关于气田集气处理站磁翻板液位计外输气水露点工艺的优化方案解析

 

0 引言

松南气田已经平稳运行 9 年多，随着运行年限增加，气田开发生产状况发生了较大的变化，加之部分设备的运行参数变化等问题，松南气田磁翻板液位计处理脱水系统逐渐暴露出多方面的不适应性，本文系统的分析了松南气田磁翻板液位计处理系统存在影响外输气水露点的问题和矛盾，并加以研究解决。

 

1 工程及生产现状

松南气田集气处理站自 2009 年投产，保持平稳、连续运行，进站原料天然气基本维持在 200~260×10 4  Nm 3 /d，压力约为 7.2~7.4 MPa，进站温度较初期投产约高 20 ℃左右，目前约 45~50 ℃ ；脱碳、脱水系统运行压力约为 6.7 MPa，其中脱碳装置净化气出口温度较设计点高约 25 ℃，约为 55~60 ℃ ；外输天然气温度较高，约 50 ℃，外输压力夏季较高，约为 5~5.5 MPa，冬季约为 2~2.5 MPa，经过处理的天然气二氧化碳含量及含水量绝大多数时间符合《天然气》（GB 17820-2012）中二类气标准。

 

2 外输气水露点影响因素分析

建立数学模型分析天然气温度、压力、三甘醇浓度、三甘醇循环量、汽提气量对脱水效果的影响，通过数学模型判断各个因素对水露点的影响趋势，进而判断磁翻板液位计导致外输气水露点的产生波动的问题所在。

 

2.1 建立数学模型，模拟脱水工艺流程

通过建立模型分别分析净化气水露点对天然气温度、压力、三甘醇循环量、汽提气量变化的敏感性。结合现状的运行压力及预测的 2022 磁翻板液位计降压运行的趋势，选取 8 MPa、7 MPa、6 MPa、5 MPa、4 MPa等压力点进行分析，结合天然气进脱水系统的温度变化，对 30 ℃、40 ℃、50 ℃、60 ℃进行分析。

 

2.2 工艺参数对脱水处理效果的影响分析

2.2.1 天然气温度变化对净化气水露点的敏感性分析

模拟条件 ：三甘醇浓度一定，汽提气量 = 无，三甘醇循环量 =1.7 m 3 /h。

分别模拟不同压力下温度对天然气水露点的影响，随着天然气温度的升高，净化气水露点逐渐升高，几乎成正比例关系。因此脱水后天然气水露点与进塔天然气温度密切相关，对温度的敏感性较强。

 

2.2.2 天然气压力变化对净化气水露点的敏感性分析

低温下物理吸收速率较慢，进气压力降低会增加水汽含量，但气速增加提高了传质过程气液相湍动程度，促进了水分的吸收。高温下，一方面随压力降低水汽含量增加，另一方面温度的升高使吸附平衡向左移动，降低了吸收效果。总体上三甘醇脱水过程对压力的敏感性较弱。

 

2.2.3 汽提气量变化对净化气水露点的敏感性分析

40 ℃时，净化气水露点随汽提气量的增加而显著降低，在 50 ℃和 60 ℃时，净化气水露点基本不受汽提气量的影响。主要原因为在天然气进气温度较高时，汽提提升的三甘醇浓度不再是影响水露点的主要因素，反而净化气的温度成为制约水露点的主要因素。

 

2.2.4 三甘醇循环量变化对净化气水露点的敏感性分析

在不同工况下应采用不同的三甘醇循环量，以满足天然气水露点降的要求，三甘醇循环量取决于被处理天然气中的含水量。在净化天然气气量、温度、压力相同时，净化气的水露点随三甘醇的循环量增大而降低。脱水后天然气水露点与三甘醇的循环量密切相关，对其的敏感性较强。

 

2.3 工艺参数对脱水处理效果的影响分析总结

通过脱水模型模拟和计算，分析了工艺参数变化对外输气水露点的影响，得出的主要结论如下 ：

（1）随着天然气温度的升高，外输气水露点逐渐升高，几乎成正比例关系。

（2）在三甘醇磁翻板液位计一般运行压力 6.4~6.7 MPa范围内，天然气进吸收塔温度低于 40 ℃时，仅通过重沸器再生的三甘醇贫液浓度可以满足外输天然气水露点要求。当天然气温度超过 40℃时，若要使外输天然气水露点达标，需投用汽提流程。因此，天然气进吸收塔的温度不宜超过 40 ℃。

（3）三甘醇的浓度、循环量与外输气水露点在甘醇露点降区间内成正比关系，即三甘醇的浓度越高、循环量越大，外输气水露点温度越低。

因此判断影响外输气水露点的主要因素为 ：脱碳系统湿净化气冷却器天然气出口温度、三甘醇浓度、三甘醇循环量。

 

3 存在的问题及分析

3.1 脱碳系统湿净化气冷却器换热效率低

由于湿净化气冷却器结垢（且为固定板式换热器，清洗不便）导致换热效果不理想，冷却后温度（54~60 ℃）远高于适宜的三甘醇脱水操作温度（25~35 ℃）。

3.2 三甘醇溶液循环泵效率下降，不能达到额定泵次

磁翻板液位计三甘醇溶液循环泵采用的是 45015PV 型KIMRAY 泵，1 用 1 备，设计zui大排量为 1.7 m 3 /d，额定zui大频次为 27 次 /min。该泵于 2009 年投产，仅于2017 年检修，连续生产运行约 9 年。

目前东西两列磁翻板液位计 K 泵运行频次均逐渐降低，zui大的频次分别为 15 次 /min、16 次 /min，根据理论计算 K 泵排量应为 960 L/h 左右，目前泵次造成三甘醇未达到zui大循环量，影响出塔干气水露点。

通过分析，初步判断是泵的阻力过大造成泵运行频次越来越低 ：已建的 K 泵在 2017 年之前未进行定期检修，机械部件运转可能存在故障，致使目前无法达到zui大泵次的情况出现 ；另外如果三甘醇溶液中固体颗粒较多，造成 K 泵活塞结垢堵塞，摩擦力过大，也会造成K 泵运行频次降低，排量下降。

3.3 贫液三甘醇浓度偏低，导致脱水效果差

通过对东、西两列三甘醇取样化验，发现在用三甘醇浓度约为 63.98%~88.49%，而新购置的三甘醇浓度约为 99.5%，甘醇浓度已经远远低于标准值。2018 年 6 月底再次化验分析在用三甘醇质量。分析结果为西列三甘醇贫液质量浓度约 81.37%，含水 1%；东列三甘醇贫液质量浓度约 71.47%，含水 12.2%目前浓度下，受三甘醇平衡水露点的影响，即使循环量再高，脱水效果基本无法保证。

导致三甘醇贫液浓度较低的原因分析 ：（1）脱碳系统来气温度高，天然气中的水和 MDEA 溶液也会随之增高，较设计值高约 20 ℃，携带较多的 MDEA 溶液，由于 MDEA 溶液与甘醇互溶，其沸点又高于甘醇，随着生产时间的增加导致三甘醇浓度逐渐减低。（2）若重沸器的火管表面出现结焦，其热流会发生改变，致使部分区域的热流密度超过31 kW/m 2 ，火管温度超过221 ℃，导致三甘醇溶液发生裂解。

 

3.4 贫富液换热器（固定板式）换热效果差

经过贫富液换热器换热后，东西两列装置贫液温度分别为 87 ℃、104 ℃，富液温度为 89 ℃，与较为合理的操作温度（换热后贫液温度低于 60 ℃，富液温度130~150 ℃）偏差较大，表明三甘醇贫富液换热器可能存在结垢、堵塞现象。

贫液温度的增高也提升吸收塔的吸收温度，在三甘醇溶液浓度、吸收压力一定的条件下，吸收温度越高，脱水效果越差。

 

4 结语

（1）更换 2 台湿净化气冷却器，降低进入脱水系统的天然气温度，选用形式为 U 型管式换热器。

（2）更换三甘醇贫液循环泵，更换后应定期对三甘醇循环泵进行检修维护和保养，清除污垢及杂质，提高运行效率。

（3）更换三甘醇贫富液换热器，改善换热效果 ；并对已损坏的三甘醇贫富液换热器进出口温度计、产品气分离器液位计进行更换。

（4）对磁翻板液位计内的三甘醇溶液进行整体更换。

（5）对清洗重沸器进行拆解检修，清洗内部结焦物质，校验温控系统仪表，生产时控制重沸器的温度为198~200 ℃，管壁温度不应超过 221 ℃。