天然气脱水

第五节天然气脱水工艺设计一、海上天然气脱水的目的和标准油田伴生气和气田气统称天然气，是很好的天然能源和化工燃料。天然气作为燃料时，其优点是其燃烧充分、热值高、清洁环保、输送方便等；同时，天然气还可以作为尿素、聚乙烯、聚丙烯、甲醇等化工产品的生产原料。未经处理的天然气通常都含有饱和的水蒸气，有些气田天然气中还含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体，有些气田的天然气也含有氮气。由于用户使用或运输的要求，有时天然气在达到最终用户之前需要进行脱水、脱酸气或脱氮处理，本节的内容主要针对海上天然气脱水处理。绝大部分海上油田所生产天然气，除供本油田（平台）的电站、热站使用后，余下的天然气量很小，不值得再利用，通常通过火炬放空；部分气油比较高的海上油田，除油田（平台）自身用气外，还有较大量的剩余天然气，剩余天然气可通过短距离的海底管道，输送到邻近油田或平台，作为电站、热站的燃料气使用。上述的两类天然气，通常不需要脱水处理，仅通过简单的燃料气处理系统的分液、过滤，即能满足电站、热站对燃料的需求和短距离输送的需要。对于海上气田或油/气田所产天然气，通常是要通过长距离海底管线输送到陆上终端处理厂，在处理厂经过进一步处理后，输往城市燃气、电站、化工厂等最终天然气用户。若天然气中含有水蒸气，不仅减少了长输管线的输送能力，而且当输送压力和环境条件变化时，水蒸气有可能从天然气中析出，形成液态水，由于输气管线的操作压力一般较高，在高压、低温情况下有可能形成水合物而导致管道堵塞；当天然气中含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体时，液态水的出现，会引起对管道、设备的腐蚀。基于以上原因，对海上气田或油气田所产的天然气，若需要通过长距离管线输送，则需要在海上进行脱水处理，以防止输送过程中水合物的形成和酸性气体对管道的腐蚀。根据《天然气脱水设计规范》（SY/T0076-2003）规定，天然气脱水深度的确定应符合下列要求：满足用户要求；管输天然气水露点在起点输送压力下，应比输送条件下最低环境温度低5℃；对天然气凝液回收装置，水露点应比最低制冷温度至少低5℃。二、天然气含水量1、天然气含水量一定条件下天然气与液态水达到平衡时天然气的含水量称为天然气的饱和含水量，以g/m3为单位。天然气中饱和含水量取决于天然气温度、压力和气体组成等条件，且气体组成的影响随压力的增加而增大。每立方米天然气所含水汽的克数，称为天然气的绝对湿度。在给定条件下，天然气的相对湿度φ可按下式计算。see（2-3-19）式中es——天然气的绝对湿度，g/m3e——天然气的饱和含水量，g/m3天然气的含水量也可以用天然气的水露点表示，在一定压力下同天然气饱和含水量es相对应的温度称为天然气的水露点，简称露点。天然气的露点温度，是在一定压力下天然气中的水蒸气开始冷凝结露的温度。图2-3-40不同温度和压力下天然气的饱和含水量图，也称天然气的露点图。此图的误差在4%左右，可满足一般工程设计的需要，图中虚线是水合物生成线。温度低于水合物生成温度时，是气体和水合物之间的平衡；温度高于水合物生成温度时，是水蒸气和液态水之间的平衡。图2-3-40的曲线是按天然气相对密度为0.60，与纯水接触条件下绘制的。对于相对密度为S的天然气或与盐水接触的天然气，都应作修正。图2-3-40天然气的饱和含水量图图2-3-40的温度范围较窄，低温仅到-50℃，若求温度温度低于-50℃的天然气的饱和含水量，可采用图2-3-41，该图最低温度可达-95.5℃，最高压力为4138kPaA。如果压力高于4138kPaA，求在某温度下的天然气饱和含水量，可近似的采用下述方法，即在该图上查取该温度下，压力为689.6kPaA、1379kPaA、2758.6kPaA、4138kPaA时的饱和含水量，在半对数坐标纸上画曲线，外推求得制定压力下的含水量。同样，求温度低于-95.5℃的天然气含水量，也可采用类似的方法。图2-3-41天然气含水量图在压力低于2100kPa时，酸性气体如CO2和H2S等的含水量与烃类气体的含水量相同，可用图2-3-40查算。当压力高于2100kPa时，可用下式估算含酸性气体的气体饱和含水量：SHSHCOCOHCHCHWyWyWyW222220（2-3-20）OHW2-混合气体在标准状况下（15℃、101.325kPaA）的含水量，mg/m3HCy-烃类气体的摩尔百分含量HCW-烃类气体的饱和含水量，mg/m32COy-混合气体中CO2的摩尔百分含量2COW-CO2的含水量，mg/m3SHy2-混合气体中H2S的摩尔百分含量SHW2-H2S的含水量，mg/m3其中，2COW、SHW2可通过查图2-3-42、图2-3-43获得。图2-3-42用于CO2的水分含量图2-3-43用于H2S的水分含量在一定温度和压力条件下，天然气中某些气体组分能和液态水形成水合物。天然气脱水，就是脱除天然气中的水蒸气，使其露点达到一定的要求，以避免在管输过程中出现液态游离水。有关水合物的特性、生成条件、预测方法及防止水合物生成的方法请参见第二篇第四章第二节有关内容。三、天然气脱水的工艺方法1.天然气脱水工艺方法概述天然气脱水的方法有低温脱水法、吸收法和吸附法等。低温脱水法主要包括注入甲醇、乙二醇或二甘醇等水合物抑制剂、空冷法脱水、冷剂制冷脱水和膨胀法脱水。此处不做详细介绍，具体参见SY/T0076《天然气脱水设计规范》。吸收法是根据吸收原理，采用一种亲水液体与天然气逆向接触，从而脱除气体中的水蒸气。用来脱水的亲水液体称为脱水吸收剂，它应对天然气中的水蒸气有很强的亲合能力，热稳定性好，脱水时不会发生化学反应，易再生，蒸汽压低，粘度小，对天然气和液烃的溶解度较低，不易起泡和乳化，对设备无腐蚀，同时还应价格低廉，容易得到。目前广泛采用的脱水吸收剂是甘醇类化合物，甘醇吸收法在目前天然气工业中使用较为普遍，多用于保证天然气在输送过程中不形成水合物而需要对气体脱水的情况。吸附法脱水是根据吸附原理，选择某些多孔性固体吸附天然气中的水蒸气，吸附水蒸气的固体称为吸附剂。吸附法主要用于后续流程中有深冷装置（深冷分离法回收轻烃、深冷法脱氮），必须保证含水量达1ppm以下的天然气脱水，通常用分子筛作为吸附剂。以下是甘醇吸收法脱水和分子筛吸附脱水的优缺点对比，以供选择脱水工艺时参考。甘醇吸收法脱水的优点：能耗小、连续操作、操作费用低；补充甘醇比较容易；可成撬，占地面积小、造价低、预制化程度高，适于海上平台脱水使用，运输与安装较方便。三甘醇循环使用，使用寿命长，损失量小，成本低，降低操作费。甘醇吸收法脱水的缺点：露点降相对较小，不能满足深冷分离法回收轻烃的脱水要求；原料气清洁度要求较高，通常进入脱水塔前需要过滤，若有轻质油进入脱水塔，易导致起泡，破坏吸收；三甘醇受污染或分解后具有腐蚀性；吸收塔的内部结构要求严格。分子筛吸附脱水的优点：露点降大，脱水后天然气含水量可低于1ppm，露点温度可达-70℃以下，能够满足深冷分离的要求；对进料气的温度、压力、流量变化不敏感，操作弹性较大；无严重的腐蚀及起泡现象；操作简单、占地面积小。分子筛吸附脱水的缺点：需要两个或两个以上的吸附塔切换操作，尤其对于大处理量的装置，设备投资大，操作费较高；气体压力降较大，大于三甘醇脱水法；吸附剂在使用中可产生机械性破碎，使用寿命短，增加了操作成本；再生能耗较高，低处理量时更明显。两种脱水工艺方法的选择，主要由对脱水后干气的露点的要求而定，但也要综合考虑处理规模、脱水场地等因素，通过全面的经济技术比较而选择最佳的脱水方法。而对于浅冷分离回收轻烃，两种脱水方法都可以满足其脱水要求，具体使用那种方法，应该根据具体情况作技术经济比较。海上平台广泛使用的天然气脱水工艺是三甘醇脱水法，其露点降（气体在进塔压力温度下，湿饱和天然气的露点温度与出塔干气在出塔温度压力下的露点温度之差）可达33-47℃。2.甘醇吸收法脱水工艺1）概述吸收就是气相中的溶质（水蒸汽）传递到液相的过程，是相际间的传质。溶质首先从气相主体传到两相界面，通过界面再传到液相之中。溶于液体中的气体，作为溶质，必然产生一定的分压，分压大小表示溶质回到气相的能力。当溶质的分压与气相中该组分的分压相等时，气液达到平衡，溶解过程终止。气体吸收的推动力是溶质在气相主体中的分压与它在溶液中所产生的分压之差，平衡时，差值为零。甘醇的物理性质见表2-3-26，工业甘醇规格见表2-3-27。表2-3-26甘醇的物理性质性质二甘醇三甘醇分子量106.1150.2冰点，℃-8.3-7.2闪点（开口），℃143.3165.8沸点（101.325kPa），℃245287.4相对密度，2020d1.11841.1254与水的溶解度，（20℃）完全互溶完全互溶绝对粘度(20℃)，mPa•s35.747.8比热（15.6℃）,kJ/(kg•°K)2.06表面张力（25℃），N/m0.045临界压力，kPa3304.6临界温度，℃442.2理论热分解温度，℃164.4206.7实际使用再生温度，℃149~163177~197表2-3-27工业甘醇规格名称二甘醇三甘醇相对密度，2020d1.117~1.1201.1222~1.1270沸程,℃235~255275~300最大酸值(乙酸),%(质量)0.020.02最大含水量(乙酸),%(质量)0.30.3最大灰分,g/100ml0.10.1最大色度（ρt-co标度）1550臭味中等中等悬浮物无无一般说来，用作天然气脱水吸收剂的物质应对天然气有高的脱水深度，对化学反应和热作用稳定，容易再生，蒸汽压低，粘度小，对天然气和烃类液体的溶解度小，对设备无腐蚀等性质，同时还应价廉易得。甘醇溶液能较好满足这些要求。在初期，通常使用二甘醇，由于再生温度的限制，其贫液浓度一般为95%左右，露点降约为25～30℃。50年代开始，由于三甘醇再生贫液浓度可达98～99%，露点降通常为33～47℃,甚至更高，因而三甘醇逐渐取代二甘醇，是目前主要的吸收剂。与二甘醇相比，其优点如下：沸点较高，可达287.4℃，比二甘醇约高30℃，可在较高的温度下再生，贫液浓度可达98～99%以上，因而露点降比二甘醇多8～22℃左右。蒸汽压较低，27℃时，仅为二甘醇的20%,因而携带损失小。热力学性质稳定，理论分解温度为207℃，比二甘醇高40℃。脱水操作费用较低。2）三甘醇脱水的工艺流程描述图2-3-44是三甘醇脱水工艺的典型流程，该装置主要由甘醇吸收和再生两部分组成。图2-3-44三甘醇脱水工艺的典型流程由于进入吸收塔的气体中不允许含有游离的水和烃液、化学药剂、压缩机润滑油、泥沙等杂质，因此湿气先经过入口气涤器以除去气体中携带的液体和固体杂质。如果气相中杂质过多，还需要采用过滤分离器。图中所示的吸收塔为板式塔，通常选用泡罩塔板或浮阀塔板。原料气进入吸收塔后，在吸收塔内自下而上流经各塔板，与自塔顶流下的贫甘醇液逆流接触时，甘醇液吸收天然气中的水汽。脱水后的天然气（干气）自塔顶流出，进入气体/贫甘醇换热器以冷却进入吸收塔的贫甘醇，然后干气进入外输管道。吸收了水分的富甘醇液自塔底流出，与再生好的热贫甘醇换热后，进入闪蒸罐闪蒸出富甘醇液中溶解的烃类组分，再经过滤除去从吸收塔中吸收与携带过来的少量固体、烃液、化学药剂及其他杂质。这些杂质可能引起甘醇溶液起泡、堵塞再生系统的精馏柱（通常是填料柱）、使重沸器的火管结垢。过滤后的富甘醇经贫/富甘醇换热器预热后，进入重沸器上部的精馏柱并向下流入重沸器内。向下流动过程中与由重沸器内气化上升的热甘醇蒸汽和水蒸气接触，进行传质传热。从富甘醇中气化出来的水蒸气，最终从精馏塔顶部排入大气。从精馏塔进入重沸器的富甘醇在重沸器内被加热到177℃~204℃，以充分脱除水蒸气，使甘醇提浓。重沸器的加热形式可以采用火管直接加热（以闪蒸气或干气作燃料），也可以使用热油或水蒸气间接加热，还可以采用电加热。再生好的热贫甘醇与自吸收塔底的富甘醇液换热后，流入贫甘醇缓冲罐，最后经甘醇泵增压后重新进入吸收塔顶部循环使用。三甘醇脱