戴萬(wàn)能 朱雯釗 彭修軍 陳 信 肖黃飛 王 勇

中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院

降低天然氣處理廠穩(wěn)定凝析油中H2S含量的工藝參數(shù)研究

戴萬(wàn)能 朱雯釗 彭修軍 陳 信 肖黃飛 王 勇

中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院

利用HYSYS軟件對(duì)中亞某天然氣處理廠凝析油穩(wěn)定工藝流程進(jìn)行了建模，分別計(jì)算了塔底溫度、氣提氣量、穩(wěn)定塔壓力和塔頂進(jìn)液比對(duì)穩(wěn)定凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)、凝析油收率等工藝指標(biāo)的影響情況，并通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)驗(yàn)證了計(jì)算結(jié)果的正確性。根據(jù)模擬計(jì)算及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果，確定了穩(wěn)定塔操作參數(shù)建議值。

凝析油 穩(wěn)定塔 H2S含量 HYSYS

凝析油是從凝析氣井井流物中回收的液體烴類(lèi)混合物的總稱[1]，其主要成分是C5～C8烴類(lèi)的混合物，并含有少量C8以上的烴類(lèi)及H2S、噻吩、硫醇、硫醚、多硫化物和汞等雜質(zhì)[2-3]。將凝析油中揮發(fā)性強(qiáng)的輕組分脫除，使凝析油的飽和蒸汽壓達(dá)到一定要求的工藝稱為凝析油穩(wěn)定[4]。

中亞某天然氣處理廠有兩套相同的凝析油穩(wěn)定裝置，生產(chǎn)的穩(wěn)定凝析油符合土庫(kù)曼斯坦標(biāo)準(zhǔn)TDS 638-2004《穩(wěn)定天然氣凝析油》規(guī)定的I類(lèi)產(chǎn)品質(zhì)量指標(biāo)。雖然此標(biāo)準(zhǔn)并未對(duì)穩(wěn)定凝析油中H2S含量進(jìn)行限定，但自凝析油穩(wěn)定裝置投產(chǎn)以來(lái)，多次出現(xiàn)凝析油裝車(chē)時(shí)裝車(chē)臺(tái)周邊空氣中H2S濃度較高，觸發(fā)報(bào)警儀報(bào)警的現(xiàn)象[5]。為保證作業(yè)人員的安全，降低穩(wěn)定凝析油中H2S含量，采用HYSYS軟件對(duì)凝析油穩(wěn)定工藝流程進(jìn)行了建模，計(jì)算了影響H2S含量的工藝參數(shù)，并對(duì)計(jì)算結(jié)果的可靠性進(jìn)行了驗(yàn)證，根據(jù)計(jì)算結(jié)果對(duì)工藝操作進(jìn)行了改進(jìn)，以降低處理廠穩(wěn)定凝析油中H2S含量。

1 工藝流程簡(jiǎn)介

凝析油穩(wěn)定裝置采用一級(jí)降壓閃蒸和僅設(shè)提餾段的單塔分餾工藝，脫除部分易揮發(fā)的輕烴和H2S，達(dá)到穩(wěn)定凝析油的目的[6]。裝置工藝流程如圖1所示。

自集氣裝置來(lái)的含水未穩(wěn)定凝析油降壓(表壓)至1.0 MPa后與自脫烴裝置來(lái)的低溫凝液共同進(jìn)入三相分離器，將閃蒸氣、氣田水與凝析油分開(kāi)。分離出的未穩(wěn)定凝析油分為兩股，一股經(jīng)凝析油換熱器換熱至130 ℃后進(jìn)入凝析油穩(wěn)定塔中部，另一股不經(jīng)換熱直接進(jìn)入塔頂部。凝析油穩(wěn)定塔底部設(shè)有重沸器，采用表壓為1.1 MPa的蒸汽作為重沸器的熱源。塔底設(shè)有一條DN50的燃料氣管線進(jìn)行氣提，以提高穩(wěn)定塔性能。從塔底產(chǎn)出的穩(wěn)定凝析油依次經(jīng)凝析油換熱器和穩(wěn)定凝析油冷卻器冷卻至40 ℃后，直接去凝析油罐區(qū)儲(chǔ)存及外輸。

穩(wěn)定過(guò)程產(chǎn)生的閃蒸氣去脫硫裝置處理，含硫氣田水經(jīng)氣提脫除H2S后進(jìn)入氣田水處理裝置。

2 HYSYS建模

HYSYS是AspenTech公司的大型流程模擬軟件，主要用于油氣田地面工程建設(shè)和石油石化煉油工程計(jì)算分析。問(wèn)世30多年來(lái)，HYSYS在石油化工模擬、仿真技術(shù)領(lǐng)域得到廣泛應(yīng)用和普遍認(rèn)可。

HYSYS軟件內(nèi)置的三相分離器、換熱器和再沸式吸收塔等單元操作，可分別對(duì)裝置的來(lái)料經(jīng)三相分離器、凝析油換熱器和穩(wěn)定塔中進(jìn)行的工藝過(guò)程進(jìn)行模擬。鑒于Peng-Robinson物性方程在較寬范圍內(nèi)對(duì)烴類(lèi)組分的相平衡計(jì)算具有良好的精度，選擇PR物性包進(jìn)行模擬。凝析油穩(wěn)定裝置的HYSYS模型界面如圖2所示。

3 模型的驗(yàn)證

裝置的進(jìn)料條件及組成如表1所示。為了調(diào)試程序并驗(yàn)證HYSYS模型的可靠性，將模型計(jì)算結(jié)果與設(shè)計(jì)值進(jìn)行比對(duì)，結(jié)果如表2所示。凝析油穩(wěn)定裝置模型中各物流的計(jì)算流量和H2S摩爾分?jǐn)?shù)與設(shè)計(jì)值的偏差在合理范圍內(nèi)，表明模型能較好地模擬設(shè)計(jì)工況，所建模型可靠，可用以進(jìn)行本研究的計(jì)算和分析。

4 模型計(jì)算與分析

4.1 塔底溫度的影響

凝析油的穩(wěn)定過(guò)程實(shí)際是溫度升高氣液溶解平衡的移動(dòng)過(guò)程，因此，閃蒸溫度對(duì)穩(wěn)定凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)有影響。以下依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)裝置實(shí)際運(yùn)行參數(shù)，以穩(wěn)定塔底溫度為自變量，計(jì)算凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)和凝析油產(chǎn)量的變化情況。

表1 凝析油穩(wěn)定裝置進(jìn)料條件表Table1 Feedsituationofcondensatestabilizationunit進(jìn)料條件原料自集氣總站含H2S的未穩(wěn)定凝析油自脫烴裝置低溫分離器的低溫凝液流量/(t·d-1)304．58456．280溫度/℃32．986-26．773表壓/MPa1．01．0組成，y/%C17．854831．5511C21．16036．7524C30．36392．6956i?C40．30562．5207n?C40．27182．4485C50．41044．4925C60．96918．9186C72．345415．7208C83．425812．4930C94．01126．8448C103．48292．5460C112．88950．7742C122．14940．2119C134．40700．0983H2S1．52380．0000CO20．80991．8419H2O63．59020．0035N20．02780．0829He0．00130．0033

表2 物流參數(shù)模型計(jì)算值與設(shè)計(jì)值對(duì)比Table2 Comparisonofcalculationdataanddesigndataforstreamparametersmodel物流編號(hào)位置數(shù)值流量/(kmol·h-1)y(H2S)/%PL?15010分離器出口設(shè)計(jì)值40．002．120計(jì)算值40．032．110PL?1504塔中部入口設(shè)計(jì)值149．652．120計(jì)算值149．702．110PG?1502塔頂出口設(shè)計(jì)值29．1713．560計(jì)算值28．8013．730PL?1507塔底出口設(shè)計(jì)值166．470．040計(jì)算值166．900．033

如圖3所示，塔底溫度在120～150 ℃時(shí)，凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)隨塔底溫度的升高迅速下降，并低于設(shè)計(jì)值。在塔底溫度高于150 ℃時(shí)，H2S摩爾分?jǐn)?shù)隨塔底溫度升高而降低的趨勢(shì)已不顯著，因?yàn)榇藭r(shí)其摩爾分?jǐn)?shù)已接近于0。由圖3還可看出，凝析油產(chǎn)量隨著塔底溫度的升高逐漸降低，意味著收率下降，原因是當(dāng)溫度升高時(shí)，凝析油中的輕組分(含H2S)從液相油中揮發(fā)至閃蒸氣中。

塔底溫度的提高勢(shì)必要消耗更多的能量，圖4顯示了再沸器熱負(fù)荷和出塔穩(wěn)定油溫度隨塔底溫度變化的趨勢(shì)。可見(jiàn)塔底溫度在120～130 ℃時(shí)，再沸器熱負(fù)荷隨塔底溫度迅速升高。而塔底溫度高于130 ℃后再沸器熱負(fù)荷增大的趨勢(shì)就相對(duì)平穩(wěn)。出塔油溫的變化與再沸器熱負(fù)荷變化具有相同的趨勢(shì)。

4.2 氣提氣流量的影響

設(shè)計(jì)時(shí)考慮了使用氣提氣加強(qiáng)凝析油的閃蒸，氣提氣設(shè)計(jì)流量為6 kmol/h。以下研究了凝析油產(chǎn)量及其H2S摩爾分?jǐn)?shù)受氣提氣流量的影響程度，如圖5所示，在氣提氣流量從0增加到6 kmol/h的過(guò)程中，凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)顯著下降，但凝析油產(chǎn)量下降不顯著。說(shuō)明氣提氣的加入對(duì)于降低凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)具有明顯作用。然而，由于當(dāng)前閃蒸氣采用放空的方式處理，使用氣提氣穩(wěn)定凝析油會(huì)增加天然氣的消耗量，是否采用還需綜合考慮經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保要求后確定。

圖6顯示，隨著氣提氣流量的增加，再沸器熱負(fù)荷和出塔油溫也有上升的趨勢(shì)，但變化不大。

4.3 穩(wěn)定塔塔頂壓力的影響

穩(wěn)定塔塔頂壓力與凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)和凝析油產(chǎn)量關(guān)系的計(jì)算結(jié)果表明，凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)和凝析油產(chǎn)量對(duì)于穩(wěn)定塔的壓力變化并不敏感，如圖7所示，即降低塔頂壓力并不能明顯降低凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)。

同時(shí)，從塔頂壓力對(duì)H2S摩爾分?jǐn)?shù)及凝析油產(chǎn)量的影響(見(jiàn)圖8)還可看出，塔頂壓力的變化對(duì)于出塔油溫和再沸器熱負(fù)荷影響也很小。

4.4 塔頂進(jìn)液比的影響

從三相分離器分離出的未穩(wěn)定凝析油分為兩股，一股經(jīng)凝析油換熱器換熱至130 ℃后進(jìn)入凝析油穩(wěn)定塔中部，另一股直接進(jìn)入穩(wěn)定塔頂部。由于兩股物流從穩(wěn)定塔的不同高度進(jìn)入，在吸收塔中停留的時(shí)間不同，H2S的解析效果也不同。如果改變塔中部和塔頂?shù)倪M(jìn)液比，將會(huì)影響凝析油中的H2S摩爾分?jǐn)?shù)，模擬計(jì)算結(jié)果如圖9所示。

隨著塔頂進(jìn)液比從0.2增加到0.8，凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)顯著下降，而凝析油產(chǎn)量?jī)H輕微下降。

隨著塔頂進(jìn)料比的增加，再沸器熱負(fù)荷也隨之增大，如圖10所示。這是由于進(jìn)入塔中部的流量減少了，從凝析油換熱器獲得的熱量也減少了。要保持一定的塔底溫度，就需要向再沸器提供更多的熱量。

5 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

根據(jù)模擬計(jì)算結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工況分析，認(rèn)為塔底溫度、塔頂進(jìn)料比、氣提氣量3個(gè)因素對(duì)凝析油中H2S摩爾分?jǐn)?shù)有較大影響，且在裝置上較容易實(shí)現(xiàn)調(diào)整，因此，制定了表3所列的試驗(yàn)方案。

表3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)方案Table3 Schemesoffieldexperiments工況序號(hào)塔底溫度/℃塔頂進(jìn)液比放空閥開(kāi)度/%是否加入氣提氣11501∶142否21551∶142否31553∶542否41551∶450是51551∶460是61601∶142否

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)將塔底溫度最高升至160 ℃，最低降至150 ℃。從155 ℃升至160 ℃的過(guò)程中，H2S質(zhì)量濃度變化很小，但溫度降至150 ℃時(shí)，H2S質(zhì)量濃度迅速升高至60 mg/L。

為驗(yàn)證燃料氣氣提效果，將塔頂、塔底進(jìn)料比調(diào)整為1∶4，以塔頂放空閥開(kāi)度表征燃料氣量。試驗(yàn)表明，塔頂放空閥開(kāi)度從42%增加到51%時(shí)，穩(wěn)定凝析油內(nèi)H2S質(zhì)量濃度為53 mg/L；而開(kāi)度增加至61%時(shí)，H2S質(zhì)量濃度降至32 mg/L。由此證明，燃料氣氣提可減少穩(wěn)定凝析油中H2S含量。但通入燃料氣后，火炬產(chǎn)生明顯的黑煙，因此，實(shí)際運(yùn)行時(shí)不建議采用該方法。

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表4所示，當(dāng)塔底溫度在155～160 ℃、塔頂、塔中部進(jìn)料比接近1∶1時(shí)，穩(wěn)定凝析油中H2S質(zhì)量濃度始終接近20 mg/L，已降至較低水平，現(xiàn)場(chǎng)H2S報(bào)警儀也不再報(bào)警。因此，將此參數(shù)作為穩(wěn)定塔的操作建議值。

表4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)Table4 Resultsoffieldexperiments工況序號(hào)塔底溫度/℃蒸汽用量/(kg·h-1)塔頂進(jìn)料流量/(kg·h-1)塔中部進(jìn)料流量/(kg·h-1)未穩(wěn)定凝析油ρ(H2S)/(mg·L-1)穩(wěn)定凝析油ρ(H2S)/(mg·L-1)是否加入氣提氣1150．00810．004230．004250．0074060否2155．00710．003270．003170．0045020否3157．50840．004250．004280．0078021否4154．90673．002076．008091．0066053是5156．80743．802505．008547．0082032是6160．80600．002831．002816．0079021否

6 結(jié) 論

凝析油穩(wěn)定塔的操作參數(shù)對(duì)于穩(wěn)定效果有較大影響，利用HYSYS軟件對(duì)中亞某天然氣處理廠凝析油穩(wěn)定工藝流程進(jìn)行了建模，計(jì)算了塔底溫度、氣提氣量、穩(wěn)定塔壓力和塔頂進(jìn)液比對(duì)穩(wěn)定凝析油中H2S含量、凝析油收率等工藝指標(biāo)的影響情況，發(fā)現(xiàn)塔底溫度、塔頂進(jìn)料比、氣提氣量3個(gè)因素對(duì)凝析油中的H2S含量有較大影響。通過(guò)開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，驗(yàn)證了模型計(jì)算的正確性，并根據(jù)模擬計(jì)算及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果，確定了穩(wěn)定塔的操作建議值。

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Study on the process parameters for reducing H2S concentration in stable condensate of natural gas treating plant

Dai Wanneng, Zhu Wenzhao, Peng Xiujun, Chen Xin, Xiao Huangfei, Wang Yong

(ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu610213,China)

A process model describing the condensate stabilizing process of a natural gas treating plant in Central Asia was established by HYSYS software. The influence of the temperature at the bottom of stabilizer, the flow rate of stripping gas, the stabilizer pressure and flow ratio of oil feed at the top of column on the H2S molar fraction in stabilized gas condensate and recovery rate of condensate were investigated using the process model respectively, and the simulation results were verified by field experiments. Based on the simulation and field experiments results, the operation parameters of stabilizer were recommended.

condensate, stabilizer, H2S content, HYSYS

戴萬(wàn)能(1984-)，男，四川樂(lè)山人，博士，工程師，現(xiàn)就職于中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院，主要從事天然氣處理與加工的設(shè)計(jì)和研究工作。E-mail: dai_wn@petrochina.com.cn

TE624.9

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2015.06.003

2015-04-29；編輯：溫冬云