然气压缩机1台，排气量为15×104 Nm3/d。

五3东增压站采用的脱水工艺方法，除了常规的天然气（容器）气液分离方法以外，主要采用三甘醇脱水法，水露点检测结果出来后，对全站进行了系统的检查，主要设备参数见表2：

1、对处理站除油气、高效旋流分离器、精细过滤分离器气液分离效果、控制参数进行检查并未发现异常。

2、压缩机运行平稳，操作参数在合理范围内。

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3、三甘醇脱水装置运行平稳，贫三甘醇无发泡现象,三甘醇颜色成棕黑色。

检查处理站处理设备运行情况，没有发现异常问题，因此排除压缩机和分离设备因素。处理站主要依靠三甘醇脱水装置因此对三甘醇脱水装置进行了进一步的检查。

2、三甘醇脱水装置

三甘醇脱水装置主要靠三甘醇和水沸点差，吸收天然气水分，三甘醇再生。含有饱和水汽的天然气与高浓度的甘醇贫液充分接触，贫甘醇可将天然气中的水分吸收，形成甘醇-水溶液（富醇）。富醇在进行加热再生时，由于三甘醇的沸点高于水，水就变成蒸汽排出，而三甘醇则被再生提浓，然后被循环利用，五3东增压站三甘醇脱水橇工艺流程如图1所示。

3、影响脱水效率因素

三甘醇脱水装置理论上水露点可以降至-30℃以下 ，但该工艺对于介质参数变化极易敏感，脱水效率主要受原料气进吸收塔温度、三甘醇浓度、三甘醇循环量等因素影响，以下结合脱水效率影响因素，分析处理站装置运行参数：

1、原料气进吸收塔温度：天然气饱和含水量取决于天然气的温度、压力和气体组成等条件。当压力恒定时，温度越高饱和含水量就越大。五3东增压站

原料气在1.6mpa、38℃下进入吸收塔，经查水蒸气含量图表,含水量为2600mg/m3，温度为30℃时含水量为1800 mg/m3。假设脱水后的干气含水量为500mg/m3，原料气进吸收塔温度38℃，三甘醇就要脱出比进塔温度为30℃是多800mg/m3水分，负荷为30℃时的1.55倍。因此原料气进吸收塔温度过高,装置三甘醇浓度、三甘醇循环量维持原有的参数，使得三甘醇脱水装置脱水负荷过大，三甘醇不能脱出增加的原料气水分，引起干气水露点偏高是原因之一。

2、三甘醇浓度：三甘醇脱水装置要达到较高的露点降，要求有较高的三甘醇浓度和适宜的原料气进塔温度。现场由于缺少三甘醇浓度测定仪器和标准,得不到准确的三甘醇浓度百分数。通过查脱水后的干气平衡水露点同进塔原料气温度及贫三甘醇浓度关系图，要达到管输天然气水露点－5℃，原料气进塔温度-38℃时,三甘醇浓度要高于98%,而在同样的进塔温度，水露点-1.6℃时，对应三甘醇浓度仅为97%，现场三甘醇浓度达不到合格水露点要求的浓度。因此确定三甘醇浓度偏低是另一原因。

3、三甘醇循环量：三甘醇能量转换泵是整个脱水装置“心脏”，它靠少量溶解在三甘醇溶液里的天然气作为动力循环三甘醇。资料表明，脱出1kg水分需要的最小三甘醇循环两为16.6～58.4L,由于处理站能量转换泵未设流量计不能得到准确的贫三甘醇循环量。但能量转换泵由于受来气压力的波动，尤其是油田伴生气较大波动，运转不稳定，三甘醇循环也受影响，循环量时多时少，天然气与三甘醇在吸收塔内接触不充分，影响三甘醇吸收塔天然气水分。另外，循环量不稳定也会给下游三甘醇再生系统带来影响，当循环量大时，将增加重沸器的热负荷，甘醇在重沸器内停留时间太短，造成甘醇再生浓度的下降。

三、工艺参数优化

三甘醇脱水装置脱水后的干气水露点要达到合理的数值，可以通过降低进吸收塔温度、提高三甘醇浓度、增加三甘醇循环量来实现。通过图2可以看出，对于既定的干气水露点，原料气进吸收塔温度恒定条件下，可以通过增加三甘醇浓度来达到，相对而言，三甘醇浓度恒定条件下，降低原料气温度也可以达到合理的水露点。相比较，五3东增压站原料气温度，可以通过原料气进脱水装置前的空冷器来降低。

三甘醇循环量是由能量转换泵来控制，工艺设计上要求每分钟12-20下，图3中的效率曲线可以看出，增加三甘醇浓度比增减循环量对提高高露点降更有效率。增加循环量会加大重沸器负荷，只有当三甘醇浓度确定情况下，才可以增加循环率。

经上述参数优化分析，针对对五3东增压站水露点偏高问题，采取以下几点改善措施：

1、提高三甘醇再生温度：通过提高三甘醇再生温度，通过提高三甘醇浓度确保装置脱水深度。处理站一般再生温度为180℃，三甘醇理论热分解温度为206.67℃，三甘醇再生温度控制在190℃以下较为适宜。加注少量贫三甘醇，使得富醇稀释贫醇，可以提高三甘醇质量，改善三甘醇再生。

加装气提汽使得重沸器内的三甘醇溶液与热汽提气接触，以降低溶液表面蒸汽分压，使得三甘醇浓度可以达到99.5%。

2、降低进吸收塔温度：五3东增压站原料气进吸收塔温度为38℃，需降低原料气进吸收塔温度，尽可能的将原料气水分在进吸收塔前，在较低温度条件下经分离器分离出来，降低脱水装置负荷，进吸收塔原料气进塔温度20～30℃为适宜。吸收塔温度过低会使三甘醇变稠，三甘醇温度低于原料气温度，会使沸点较高的天然气重质组分的冷凝在吸收塔塔内，加速三甘醇发泡。贫三甘醇温度太高会常造成三甘醇损失加大。五3东增压站三甘醇脱水装置气-醇换热器设计，可以保证三甘醇浓度比原料气进塔温度高2℃。防止三甘醇损失和发泡。

3、三甘醇维护：三甘醇为略带淡黄色，透明的粘稠液体，三甘醇运行一段时间后，由于重沸器传热效率不均，部分甘醇降解，加之油田伴生气硫化氢含量较高（18 mg/m3），部分三甘醇溶解这些酸性物质，随着运行时间的延长，三甘醇会逐渐降低PH值，呈酸性，使得三甘醇发泡、乳化、腐蚀。因此需要定期加NACAP（巯基苯并噻唑钠）防腐剂和破乳剂，控制PH值。

四、措施应用

根据分析结果得出的改善措施，对三甘醇脱水装置运行参数进行了如下调整：

1、更换储罐内的部分富三甘醇，等量加注新三甘醇，改善三甘醇浓度和质量。

2、降低原料气进吸收塔温度到30℃，使得原料气在进吸收塔前尽量脱出水蒸气和轻烃，降低装置脱水负荷。

3、提高三甘醇再生温度为190℃，提高三甘醇浓度约到99%。

4、由于受环境温度影响，闪蒸罐温度较低，影响闪蒸溶解在三甘醇内的烃类。富醇进闪蒸罐管线缠绕保温丝绵后，温降得到控制，提高了闪蒸罐闪蒸温度。

结论

通过实施改善措施，装置运行参数得到合理的控制，维护了三甘醇质量，提高了装置脱水效率。12年1月26日和2月1日两次对外输气水露点进行了检测，结果为-14℃,保障了外输气质量。

天然气处理设备朝整体橇装化方向发展的今天，三甘醇脱水橇是最为典型的装置，装置工艺技术可靠而且已相当成熟。但装置对温度、流量等参数变化特别敏感，分析装置运行参数，检测装置日常运行情况，对提高装置脱水效率有很大意义。因此需加强对装置运行参数的检测，按需调整装置运行参数，维护三甘醇质量。

[1]郭彬.甘醇失效原因分析及回收研究.天然气工业,2006年9月.

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