天然气水、烃露点是气体管道输送的一项重要指标。GB 17820-2018《天然气》要求在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气中不应存在液体水和液态烃。GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》要求输气管道中天然气水露点应比最低环境温度低5 ℃，烃露点应低于最低环境温度。外输天然气中夹带水和液烃会形成段塞流和两相流，降低管输能力，甚至形成水合物[1-4]，影响管线安全输送，液烃的存在也会影响终端燃气透平的正常运行[5]。因此，需要对天然气露点进行严格控制。
天然气露点的一般变化规律是在管输过程中随着压力降低，露点逐渐降低。天然气中水露点遵循此规律[6]，但天然气烃露点往往存在反凝析现象[7-9]，即在一定的压力变化范围内，随着天然气压力降低，烃露点反而上升。由于存在反凝析现象，产品气在输送过程中，随着压力降低，露点升高，在环境温度较低(如冬季工况)下，可能析出凝液，影响管线安全输送，因此需用产品气相包络图进行输送过程中的露点校核[9]。
低温分离法作为常用天然气露点控制方法，因流程简单、投资和运行费用低，在国内气田项目中得到广泛应用[10-14]。该方法采用三甘醇吸收法预脱水，以防止低温下产生水合物[15]，其工艺流程如图 1所示。原料气首先进入三甘醇脱水系统，该系统为常用的三甘醇吸收+再生循环流程，脱水合格后的干气经低温气/气换热器(E-002)和低温气/液换热器(E-003)预冷后，由J-T阀进一步膨胀制冷，冷凝后的液烃和低温气经低温分离器(V-002)分离，低温气经E-002升温后，进入干气压缩机(C-100)增压，由海底管道输送至终端电厂，凝液经E-003换热后进入生产系统进一步回收。
采用HYSYS进行稳态工艺模拟，物性包选择p-R状态方程，输入参数如表 1和表 2所列。根据终端最低环境温度，确定交接点压力4 200 kPa下的烃露点为-1 ℃。由于p-R方程预测烃露点与实测量值有一定差距[16]，以及低温分离器实际脱除效率不能达到100%[6]，因此模拟时烃露点考虑5 ℃裕量。水露点需低于低温分离器操作温度，避免析出液态水后生成水合物[17]。经脱水后的天然气中会夹带少量的三甘醇，三甘醇使天然气水露点计算值偏高，因此，首先用Splitter将干气中的三甘醇进行分离，再用Calculator计算水露点。
天然气水露点和烃露点指标分别由三甘醇脱水和低温脱烃操作控制，根据项目运行经验，影响三甘醇脱水的主要因素有原料气压力和温度、三甘醇循环量、贫甘醇质量分数，而贫甘醇质量分数又受重沸器温度和汽提气流量影响。原料气压力在2 000~8 300 kPa变化时，对脱水效果影响大，高于8 300 kPa后，继续增大压力，干气水含量的降低幅度趋于平缓[18-19]，故压力对水露点的影响不予考虑。影响低温脱烃的主要因素有原料气压力、换热预冷温度(J-T阀前温度)和J-T阀后压力，通过设定Adjust调整J-T阀后压力，来满足交接点处烃露点要求，交接点处的干气组分通过Balance传递。使用HYSYS自带的Sensitivity分析工具，基于表 3中的基础工况进行关键参数敏感性分析。
维持表 3中其他参数不变，研究原料气入口温度在20~50 ℃下，对水含量和水露点的影响，如图 2所示。由于温度升高，原料气中饱和水含量升高，干气水含量和水露点随之升高，从43 ℃开始，水露点接近操作温度，J-T阀后有水相析出，管线和设备可能出现冰堵。因此，入口温度越低，越有利于水露点控制，但是较低的温度将使甘醇变得黏稠，导致塔盘压降和甘醇携带增大。SY/T 0602-2005《甘醇型天然气脱水装置规范》推荐天然气进塔温度为16~48 ℃。实际生产中原料气温度受气田开发模式、处理流程等因素限制，本项目采用衰竭式开发[20]，项目初期井口压力较高，原料气的压力/温度为10 750 kPa/25 ℃，直接进入三甘醇脱水系统，后期井口压力下降，为了稳定三甘醇塔入口压力，增设湿气压缩机及海水冷却器，冷却后温度稳定在40 ℃。
保持表 3中其他参数不变，研究三甘醇循环量为2~10 m3/h时，对干气水含量和水露点的影响，如图 3所示。当循环量为2~3.5 m3/h，甘醇脱水深度较低，J-T阀后有水析出；循环量为3.5~6 m3/h，干气水含量和水露点随着循环量增大逐渐减小，在6 m3/h达到最小值；循环量为6~10 m3/h，随着循环量增加，干气水含量和水露点又逐渐增大。由于随着循环量的增加，再生塔和汽提塔负荷增大，贫甘醇质量分数降低，反而降低了三甘醇脱水深度，因此推荐三甘醇循环量控制在4~6 m3/h。
保持表 3中其他参数不变，研究重沸器温度在170~204 ℃下，对干气水含量和水露点的影响，如图 4所示。由图 4可知，在170~190 ℃下，水露点接近操作温度，J-T阀后有水析出。此后，随着重沸器温度升高，干气水含量逐渐降低，水露点相应降低。但温度越高，重沸器和冷凝器能耗越大，高于204 ℃，三甘醇将会分解变质。因此，推荐重沸器温度控制在190~204 ℃。
保持表 3中其他参数不变，研究汽提气流量为15~450 m3时，对干气水含量和水露点的影响，如图 5所示。在汽提气流量小于200 m3/h时，水露点接近操作温度，J-T阀后有水相析出，此后，随着汽提气流量增加，干气水含量和水露点逐渐降低。增加汽提气流量，有利于提高贫甘醇纯度，降低水露点，但也会增大汽提负荷和再生塔热负荷，甘醇损失量也会增加。美国天然气加工者协会(GPSA)《气体加工工程数据手册》[21]推荐汽提气流量为15~75 m3/m3 (三甘醇)，因此，汽提气流量建议控制在200~375 m3/h。
J-T阀前温度受低温分离器操作温度和换热器(E-002)的最小换热温差限制。保持表 3中其他参数不变，研究J-T阀前温度在-5~-23 ℃下，对脱烃操作参数及干气烃露点、水露点的影响，见图 6。由图 6看出：随着J-T阀前温度降低，所需J-T阀压差减小，阀后压力升高，由于反凝析现象，烃露点(即低温分离器操作温度)反而降低；三甘醇脱水参数无变化，水露点维持在-24 ℃左右，在J-T阀前温度为-19 ℃时，水露点等于低温分离器操作温度，此时有水相析出，将产生水合物。考虑换热器换热温差限制，因此推荐J-T阀前温度控制在-10~-18 ℃。
保持表 3中其他参数不变，研究原料气压力在8 700~11 000 kPa下，对脱烃操作参数及干气烃、水露点的影响，如图 7所示。由图 7可看出：随着原料气压力升高，其饱和水含量下降，水露点降低，且始终低于烃露点2~5 ℃，因此不会产生水合物；随着压力升高，J-T阀后压力增加，由于反凝析现象，烃露点降低，J-T阀前后温差增大，所需J-T阀压差增大，在外输压力不变下，势必增加干气压缩机的压缩比，从而增加能耗。原料气压力同样受气田开发模式、处理设备等因素限制，在项目的中后期，井口压力逐步降低，考虑到三甘醇脱水塔的压力适应范围，增设湿气压缩机，原料气压力稳定在8 900 kPa。
由以上分析可知，多种工艺变量影响天然气烃露点和水露点，如何合理设置变量值使系统能耗达到最低，从而降低设备尺寸和投资费用，需要对设计变量进行优化选取。例如，J-T阀后温度越低，越有利于脱烃，但也会增加换热器功率和设备尺寸。
以烃露点、水露点要求为约束条件，以系统能耗最低为目标函数，选取操作参数(三甘醇循环量、重沸器温度、汽提气流量、J-T阀前温度)作为决策变量，利用HYSYS优化器进行工艺参数优化求解。系统能耗包括三甘醇再生能耗、压缩机和泵电机能耗等。
目标函数见式(1)：
式中：Emin为系统总能耗，kW；Ep为泵压缩机电机功率，kW；Ec为冷却装置总能耗，kW；Eh为加热装置总能耗，kW。
约束条件满足交接点处烃露点要求，考虑5 ℃裕量，水露点低于低温分离操作温度，见式(2)、式(3)。
式中：Thc为产品气烃露点，℃；Tw为产品气在低温分离器操作压力下的水露点，℃；TLTS为低温分离器操作温度，℃。
优化器选取Original模型，利用自带电子表格进行模型数据输入和计算，根据选定的决策变量、目标函数、约束条件进行逐一输入，选取Mixed方法进行参数优化。根据第3节分析结果，合理选取决策变量上下限，避免出现错误流程状况(如换热器温度交叉)，以实现快速收敛和减小误差。
优化器计算结果如表 4所列。由表 4可知，系统总能耗与优化前相比减少1 057 kW，此时，低温分离器温度为-19.1 ℃，干气水露点为-22.7 ℃，烃露点为-6 ℃。
露点控制合格后的产品气在海底管道(以下简称海管)输送过程中，压力不断降低，温度相应下降，同时海管与周围海水持续换热，图 8为冬季工况下海管沿程压力/温度曲线和产品气相包络图。海管从起输点开始，随着水深增加，海管温度不断降低，最低达4.3 ℃，高于临界凝析温度-4.9 ℃，此后，海管温度逐渐上升，到达终端后，海管出口温度达到14 ℃。在整个输送过程中，海管沿程压力/温度曲线始终在露点线右侧，说明产品气在管道输送过程中不会有凝液析出，始终以气相输送。同时，在临界凝析温度(-4.9 ℃)至临界凝析压力(8 092 kPa)的露点曲线上，随着压力升高，露点降低，即存在压力反凝析现象[7]，J-T阀后压力正好位于该区域内。
本研究利用HYSYS软件进行天然气露点影响因素敏感性分析，得出参数控制范围，利用优化器模型进行参数优化，得出以下结论：
(1) 在原料气压力8 900 kPa下，经过敏感性分析，得出工艺参数取值范围为：三甘醇循环量4~6 m3/h，重沸器温度190~204 ℃，汽提气流量200~375 m3/h，J-T阀前温度-10~-18 ℃。
(2) 经过优化器计算，得到最优化的工艺参数组合：三甘醇循环量4.2 m3/h，重沸器温度195.8 ℃，汽提气流量301 m3/h，J-T阀前温度-11.6 ℃，J-T阀后压力7 161 kPa，系统能耗相应降低1 057 kW。
(3) 利用相包络图进行产品气海底管道输送过程露点校核，证明该产品气在输送过程中不会析出凝液，满足GB 50251－2015的要求。
2021, Vol. 50 Issue (1): 52-57
2021, Vol. 50 Issue (1): 52-57