储气库三甘醇脱水装置大型化技术研究

刘岩

大庆油田有限责任公司大兴安岭分公司

受季节用气峰谷差、用户种类和用量等因素影响，天然气的消耗量存在很大的不均衡性，需要对天然气的供需平衡进行调节。地下储气库作为一种储存天然气的方法，主要用于调节下游用户用气过程中的不均衡性，以保证用气高峰的用气量，缓解气荒，具有库容大、安全系数高、经济效益好等诸多优点[1-2]。

储气库采出天然气含有一定的游离水或饱和水。当采出气体温度低于其露点温度时，会有水合物生成，引起管道、阀门堵塞，影响平稳供气。因此储气库集注站需控制天然气水露点，需在集注站内配套天然气脱水装置以保证天然气长输管道系统安全供气。

目前，天然气脱水净化技术一般包括制冷分离法、溶剂吸收法、固体吸附剂吸附法、化学反应法和膜分离法等[3-4]。溶剂吸收法中常采用甘醇类物质作为吸收剂，在甘醇的分子结构中含有醚键和羟基，上述集团均能与水分子形成氢键，对水的亲和力极强，具有很好的脱水效果[5]。甘醇脱水过程一般都是连续的，其典型的工艺流程是三甘醇脱水。

三甘醇脱水工艺主要包括天然气脱水和三甘醇溶液再生两大部分。湿天然气经分离器后进入吸收塔底部，与塔顶注入的贫三甘醇溶液逆流接触而脱除水分，脱水后的天然气由塔顶排出。吸收塔底部排出的富三甘醇溶液经换热器升温后进入闪蒸罐，尽可能闪蒸出其中所溶的烃类，闪蒸气可以用作燃料气。闪蒸后的富液进入再生塔，再生好的贫液经冷却后返回吸收塔[6]。

三甘醇脱水成套设备主要是由脱水系统和再生系统构成，脱水过程的核心设备是吸收塔。天然气脱水发生在吸收塔内，三甘醇富液的再生在再生塔内完成[7-8]。

随着大库容储气库项目的不断建设，注采气量不断攀升，对采出气天然气脱水设备大型化的需求越来越多。使用大型化的单元设备与较小的单元设备相比，由于制造成本、占地面积、管线阀门等诸多因素的影响具有明显的综合经济效益。本文通过对国内某储气库三甘醇脱水装置大型化设计的方案对比，探讨大型地下储气库采出天然气三甘醇脱水技术。

1 大型三甘醇脱水装置的建设情况

随着设备大型化的不断深入，三甘醇脱水装置的吸收塔塔径和壁厚不断增加，主材供应、卷板、焊接、无损检测、热处理和运输的难度增加；另外，装置规模的增加也导致三甘醇再生系统负荷不断增加，对采用直火加热三甘醇的再生方式影响较大。

目前，国内投产三甘醇脱水装置的设计压力普遍在10 MPa 及以下，高压设备仅有中海油某作业区的1 套脱水装置，处理规模为570×104m3/d，设计压力为15.5 MPa。三甘醇脱水装置的处理规模普遍在600×104m3/d及以下，仅有华北某储气库建设了1 000×104m3/d的三甘醇脱水装置，设计压力为10.5 MPa。另外，土耳其某储气库也投产了1 800×104m3/d三甘醇脱水装置，设计压力8.6 MPa。目前国内外典型三甘醇脱水装置的建设情况见表1。

表1 国内外典型三甘醇脱水装置的建设情况Tab.1 Construction status of typical triethylene glycol dehydration units at home and abroad

由于三甘醇脱水装置大型化设计比较难，以天然气处理量为1 100×104m3/d建设规模为例，进行三甘醇脱水装置大型化相关的技术研究和探讨，论证三甘醇脱水装置大型化的可行性。本次设计规模为国内最大。

2 三甘醇脱水工艺简介

2.1 脱水流程

本次设计中，三甘醇脱水采用SY/T 0076—2008《天然气脱水设计规范》，使脱水后的天然气满足干气外输的要求，并符合GB 17820—2018中一类气标准的相关规定。

三甘醇脱水装置的工艺流程为湿天然气进入吸收塔下部的气液分离腔，分离掉可能进入吸收塔中的游离液体。湿天然气在吸收塔的上升过程中，经过填料层，与从塔上部进入的贫三甘醇充分接触，气液传质交换，脱除掉天然气中的水分后，经塔顶捕雾丝网除去大于5 μm 的甘醇液滴后由塔顶部出塔。

干天然气出塔后，经过套管式气液换热器与进塔前热贫甘醇换热，降低贫三甘醇进塔温度，换热后经自力式气动薄膜调节阀调节控制吸收塔运行压力，然后至外输气管网。

贫三甘醇由塔上部进入吸收塔，由上而下经过塔盘，吸收天然气中的水分。吸收水分的富甘醇与部分高压天然气的气液混合物经过过滤器进入甘醇循环泵。

2.2 再生流程

富甘醇进三甘醇再生塔塔顶盘管，被塔顶蒸汽加热至40～60 ℃后进入闪蒸罐，闪蒸出气体后进入三甘醇再生塔，通过提馏段、精馏段、塔顶回流及塔底重沸的综合作用，使富甘醇中的水分及很小部分烃类分离出塔。塔底重沸温度为198 ℃，三甘醇质量百分比浓度可达98.5%～99.0%。

2.3 尾气回收流程

三甘醇再生塔精馏柱产生的尾气先经空冷降温至约40 ℃后进入到分液罐分离出液态水，经分离后的尾气通过水泵增压引射至3～5 kPa 进入到再生釜燃烧器与燃料气一同燃烧，达到尾气零排放。三甘醇脱水装置具体流程见图1。

3 大型储气库三甘醇脱水方案

3.1 装置的操作规模与适应性确定

储气库在运行过程中一般均需通过多个周期的注采才能达容达产，大型储气库脱水装置建设的难点是操作弹性范围比较宽。在储气库投产初期很难达容达产，所有装置均需在低负荷率下运行，因此本工程选用填料塔，也可以在较低负荷下稳定运行。考虑到该储气库最终达容的容量，天然气处理量需要达到1 100×104m3/d，属于大型储气库的规模。针对这种情况，对建设初期的装置规模进行了适应性的匹配比选。

以某储气库项目为例，该工程的三甘醇脱水装置主要应用于采气调峰工况，操作温度为20～30 ℃；操作压力为8～12.7 MPa，设计压力13.5 MPa；产品气水露点要求为-15 ℃；设备操作弹性：30%～120%；尾气处理要求：为满足环保要求，尾气零排放。该工程三甘醇脱水装置处理天然气的气质组成见表2。

表2 采出天然气气质组成Tab.2 Gas quality composition of produced natural gas摩尔分数/%

针对方案一1 300×104m3/d三甘醇脱水装置和方案二1 100×104m3/d三甘醇脱水装置，在该项目一期工程每年月度运行工况进行了计算，结果见表3。

表3 不同脱水方案运行工况Tab.3 Operating conditions of different dehydration schemes

由表3 可知，建设初期第1 年属于建设运维调试期，除3 月以外，方案二装置负荷率最低为27%，该年装置平均负荷率为44%；到建设投产后第4年，方案二装置平均负荷率达到68%；到建设投产后第5年，方案二各月装置负荷率均在操作弹性范围内，且平均负荷率为83%，使储气库初期建设大型装置的适应性更强；当储气库达容达产时，最终处理规模为1 100×104m3/d，装置负荷率达到100%，从初期建设到末期达产装置的负荷率均满足操作弹性30%～120%。

方案一1 300×104m3/d三甘醇脱水装置可适应最小采气量为390×104m3/d，可适应最大采气量为1 560×104m3/d；方案二1 100×104m3/d 三甘醇脱水装置可适应最小采气量为330×104m3/d，可适应最大采气量为1 320×104m3/d。

根据上述对比结果，可以得出方案二与方案一相比具有明显更高的运行负荷率和更低的能耗，且装置负荷率低，能耗就会显著增加。在工作气量较小的工况下，方案二可以适应各个年份多数月份的调峰需求，且生产负荷率较高。因此，本次选择三甘醇脱水装置规模为1 100×104m3/d。

3.2 关键设备选择

3.2.1 吸收塔结构形式

选用填料塔的形式，具体塔的结构见图2。塔顶设置一级管式分布器和二级槽式分布器，二级槽式分布器以下配置4 m 高效不锈钢板波纹规整填料。填料底部分别设置升气管隔板、丝网除沫器和加热盘管。

图2 吸收塔结构示意图Fig.2 Schematic diagram of absorption tower structure

3.2.2 设备制造难点

三甘醇脱水大型成套设备压力容器的设计、制造、检验及验收执行GB/T 150—2011 《压力容器》和TSG21—2016《固定式压力容器安全技术监察规程》以及其他相关标准的规定。在设备制造上，主材供应、焊接、卷板、热处理是大型化设备的难点，也是突破口。

在该工程中主体材料为不锈钢-钢复合板S31603+Q345R，B1 级，执行标准NB/T47002.1—2019。

焊接时，先焊接基层内侧，清根后再焊接外侧，保证焊缝的致密性和全焊透，最后对基层内侧的焊缝打磨平滑，对基层内侧待堆焊面进行磁粉探伤检测，确认待堆焊表面无任何缺陷，在按过渡层和复层选用不同的焊材堆焊内壁不锈钢部分，以保证壳体焊缝内壁的耐腐蚀性能。

卷板机用预弯模会造成材料的浪费，而且多次来回滚压会造成复层与基层的剥离、分层，甚至导致设备在运行过程中产生气包。针对上述情况，设计专用模具，采用油压机利用专用模具进行压头，从而避免了剥离或分层现象的产生，更好地保证了卷板的质量。该工程规模为1 100×104m3/d三甘醇吸收塔所需双金属复合板可顺利完成卷板。

设备进行整体焊后热处理。当容器基层进行焊后热处理时，按基层要求选择热处理加热温度，其他参数按不锈钢复合钢板总厚度进行计算。

通过上述可知，主要非标设备的主材供应、卷板、焊接、无损检测、热处理、运输和涂装工艺为可靠的技术路线，国内现有的设备和技术力量能够满足制造要求。但是由于规模为1 300×104m3/d脱水装置吸收塔塔径及壁厚大，会显著增加设备卷板、热处理、焊接、无损检测和运输实施难度及制造风险。

两种脱水规模主要设备参数对比情况见表4。

表4 脱水方案主要设备参数对比Tab.4 Comparison of main equipment parameters for dehydration schemes

3.3 再生加热方案

三甘醇脱水大型装置加热负荷比较高的再生系统通常采用导热油的加热方式，加热均匀可避免再生系统结焦[9-10]；加热负荷比较低的再生系统通常采用火筒直接加热的方式，结构简单、占地面积小。采用导热油加热方案会导致三甘醇脱水装置占地面积加大（需独立成橇），项目投资明显增加。采用火筒直接加热方式，工艺简单、成熟可靠、集成化程度高、项目投资低。

经核算，方案一1 300×104m3/d三甘醇脱水装置的再生系统配置加热总负荷为1.2 MW，方案二1 100×104m3/d 三甘醇脱水装置的加热负荷为0.8 MW。由于加热负荷较大，重沸器换热面积大，方案一再生系统采用导热油加热的方式，不利于尾气回收，尾气需进入焚烧炉焚烧。再生系统采用釜式再沸器，管程为导热油，壳程为三甘醇溶液，上部留有足够的气相空间，供水蒸气和甘醇液滴实现气液分离。导热油炉采用正压燃烧器，结构形式为热辐射式管式加热炉，热效率高。导热油炉燃烧器根据甘醇出口温度决定了重沸器是否启动加热装置，无法连续燃烧；而重沸器不凝结的尾气连续产生。因此该方案的尾气经分离后需要增压至10～15 kPa 后与干燃料气汇合，经甘醇缓冲罐加热后去导热油橇燃烧器燃烧。采用导热油加热方案会导致三甘醇脱水装置占地面积（需独立成橇）和投资明显增加。

考虑到整个装置的投资，在热负荷允许的情况下，方案二可以采用火筒直接加热式重沸器（1.5 m×6 m），尾气回收水引射增压的尾气直接进入重沸器的火管，在3～5 kPa 的压力下直接燃烧，配风来自燃烧器的二次风门，工艺简单，成熟可靠。

针对本工程所列出的工艺参数，为适应市场调峰需求、降低前期投资、保证安全建设及生产，再生加热建议采用方案二，即脱水装置规模选用1 100×104m3/d的三甘醇脱水装置，满足采气调峰需要。两种方案的工艺流程基本相同，其中吸收和再生部分流程技术成熟可靠，尾气回收流程装置近年来在大庆地区有多套成功运行案例，能够满足工程环保要求。

4 结论

目前，三甘醇脱水工艺广泛应用于盐穴型、干气气藏型储气库地面工程中。根据上述比选得出结论：

（1）根据储气库建设期间不同产气量，需合理确定大型储气库三甘醇脱水装置处理规模，以确保其在不同的产气量情况下装置能够平稳操作。

（2）对于三甘醇脱水装置大型关键设备吸收塔，合理确定塔径及壁厚，减少在设备制造、主材供应、卷板、焊接、无损检测、热处理、设备运输方面的投资。

（3）选用成熟可靠的加热技术，减少工程投资。

（4）在三甘醇脱水装置大型化设计规模比选时，技术经济对比建议从能耗、碳排放、装置适应性（负荷率）几个方面综合进行对比。