随着我国万亿级大气田的发现以及南海区域的开发，海上油气处理对天然气脱水的需求也越来越多。目前，天然气脱水技术尽管有J-T阀脱水、分子筛脱水等多种方式，但由于海上油气工况复杂，改扩建成本较高，考虑到经济性、稳定性和安全性等因素，三甘醇天然气脱水再生技术仍是目前海上天然气脱水的主流方式。
三甘醇脱水工艺已较为成熟，但国内外关于该技术的研究仍在不断深入，包括如何提高脱水深度[1-2]、开发重力机等高效脱水设备[3-4]、节能分析[5-6]、尾气回收[7]、特殊工况设计等方面[8]。其中，关于三甘醇运行状态的研究，Rahimpour等[9]提出调整脱水塔压力、贫甘醇含量等方式可以大幅降低干气水露点；王效东等[10]针对三甘醇损耗量进行了研究，并提出了优化方案；颜筱函等[11]提出采用粒子群算法开展天然气三甘醇脱水工艺参数优化；王飞等[12]利用HYSYS软件针对特定海上气田三甘醇脱水工艺进行分析研究，并提出了参数优化方案；马晨波等[13]提出了一种三甘醇脱水系统的调节方法。上述对三甘醇脱水再生装置的研究主要侧重于各操作参数对天然气运行效果的影响及优化，但针对三甘醇脱水再生装置故障分析的研究较少，虽然李旭成等[14]针对三甘醇运行过程中的常见故障进行了分析，但仅是定性分析；熊伟等[15]提出了PCA和SDG融合的故障诊断方法，虽然可以较好地针对三甘醇脱水装置进行故障分析，但也是定性分析，对于工艺故障无法提供具体的整改方案。
鉴于此，以国内某海上平台三甘醇脱水装置为例，提出了一种基于HYSYS的故障分析和解决方法，基于现场设备运行参数，采用HYSYS开展该系统运行参数模拟分析，找出系统中存在的问题；结合现场实际情况进行适应性分析，确定优化改造方案。
某海上平台三甘醇脱水装置由脱水系统和再生系统两部分组成。脱水系统包括入口过滤分离器、脱水塔和干气/贫三甘醇换热器；再生系统包括闪蒸罐、颗粒过滤器、活性炭过滤器、重沸器、缓冲罐和三甘醇循环泵等设备。其工艺流程如图 1所示。
(1) 脱水系统：湿天然气首先经入口过滤分离器进行预分离，脱除湿天然气中的游离水和轻烃，然后进入脱水塔与贫三甘醇逆向接触，脱除饱和水后外输至下游系统，吸水后的富三甘醇则进入再生系统。
(2) 再生系统：来自三甘醇脱水塔的富三甘醇先后进入回流冷凝器与富三甘醇预热换热器，随后进入三甘醇闪蒸罐进行闪蒸分离，分离出烃类液体和溶解在三甘醇里的H2S和CO2；然后经过颗粒过滤器与活性炭过滤器脱除携带的少量杂质，再经贫/富三甘醇换热器加热至160 ℃后进入三甘醇精馏柱，靠重力依次流入重沸器和汽提塔，完成贫三甘醇的再生。合格的贫三甘醇经贫/富三甘醇换热器和富三甘醇预热换热器冷却后，由三甘醇循环泵加压后进入干气/贫三甘醇换热器进行换热，随后进入脱水塔完成三甘醇的循环。
该装置设计处理量(15.6 ℃，101.325 kPa，下同)为单套装置60×104 m3/d，已投运6年。期间，装置处理量从较低值逐渐增至49×104 m3/d后，脱水装置出口的海管入口在表压(下同)5.2 MPa下的天然气水露点为6 ℃，达不到设计要求(-7 ℃)，无法满足产能需求，且在天然气外输过程中存在较大的风险，湿天然气组成见表 1。
根据现场记录数据，采用HYSYS进行现场工况的模拟(见图 2)，在模拟前对关键设备性能进行排查分析，模拟数据选取主要依据如下：
(1) 初步核算塔类设备理论塔板数，并假设内部结构满足原设计工艺的要求。
(2) 现场排查，排除电加热器故障的可能性，考虑到现场记录的数据为夏季工况，设备均设保温伴热，热损失较小，可以忽略。
(3) 各关键控制温度值以现场数据为准。
设计工况、实际运行工况及模拟工况参数见表 2。
忽略天然气在三甘醇中的溶解以及三甘醇在天然气中的夹带，脱水塔入口天然气中水含量可通过式(1)计算：
式中：y1为脱水塔入口天然气中水质量浓度，mg/m3；L为贫富三甘醇溶液中三甘醇质量流量，kg/h；x1为富甘醇溶液中水与三甘醇质量比；x2为贫三甘醇溶液中水与三甘醇质量比；V为脱水塔入口天然气处理量，m3/h；y2为脱水塔出口干气中水质量浓度，mg/m3。
将表 2中现场实测数据代入式(1)，可得脱水塔入口天然气中水质量浓度为3 803 mg/m3，而设计工况下天然气中水质量浓度为1 102 mg/m3。显然，该脱水塔入口天然气中水含量已远超设计值，天然气中水含量增加，从气液平衡角度分析可知，必然会造成脱水塔出口富三甘醇中水含量过大，若要达到设计工况的再生后贫三甘醇质量分数，则需要更多热量，即更大的重沸器功率。从而得出该装置的故障原因为入口过滤分离器性能不达标。
由表 2可知，脱水塔入口天然气中水质量浓度为3 804 mg/m3，与上述理论分析结果基本一致，三甘醇脱水塔出口的富三甘醇质量分数为75.2%，贫三甘醇质量分数为87.0%，与现场测定的数据基本相符；而天然气出口水露点模拟结果与实测水露点相差较大，这主要是由于现场采用手持式露点分析仪，该露点分析仪测定的水质量浓度范围为0~200 mg/m3，但目前运行条件下水含量已超出该范围，从而造成露点分析仪几乎测得满量程数据，排除该数据干扰，可以确定所选用模型符合性较好，即塔类设备理论塔板数校核准确，重沸器热损失可忽略。
综上可知：目前，三甘醇脱水装置处理量无法达到设计值的原因可能是三甘醇脱水塔入口天然气中水含量过高，即脱水塔上游入口过滤分离器的脱水效果不理想，从而导致大量游离水进入脱水塔。
基于上述分析结果，改造方案主要集中在两方面：①降低脱水塔入口天然气中游离水含量；②改造再生系统。具体可通过改造入口过滤分离器和重沸器实现。
假设入口过滤分离器脱液能力达到设计要求，即13.4 L/106 m3，采用上述HYSYS模型分别针对天然气处理量为49×104 m3/d和60×104 m3/d两种工况进行模拟，模拟结果见表 3。
由表 3可知，如果入口过滤分离器的工艺性能满足设计要求，现场重沸器及各换热器功率也均满足设计要求，这同样说明脱水装置处理量无法达到设计值的主要原因是入口过滤分离器未满足分离要求，因此，更换高效入口过滤分离器可解决装置运行问题。
入口过滤分离器不进行改造，根据表 2现场数据分析结果，此工况下脱水塔入口天然气中水质量浓度为3 804 mg/m3，考虑到现场入口过滤分离器在设计工况下未运行过，无法得知其运行参数，因此，不对设计工况进行模拟分析。采用上述HYSYS模型仅针对天然气处理量为49×104 m3/d的工况进行模拟，模拟结果见表 4。
由表 4可知，在目前的三甘醇装置运行工况下，仅增加重沸器加热功率，三甘醇装置基本可以满足设计要求，但该改造方案三甘醇损失量较大，为69 L/d。根据后续平台冬季运行环境条件，考虑热损失(15 kW)及热效率(92%)，该工况下重沸器加热功率需增至90 kW。
通过分析三甘醇脱水装置的故障原因，提出以下3种改造方案。
原入口过滤分离器设备尺寸为DN450 mm×3 000 mm，设备内部装有5条聚结滤芯，单滤芯对10 μm及以上液滴的脱除效率为99.5%。经核算，该设备内部滤芯过流面积满足设计要求，但滤芯间距过小，滤芯间气体流速过大，造成滤芯聚结的小液滴发生了二次夹带，从而导致大量自由水进入脱水塔。仅更换聚结滤芯无法保障良好的工艺性能，因此，提出更换1套入口过滤分离器的方案。
该技术方案的优点在于仅需针对入口过滤分离器进行改造，对整个系统的影响较小，新设备尺寸为DN600 mm×4 900 mm，可以选择新建或利用原址，无需停产。但经过现场勘查，平台已无实施设备更换改造的空间。
重沸器尺寸为DN1 100 mm×2 500 mm，电加热器尺寸为DN250 mm，加热管长度为2 100 mm，设计功率为50 kW。经模拟分析，目前，运行工况下电加热器所需功率为90 kW，最简单的改造方案为更换电加热器加热芯，该技术方案的优点在于施工工作量较小，工期较短，缺点为仅能满足现有生产需求。但根据重沸器容器核算，在满足电加热器加热密度的要求及重沸器设备尺寸不变的情况下，电加热器的极限扩容功率为80 kW。
按入口过滤分离器的分离能力外推可得，在设计处理能力下，电加热器需要的功率为110 kW，经核算，重沸器设备尺寸需更换为DN1 100 mm×3 500 mm。该技术方案的优点在于设计余量较大，可同时满足后期扩容需求，但改造涉及到相关管线和设备的移位，根据平台现场的布置情况，其工作量很大，且需要停产的时间较长。
虽然原有入口过滤分离器设备尺寸过小，滤芯间距过小，但若更换为更高效的聚结滤芯，仍会有一定的性能优化，例如选用对0.3 μm及以上液滴的脱除效率为99.5%的聚结滤芯，该聚结滤芯在该工况下虽无法避免小液滴发生二次夹带，但由于滤芯内侧聚结脱液量足够大，外侧二次夹带量就相对减小，从而可保证出口气体中液体量不大于1 000 L/106 m3，因此，提出一种折中的改造技术方案，即更换入口过滤分离器滤芯及重沸器电加热器。经过模拟核算，电加热器所需功率为51.7 kW，即使在冬季运行工况下，电加热器极限扩容功率为80.0 kW，也可以较好地满足需求。具体核算结果见表 5。
因此，推荐采用该技术方案，其优点在于施工工作量较小，工期较短，停产(或湿气外输)时间短，缺点为聚结滤芯使用寿命较短。
改造后现场运行参数见表 6，从运行数据可知，改造后天然气出口水露点(5.2 MPa)为-23 ℃，远小于外输干气水露点的要求，为后续平台进一步增产提供了可能性。
(1) 利用HYSYS软件针对该系统运行参数进行模拟分析，找出系统中存在的问题，结合现场实际情况进行适应性分析，确定优化改造方案，可以较好地解决三甘醇脱水装置的再生问题，为国内现行三甘醇脱水装置的扩容改造提供参考。
(2) 目前，某海上平台三甘醇脱水装置处理量无法达到设计值可能存在多方面的原因，其中最主要的原因可能是三甘醇脱水塔入口天然气中水含量过高，即脱水塔上游入口过滤分离器分离效果不理想，导致大量游离水进入脱水塔。
(3) 海上平台作业环境特殊，制定设备改造和施工方案时应综合考虑平台操作维修空间、作业工期和改造成本等方面的因素，最大限度地减少对平台正常生产作业的影响。对于本研究涉及的三甘醇脱水装置，通过更换入口过滤分离器滤芯并更换重沸器电加热器，解决了平台三甘醇脱水装置脱水效果不达标的问题，施工难度和对正常生产作业的影响程度均相对较小。
(4) 建议在进行三甘醇脱水装置的工艺设计时，严控入口过滤分离器分离指标，并根据入口过滤分离器分离指标，配套相对应的三甘醇脱水装置。
2024, Vol. 53 Issue (1): 14-19 2024, Vol. 53 Issue (1): 14-19