天然气脱硫脱酸工艺优化设计方案

Optimization Design Scheme of Natural Gas Desulfurization and Deacidification Process

摘要: A区块是含硫气田，本文旨在对A区块进行脱硫脱水设计，以满足A区块气田地面集输工程设计要求。结合A区块的实际情况，通过对A区块进行天然气净化处理设计，并结合HYSYS软件进行模拟，合理确定了各流程的主要参数，模拟之后脱硫脱水指标均达到外输标准，并通过参数优化，提高整体工况效率，经过HYSYS模拟保证以上设计均是可行的。

Abstract: Block A is a sour gas field, the purpose of this paper is to design the desulfurization and dehydration of block A to meet the design requirements of the surface gathering and transportation engineering of the gas field in block A. Combined with the actual situation of block A, through the design of natural gas purification treatment in block a and the simulation with HYSYS software, the main parameters of each process are reasonably determined, after the simulation, the desulfurization and dehydration indexes all meet the export standard, and the overall working condition efficiency is improved through parameter optimization, HYSYS simulation ensures that the above designs are feasible.

1. A区块组分分析

A区块CO₂的含量是在0.03%~10.9%，平均范围在3.77%，而H₂S的含量是在0~26,800 mg/m³，平均范围在7465 mg/m³，鉴于A区块为中含二氧化碳，中含硫的甲烷气，远远超过GB17820-2018《天然气》中对二类天然气质量的要求：H₂S含量应不大于20 mg/m³，CO₂含量不大于3%，所以有必要所天然气进行脱硫脱碳处理。天然气中含酸性气体如表1所示。

Table 1. Statistical table of natural gas properties

表1. 天然气性质统计表

2. 天然气中脱酸

2.1. 脱除酸性气体的必要性

天然气脱除的酸性气体的主要是以CO₂、H₂S为主，尤其是以H₂S为主。CO₂以及H₂S的存在，会导致管线和设备的腐蚀，同时硫化物燃烧后会对大气环境造成严重污染，因此这些杂质未经脱除不能作为商品气使用，天然气净化的主要任务之一就是脱除天然气中的酸性气体。

天然气中的CO₂以及H₂S同时需要脱除至标准为止。而A区块CO₂的含量是在0.03%~10.9%，平均范围在3.77%，而H₂S的含量是在0~26,800 mg/m³，平均范围在7465 mg/m³，鉴于A区块为中含二氧化碳，含硫的甲烷气，远远超过GB17820-2018《天然气》中对二类天然气质量的要求：H₂S含量应不大于20 mg/m³，CO₂含量不大于3%，所以有必要所天然气进行脱硫脱碳处理。天然气酸性气体含量及气质要求如表2所示。

Table 2. Acid gas content and gas quality requirements of natural gas

表2. 天然气酸性气体含量及气质要求

2.2. 脱酸方法比选

脱除CO₂以及H₂S的方法分湿法、干法以及膜分离。脱除酸性气体的方法如图1所示。

Figure 1. Method for removing acid gas

图1. 脱除酸性气体的方法

常用的脱酸性气体的方法比选 [1] - [6] 见表3。

Table 3. Comparison and selection of deacidification gas

表3. 脱酸性气体比选表

根据各种脱硫方法的优缺点以及适用条件 [7] 比选，最终确定使用MDEA(甲基二乙醇胺)化学吸收剂对CO₂以及H₂S进行脱除。

2.3. HYSYS模拟天然气脱硫流程

通过对MDEA脱硫装置能耗影响因素的分析，结合MDEA脱硫装置流程及用能特点，利用Aspen HYSYS专业软件，对MDEA脱硫流程进行模拟。通过HYSYS模拟，结合现场实际情况采用以下优化后的脱硫工艺参数如表4所示。

Table 4. MDEA desulfurization process parameters

表4. MDEA脱硫工艺参数

模拟计算结果表明，天然气脱除酸性气体后，H₂S已基本脱除，CO₂的含量为1.665%，小于3%，符合要求。通过模拟表明HYSYS建立的MDEA脱硫模型是可靠的。

其计算结果如表5所示。

Table 5. Results after natural gas deacidification

表5. 天然气脱酸后结果

3. 天然气脱水

3.1. 脱水方法比选

天然气进行脱水后，包括水露点含量这项指标，必须符合GB17820-2018的要求。

天然气脱水就是脱除天然气中的水蒸气，使其露点或含水量达到一定的额要求。脱水前含水天然气的露点与脱水后干气的露点成为露点降，常用露点降表示天然气的脱水深度。脱水方法比选 [8] - [13] 见表6。

Table 6. Comparison and selection of dehydration methods

表6. 脱水方法比选

由于三甘醇沸点较高、蒸气压较低因而损耗小、热力学性质稳定等优点，本设计采用三甘醇(TEG)脱水，三甘醇脱水装置的露点降可达40℃左右。

3.2. 工艺操作条件

影响TEG脱水装置操作的主要因素是吸收塔的操作条件、TEG贫液浓度和TEG循环量，而TEG贫液浓度又是最关键的因素。

本设计采取的三甘醇脱水装置，其操作温度见表7。

Table 7. Recommended operating temperature of TEG dehydration unit

表7. TEG脱水装置操作温度表

3.3. HYSYS模拟三甘醇脱水流程

通过对A区块气质进行分析，同时结合TEG脱水装置流程及能耗特点，利用Aspen HYSYS专业软件，对A区块TEG脱水流程进行模拟。吸收塔塔板设置为7层，再生塔采用带塔底重沸器的精馏塔模型，流程模拟的热力学模型选用Peng-Robinson状态方程。

通过模拟表明HYSYS建立的三甘醇脱水模型是可靠的。模拟计算结果干气的水露点−20℃，经过三级压缩、空冷后最终温度是40℃，压力2 MPa，可以进行外输。

4 天然气热值

天然气的燃烧热值是指每千克或每立方米天然气完全燃烧所发出的热量，简称热值，其单位是kJ/kg或kJ/m³。天然气的热值有高热值与低热值之分，天然气在燃烧时会生成水蒸气，而水蒸气冷凝会放出热量。因此，把水蒸气的汽化潜热计算在内的叫高热值，反之即为低热值。

理想气体的热值可以通过以下计算：

$H={\displaystyle \underset{i=1}{\overset{n}{\sum }}{y}_i{H}_i}$ (4.1)

式中H_i——天然气中组分组分i的热值；

y_i——天然气中组分i的摩尔分数。

理想气体的热值，除以气体混合物在15.5℃和101,325 Pa (绝)下的压缩系数Z，即修正为真实气体的热值H_γ：

$H_{\gamma }=\frac{H}{Z}$ (4.2)

天然气经过脱硫、脱碳、脱水等工艺处理后，其组分如表8所示。

Table 8. Composition of treated natural gas

表8. 处理后天然气组分表

经计算，处理后的天然气高位发热量为37.4 MJ/m³，根据GB17820-2018《天然气》要求，二类天然气高位发热量应达到31.4 MJ/m³，经对比，处理后的天然气满足高位发热量要求。

5. 小结

本文形成结论主要包括以下几方面：

1) 首先对脱酸方法进行优选，最终确定MDEA法对天然气进行脱酸，并结合HYSYS软件模拟MDEA脱酸过程，模拟结果表明，H2S含量不大于20 mg/m³，CO₂含量不大于3%，满足要求，通过改变塔板数、MDEA浓度等参数对参数进行了优化，节约了经济成本；

2) 对天然气脱水方法进行优选，采用三甘醇进行脱水，并对三甘醇脱水的工艺参数进行了详细的计算；

3) 采用膨胀机制冷工艺对天然气凝液进行回收，并结合HYSYS进行模拟，确认工况的可行性，计算出的天然气热值为37.4 kJ/Nm³，处理后的天然气满足高位发热量要求，可以进行外输。