應用 HYSYS 軟件的天然氣凈化工藝模擬計算研究

王 勇，李娟花，張玉璽，由方書，徐天寧

1.西安長慶科技工程有限責任公司，陜西西安 710018

2.長慶油田公司第一采油廠，陜西延安 716000

3.川慶鉆探長慶鉆井總公司，陜西西安 710018

應用 HYSYS 軟件的天然氣凈化工藝模擬計算研究

王 勇1，李娟花1，張玉璽1，由方書2，徐天寧3

1.西安長慶科技工程有限責任公司，陜西西安 710018

2.長慶油田公司第一采油廠，陜西延安 716000

3.川慶鉆探長慶鉆井總公司，陜西西安 710018

為了將合格的商品天然氣供應至下游，天然氣凈化處理是非常重要的一環。天然氣凈化通常指脫硫、脫碳、脫水、硫磺回收及尾氣處理。長慶油田靖邊氣田天然氣一般多含H2S、CO2等酸性介質，不但影響了天然氣的熱值，而且易使管道和容器嚴重腐蝕，影響天然氣安全輸送及利用。為了減少 H2S 和 SO2等酸性介質對容器或管道的腐蝕，通常利用 DEA 對 H2S 和 CO2進行脫除處理。文章通過現場采集天然氣相關數據，并利用國際上著名的 HYSYS 軟件進行了天然氣凈化模擬計算。結果表明：該模擬計算方法不但可提供對再生塔的壓力控制、凈化氣質量、水量補充、貧液濃度等方面的作業指導，也可對脫硫裝置進行生產參數調節和實時控制等，研究結果可供國內其他油氣田脫硫裝置的設計、分析和投產參考。

胺法；脫硫；脫碳；貧液；凈化天然氣；HYSYS 軟件；模擬

0 引言

為了將合格的商品天然氣供應至用戶，在天然氣生產過程中凈化是很重要的一環，天然氣凈化通常指脫硫、脫碳、脫水、硫磺回收及尾氣處理。脫硫、脫碳與脫水的目的是讓天然氣達到商品天然氣或管輸天然氣的質量指標；硫磺回收與尾氣處理是為了綜合利用及滿足環保要求。

長慶油田靖邊氣田一般多含 H2S 和 CO2等酸性氣體。天然氣中所含腐蝕性介質不僅對天然氣的熱值影響較大，而且易使管道和容器嚴重腐蝕。H2S是一種活性腐蝕劑，在高壓、高溫以及有液態水存在時，腐蝕作用會更加劇烈。并且 H2S 燃燒后生成 SO2和水，也會造成對設備或容器的腐蝕。

CO2是天然氣中的酸性組分，當有液態水存在時，所生成的碳酸對管道和設備同樣具有腐蝕性。尤其當H2S、CO2與水同時存在時，對鋼材的腐蝕更加嚴重。此外CO2還是天然氣中的不可燃組分。根據GB 17820-2012《天然氣》的規定，一類天然氣的 H2S 含量 ≤ 6 mg/m3，二類天然氣的 H2S 含量 ≤ 20 mg/m3，三類天然氣的 H2S 含量 ≤ 350 mg/m3；一類天然氣的 CO2含量≤2%（體積），二類天然氣的 CO2含量≤3%（體積）[1-2]。

1 DEA特點

在天然氣常規脫硫、脫碳溶液中，DEA的腐蝕性較MEA弱，酸氣負荷較高，溶液循環量、投資和操作費用都較低，但卻是無選擇性脫硫、脫碳溶劑。DEA 在氣體凈化中是獲得廣泛應用的一種烷醇胺，早期主要用于含 COS及CS2的氣體凈化，在法國阿基坦國家石油公司（SNPA）開發出高酸性負荷型 SNPA—DEA 工藝后，該法在高壓、高酸氣濃度的天然氣凈化中獲得相當多的應用。

MDEA 雖然是選擇性脫硫溶劑，但因與 CO2生成碳酸鹽的反應熱較小，故再生時需要熱量較少，適于作為大量脫除 CO2的配方溶液主劑。

DEA 主要有以下特點：

（1）用于天然氣凈化可保證凈化度。DEA 的堿性較MEA 弱，平衡時氣相中的 H2S 及 CO2分壓要高一些，但天然氣凈化通常在相當高的壓力下進行，DEA 法保證凈化度一般不是一個需要特別關注的問題。

（2）基本不為 COS 及 CS2降解，DEA 與 COS 及CS2的反應產物在裝置再生條件下分解而使 DEA 獲得再生，故適用于處理含 COS 及 CS2的天然氣。

（3）DEA 法通常不安排溶液復活措施[3-4]。

表1提供了長慶油田靖邊氣田某裝置利用 DEA 法處理高壓、高酸氣濃度天然氣的有關數據。

表1 DEA 法處理高壓、高酸氣濃度天然氣的有關數據

2 工藝概述

天然氣胺法脫硫、脫碳的工藝流程基于醇胺與酸氣（H2S、CO2）的反應。在加壓及常溫條件下胺液吸收天然氣中的酸氣，在低壓及升溫條件下胺液吸收的酸氣逸出，再生的胺液可循環使用。

胺法裝置主要由三部分組成：第一部分是以吸收塔為中心，輔以原料氣及凈化氣分離過濾的壓力設備；第二部分是以再生塔及重沸器為中心，輔以酸氣冷卻器及分離器和回流系統的低壓部分；第三部分是溶液換熱冷卻及過濾系統和閃蒸罐等介于上面兩部分壓力之間的部分。

含硫天然氣經原料氣分離器除去固液雜質后從下部進入吸收塔，其中的酸氣與從上部入塔的胺液逆流接觸而脫除，達到凈化要求的凈化氣出吸收塔頂，經凈化氣分離器除去夾帶的胺液液滴后出脫硫裝置。

吸收了酸氣的胺液（通常稱為富液）出吸收塔后通常降至一定壓力至閃蒸塔，使富液中溶解及夾帶的烴類閃蒸出來，此閃蒸氣通常用作工廠的燃料氣。

經閃蒸后的富液進入貧富液換熱器與已完成再生的熱胺液(簡稱貧液)換熱以回收其熱量，然后從再生塔上部入塔向下流動，從塔下部上升的蒸汽既加熱胺液又汽提出胺液中酸氣，故也常將再生塔稱為汽提塔。胺液流至再生塔下部時所吸收的酸氣已析出絕大部分，此時可稱為半貧液。半貧液進入重沸器內所產生的蒸汽經進一步汽提，使所吸收的殘余酸氣析出而成為貧液。

出重沸器的熱貧富液通過換熱器回收熱量，然后再經溶液冷卻器空冷及（或）水冷冷卻至適當溫度，由溶液循環泵送至吸收塔，從而完成了溶液的循環。

從再生塔頂部出來的酸氣/蒸汽混合物進入冷凝器，其中蒸汽大部分冷凝下來，并且進入回流罐，并作為回流液被泵送至再生塔。酸氣送至克勞斯脫硫裝置或其他酸氣處理設施[5-6]。

3 工藝流程模擬計算

本文根據長慶油田靖邊氣田的天然氣組分，利用HYSYS 軟件對工藝流程進行了模擬計算。先確定溶劑組成，其次確定進入吸收塔和閃蒸罐的溶劑量，并在模擬過程中不斷調整溶劑循環量直至凈化氣中的 H2S、CO2及有機硫含量符合標準。DEA 法的模擬流程如圖1所示。

圖1 DEA 法模擬流程示意

酸性天然氣物流 1（溫度 25 ℃，壓力 6.9 MPa）進入分離器進行分離，分出氣相物流 2 進入吸收塔底，貧液 15 進入吸收塔頂。貧液與酸氣在塔內充分接觸吸收，塔頂出來凈化氣物流 4（溫度 35.45 ℃，壓力 6.85 MPa），其H2S 被全部除去，CO2的含量也僅為 0.17%。脫硫脫碳效果非常明顯。

吸收塔底出來的富液物流 5（溫度 58.5 ℃，壓力為6.9MPa），經過節流閥節流后的物流6（溫度58.3 ℃，壓力 0.62 MPa）去閃蒸罐。閃蒸罐出來的氣相物流含有部分烴類，通常作為工廠的燃料氣。閃蒸罐出來的液相物流 8 進入貧 / 富液換熱器進行換熱，換熱后物流 9（溫度 95℃，壓力 0.55 MPa）進入三甘醇再生塔第 2 層塔盤。在模擬計算中設定再生塔壓力為 0.19 ～0.22 MPa，設定回流比為 1.5，塔頂溫度控制在 50 ℃左右。再生塔內富液進行充分加熱與再生。再生后塔頂富含 H2S 和 CO2的氣體排出系統，塔底 DEA 貧液 10（溫度 124.8 ℃，壓力 0.22 MPa）再經貧 / 富液換熱器換熱，出口物流 11（溫度 85.1 ℃，壓力 0.15 MPa）在混合器中與一部分水混合。

由于富液再生過程中有水分損失，因此必須加一定的水，通過模擬計算所加水量為 103 kg/h。溶解水的貧液物流 12（溫度 85 ℃，壓力 0.15 MPa）進入冷卻器冷卻，冷卻后物流 13（溫度 32.65 ℃，壓力 0.115 MPa）進入泵，經過泵增壓后，貧液14（溫度為35℃，壓力為6.865 MPa）循環進入吸收塔進行二次循環。循環過程中設定一調節器，目的是保證流程中吸收塔頂和塔底的壓差為 0.035 MPa，即吸收塔塔頂壓力為 6.9 MPa，塔底壓力為 6.865 MPa。表2和表3分別為長慶油田靖邊氣田某脫硫裝置的未凈化天然氣和凈化后天然氣組分含量[7-8]。

表2 未凈化天然氣組分

表3 凈化后天然氣組分

4 結論及建議

模擬計算中不斷調試再生塔底壓力，當再生塔底溫度超過128 ℃后再生塔壓力出現不收斂。凈化氣離開吸收塔時含飽和水蒸氣，當原料氣溫底低于貧液溫度時，凈化氣將從裝置中帶出水分，為了不使胺液濃縮，需向裝置補充一定量的水調節再生塔底溶濟的濃度，使其與吸收塔進料濃度相等時再進行循環，加注的水和貧液具有相同的壓力。另外通過模擬計算得出：能否為獲得凈化指標合格的凈化氣（即凈化氣中的 H2S、CO2及有機硫含量符合標準），首先取決于貧液中這些組分的含量（即反映貧液質量的好壞），當貧液質量不佳時，采取任何其他調整措施也不可能使凈化指標合格，而合格的貧液質量有賴于溶液的有效再生。

現場由于缺少有效的監控措施，只能通過測量管道外輸天然氣的腐蝕介質含量來確定貧液質量，而對 DEA 法運行環節中腐蝕介質的含量以及 DEA 在循環過程中的損耗難以進行測量。因此借助該計算模型可間接確定現場某裝置典型設備里面H2S、CO2的含量，為進行設備防腐處理提供依據。另外該計算模型還可應用于國內油氣田類似的脫硫裝置，對其現場生產、參數調節、實時控制、運行設備防腐等具有一定的指導意義。

[1]王遇冬.天然氣處理原理與加工工藝（第二版）[M].北京：中國石化出版社，2011.70-75.

[2]徐文淵，蔣長安.天然氣利用手冊（第三版） [M].北京：中國石化出版社，2006.35-40.

[3]顧安忠.液化天然氣技術第二版 [M].北京：機械工業出版社，2004.50-60.

[4]郭揆常.礦場油氣集輸與處理 [M].北京:中國石化出版社,2010.

[5]博布洛夫斯基 C A.天然氣管道輸送 [M].北京：石油工業出版社,1985.

[6]王勇，王文武，呼延念超，等.油田伴生氣乙烷回收 HYSYS 計算模型研究 [J].石油與天然氣化工，2011,40（3）:236-239.

[7]王開岳.天然氣凈化工藝 [M].北京：石油工業出版社，2005.100-110.

[8]劉益超，繆暉，劉承剛，等.脫硫裝置投資影響因素分析 [J].天然氣與石油,2012,30（4）:75-76.

Simulation Research of Natural Gas Purification Process by Using Software HYSYS

Wang Yong1,Li Juanhua1,Zhang Yuxi1,You Fangshu2,Xu Tianning3
1.Xi’an Changing Technology Engineering Co.,Ltd.，Xi’an 710018,China
2.Changqing Oilfield Company Oil Production Plant No.1，Yan’an 716000,China
3.Chuanqing Drilling Engineering Company Ltd.,710018,China

Natural gas purification is very important to supply qualified commercial natural gas.It usually includes desulfuration,decarbonation,dehydration,sulphur recovery and exhaust gas treatment.In general,there are acid mediums such as H2S and CO2in Jingbian Natural Gas Field of Changqing Oilfield,which not only affects natural gas heat value,but also causes severe corrosion of pipeline and vessel,and therefore affects safe transportation and utilization of natural gas.In order to decrease corrosion of vessel and pipeline by these acid mediums，DEA method is commonly adopted to remove them.This article applies software HYSYS to simulate natural gas purification process based on relevant acquisition data.The results show that the simulation method offers not only operation guidance in pressure control,purification gas quality,water supply and poor liquid recovery for regenerating column,but also production parameter regulation and real-time control for desulfuration facility.The research results can provide reference for design,analysis and production of desulfuration facilities in other oil/gas fields in China .

amine method;desulfuration;decarbonization;poor liquid;purified natural gas;software HYSYS;simulation

中國石油天然氣集團公司工程資助項目（CQYT020K-2011）

10.3969/j.issn.1001-2206.2014.01.014

王 勇（1978-），男，甘肅莊浪人，工程師，2006 年畢業于東北石油大學化工過程及機械專業，碩士，主要從事油氣田設備及裝置研究設計工作。

2013-01-06