页岩气增压生产模式下脱水装置适应性探讨

魏 云 张丽丽 韩淑怡 蒋志明 肖秋涛 李 萍 舒 琴

1. 中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;2. 荆楚理工学院化工与制药学院, 湖北 荆门 448000

0 前言

为缓解天然气供需矛盾,力争早日实现碳达峰、碳中和目标,国家大力提倡非常规能源页岩气的开发。四川川南地区为中国主要页岩气产区,2020年中国石油在四川盆地的页岩气年产量已突破100×108m3。

川南某页岩气区块随着开发的深入,气井压力不断降低,为了提高开采效率,保证区块产能建设,保障地区天然气供应,同时为了满足产品天然气外输管网压力要求,考虑在该区块某集气站现有脱水装置增设增压设施[1-4]。在此背景下,有必要对现有脱水装置运行情况与增压生产模式下运行的适应性进行评价分析[5-13]。

1 现有脱水装置设计参数及运行情况

天然气在管道输送过程中,随着压力和温度的变化,水蒸气容易形成水合物甚至凝结成冰,堵塞管道设备,影响天然气运输。因此，在天然气集输和加工方面,对天然气水含量的要求非常严格。天然气脱水，尤其是天然气集输过程中水蒸气的去除是天然气集输系统中的关键[14-18]。鉴于川南某页岩气区块页岩气一般不含有酸性组分,只需要对其进行脱水处理即可满足产品天然气管输要求。该区块某集气站现有脱水装置采用成熟的三甘醇(TEG)脱水工艺脱除天然气中的水分。TEG脱水装置主要由高压吸收装置和常压加热再生装置两部分组成[19]。TEG脱水工艺流程见图1。

图1 TEG脱水工艺流程图Fig.1 Process flow diagram of TEG dehydration

该站现有脱水装置设计处理量为150×104m3/d,操作压力为3.5～5.8 MPa,操作温度为20～35 ℃,TEG溶液循环量约为1 m3/h。详细运行参数见表1。

表1 现有脱水装置运行参数表

为准确分析进脱水装置天然气的气质条件变化对脱水效果的影响,本文利用HYSYS软件,使用Peng-Robinson模型,模拟天然气TEG脱水处理流程,对现有脱水装置的运行情况和增压工况下的运行情况进行评价分析。

2 增压生产模式下装置适应性分析

2.1 增压流程模拟

当井口原料天然气压力低于脱水装置最低操作压力3.5 MPa时,需要对原料天然气进行增压操作,以满足下游脱水装置稳定运行的要求。原料天然气经压缩机增压后温度升高,由于现场无循环水系统,采用空冷器冷却方式对原料天然气进行冷却,冷却后的气体进入脱水装置。当大气温度高于25 ℃时,经空冷器冷却后的原料天然气温度将高于脱水装置最高操作温度35 ℃。当压缩机组在夏季极端高温运行时,脱水装置天然气进口温度最高可达48 ℃左右。增压模拟流程见图2。

图2 增压模拟流程图Fig.2 Pressure boosting simulation flow diagram

原料天然气1与水掺混后经过分离器V-101分离,形成含饱和水的天然气。原料天然气1在1.7 MPa、30 ℃时开始增压至5.8 MPa。增压后天然气温度升高,经空冷器冷却至约48 ℃后进入后端脱水装置。

2.2 原料天然气水含量分析

通过HYSYS软件模拟发现,原料天然气中饱和水含量主要受温度、压力影响:温度升高,饱和水含量升高;压力降低,饱和水含量升高。

设计工况与增压工况原料天然气中饱和水含量见表2。

表2 设计工况与增压工况原料天然气饱和水含量表

由表2可知,由于气井压力降低,压缩机进口原料天然气中水含量升高。增压冷却至48 ℃后,原料天然气中水含量为108 kg/h,大于任何一种设计工况的原料天然气水含量。

2.3 产品气水露点影响分析

在原料天然气饱和水含量增加的情况下,基于设计工况模型,导入增压后的原料天然气参数。设计工况与增压工况产品气水露点模拟计算见表3，设计工况与增压工况产品气脱水率计算见表4。

表3 设计工况与增压工况产品气水露点模拟计算表

表4 设计工况与增压工况产品气脱水率计算表

由表3～4可知,脱水装置在设计工况下运行时,当上游原料气增压时,由于原料天然气温度升高,其水含量增加,造成产品气水露点控制难度增大。在设计工况1～4 TEG脱水负荷、露点降等限制指标下,造成产品气水含量增加,产品气水露点升高,TEG脱水率下降。此时,产品气水露点指标已无法满足下游外输要求。

如果要满足设计工况1～4中最低水露点要求(-6.76 ℃),则脱水装置需降产至114×104m3/d。

2.4 TEG吸收塔的适应性

TEG吸收塔作为天然气脱水装置的关键设备,其性能直接决定天然气脱水效果。该脱水装置TEG吸收塔采用泡罩塔,原料天然气自下而上通过每层泡罩塔板与自上而下流动的TEG在塔板接触传质[20]。

泡罩塔塔径计算公式:

(1)

式中:D′为初步塔径,m;Aa为鼓泡面积,m2。

鼓泡面积计算如下:

(2)

最小泡罩数计算如下:

(3)

式中:V为满负荷气量,m3/s;F为每个泡罩的齿缝总面积,m2;ρl、ρg分别为液相、气相密度,kg/m3;h为齿缝高度,m。

通过上述公式发现,吸收塔的尺寸及泡罩数主要由原料天然气处理量决定。增压工况下该脱水装置原料天然气处理量不变,TEG循环量不变,对现有吸收塔无影响。但由于进入吸收塔的原料天然气温度升高,塔顶产品气的温度也会相应升高,导致进入下游管输的产品气温度升高。

2.5 TEG重沸器的适应性

富TEG通过贫液精馏柱进入TEG重沸器,加热到约200 ℃,以蒸发其在吸收塔吸收的水分。该TEG重沸器为火管重沸器,通过燃烧天然气直接加热。

在保持现有TEG循环量、贫TEG质量浓度、汽提气量、再生温度等不变的情况下,对设计工况1～4以及增压工况5的TEG重沸器负荷进行模拟分析。设计工况与增压工况下TEG重沸器负荷计算见表5。

表5 设计工况与增压工况TEG重沸器负荷计算表

由表5可知,增压工况下TEG重沸器的负荷大于任何一种设计工况下TEG重沸器的负荷,且产品气水露点升高至7.24 ℃。增压工况下,由于原料天然气中饱和水含量升高,在维持设计工况TEG循环量、贫TEG质量浓度不变的情况下,贫TEG从TEG吸收塔脱除的水量增加，即出吸收塔的富TEG中水含量增加,进而使TEG重沸器的再生负荷增加。因此,增压工况下,在维持汽提气量、再生温度不变的情况下,设计工况下的TEG重沸器规格大小不能满足TEG再生负荷要求。

2.6 TEG贫富液换热器的适应性

在保持TEG循环量、贫TEG质量浓度等不变的情况下,对设计工况1～4以及增压工况5的TEG贫富液换热器进行模拟分析。设计工况与增压工况TEG贫富液换热器负荷计算见表6。

表6 设计工况与增压工况TEG贫富液换热器负荷计算表

由表6可知,增压工况下TEG贫富液换热器的负荷小于所有设计工况下TEG贫富液换热器的负荷。

增压工况下,由于进入脱水装置的原料天然气温度升高,TEG吸收塔底富TEG温度升高,从而使得TEG贫富液换热器的负荷降低。

同样,经过核算干气贫液换热器的负荷,增压工况5干气贫液换热器的负荷小于设计工况1～4干气贫液换热器的负荷。增压工况下,由于吸收塔出口产品气温度升高以及进入干气贫液换热器的贫TEG温度升高,使得干气贫液换热器的负荷未发生较大变化。

3 增压生产模式下脱水装置调控措施

针对上述增压生产模式下脱水装置出现的不适应性,考虑现有脱水装置改造的可操作性和经济性,以不进行脱水装置改造为前提,通过采取调控措施保证产品气水露点合格。

3.1 TEG重沸器的调节方式

维持TEG重沸器原设计负荷基本不变的情况下,降低TEG再生温度至185 ℃左右,提高汽提气量至15 m3/h,经过HYSYS模拟,此时产品气水露点为7 ℃,见表7。根据GB 17820—2018《天然气》5.1节产品气水露点“在天然气交接点的压力和温度条件下,天然气中应不存在液态水和液态烃”的要求,结合当地地温数据(地温值约25 ℃),该水露点满足产品气外输水露点要求。

表7 增压工况下TEG重沸器负荷不变时产品气水露点计算表

3.2 增加TEG循环量的调节方式

上游原料天然气系统压力降低造成进入脱水装置的原料天然气水含量增加,为了维持产品气水露点的指标要求,首要方法是增加TEG循环量。

但增加TEG循环量受限于TEG溶液预过滤器、活性炭过滤器、TEG溶液后过滤器以及TEG循环泵等设备的设计裕量。该脱水装置现有TEG过滤器和TEG循环泵的最大设计能力为1.5 m3/h。通过HYSYS模拟,增加TEG循环量产品气水露点计算见表8。

表8 增加TEG循环量产品气水露点计算表

由表8可知,增压工况下,TEG循环量为1.5 m3/h和1 m3/h时,产品气水露点并无明显变化。

3.3 增加汽提气量的调节方式

原料天然气中水含量增加时,除了改变TEG循环量的方法外,还可以在维持原TEG循环量不变的情况下,通过增加汽提气量，提高贫TEG质量浓度,改善产品天然气水露点。

同样采用HYSYS模拟,计算结果见表9。

表9 增加汽提气量产品气水露点计算结果表

由表9可知,增压工况7下,增加汽提气量,产品气水露点出现明显降低,达到1.11 ℃,但仍高于设计工况水露点,此时贫TEG质量浓度已较高。

4 结论与建议

增压生产模式下,进入脱水装置的原料天然气水含量增加,导致产品气水露点升高、脱水装置TEG重沸器等设备负荷增加等问题。单纯提高TEG循环量对降低产品气水露点作用的不显著,但若增加汽提气量，提高贫TEG质量浓度可显著降低产品气水露点。

同时,应根据不同季节地温值,产品气外输距离等条件,严格按照GB 17820—2018《天然气》对产品气水露点的要求,合理选择经济可行的产品气水露点技术指标,保障增压生产模式下脱水装置的正常运行。