三甘醇脱水装置在山西沁水煤层气处理中心的应用

三甘醇脱水装置在山西沁水煤层气处理中心的应用

本工程位于山西省东南部，太行山西麓沁水盆地南部，行政隶属于山西省晋城市沁水县。距西气东输管道约35km。区域位置一工程概况主要物性及集输特点一工程概况

煤层气主要是以大分子团的吸附状态存在于地下煤层中。沁水盆地煤层气CH4含量高，CO2含量较少，不含H2S和C3以上烃类；单井产气量低，井口压力低。因此，煤层气经过增压处理才可就近进入西气东输管道，气质应达到国家标准《天然气》（GB17820）中Ⅱ类气质指标要求。因原料气中不含重烃，CO2含量小于3%，故只需在处理中心增压后脱水满足水露点要求即可外输。

工程规模一项目概况：：气田总体工艺流程集气站（分离增压）进站：0.08MPa出站：1.4MPa集气管线采气干线井场（多井串接）0.2～0.5MPa外输管线西气东输管线进站：5.0MPa出站：10.0MPa处理中心（增压脱水）进厂：1.0MPa出厂：5.7MPa一项目概况

中石油山西沁水盆地煤层气处理中心位于山西省晋城市沁水县端氏镇金峰村，总占地面积为93亩。设计总处理规模30×108m3/a。2009年一期工程建成10×108m3/a，主要处理中国石油樊庄、郑庄区块及周边煤层气企业来的煤层气。一期工程主要设置清管器接收筒3具，过滤分离器4具，电驱往复式压缩机组4台（4800kW和1600kW各两台，单机排量分别为150×104m3/d和50×104m3/d），三甘醇脱水装置2套（单套处理规模150×104m3/d）及相应的公用和配套系统。处理中心工程概况一项目概况干线来气清管接收过滤分离增压装置脱水装置外输计量清管外输压力1.0MPa压力0.9MPa压力6.0MPa压力5.8MPa压力5.7MPa干线计量处理中心总工艺流程一项目概况

一项目概况一项目概况二脱水装置选择脱水工艺方法选择二脱水装置选择

自地下储集层中采出的煤层气一般都含有饱和水,其存在会对其输送和加工造成较大困难。为了使煤层气在管道输送和加工过程中符合一定的质量要求如符合水露点或水含量指标等,必须对其进行脱水处理。煤层气脱水就是脱除天然气中的水蒸气,使其露点达到一定的要求。用于脱水的工艺方法主要有低温分离、固体吸附和溶剂吸收三类方法。二脱水装置选择项目

三甘醇法

节流膨胀法

分子筛法优点操作温度下溶剂稳定，吸湿性高，露点降高；容易再生成99%以上的浓度；蒸气压低，气相携带损失小；装置投资及运行费用较低；进出装置的压降小。适用于大装置，其设备投资、操作费用低装置工艺流程及操作简单，占地面积小；装置投资及运行费用低；脱水后干气中水含量可低于1ppm，水露点可低于-90℃；对进料气体温度、压力、流量变化不敏感；操作简单，占地面积较小；无严重腐蚀和发泡方面的问题。缺点存在轻质油时，会有一定程度的发泡倾向，有时需加入消泡剂；含酸性组分的在脱水时，会腐蚀设备、管道，使三甘醇溶液呈酸性，有时需加入缓蚀剂或中和剂；不能脱除中含有的凝析油。只适用于高压；对于压力不高的节流降温不足，达不到水露点要求；如果没有足够的压降可以利用，需要增压或外供冷源。对于大装置，其设备投资和操作费用高；吸附剂易破碎；再生过程耗热量大，能耗高；不适用于含有凝析油的脱水。适用场所适用于大装置，设备投资、操作费用低和油气田无自由压降可利用，只需满足管输商品气水露点要求、脱水深度不深场合。有充足的压力降可以利用的气田或需同时脱水、脱烃的装置。水露点要求低，需要深度脱水的场合。推荐三甘醇法单套装置规模的确定二脱水装置选择

处理中心建设总规模为30×108m3/a，年运行时间8000h，每天处理量为900×104m3/d。一期每天处理气量为300×104m3/d。每套装置操作范围为60%～115%。为适应气田不同开发时期操作运行需要，设计三个方案：二脱水装置选择项目方案一方案二方案三规模300×104m3/d2套150×104m3/d2套450×104m3/d2套150×104m3/d6套操作条件下水露点（冬/夏℃）-15/-1-15/-1-15/-110MPa水露点（冬/夏℃）-11/4-11/4-11/4吸收塔直径（mm）2200140026001400三甘醇耗量（t/a）45.646.948.0气耗量（104m3/a）48.557.167.215年折现运行费用（万元）938.01017.71105.0装置总投资（万元）1680.001200.002160.00全寿命现值（万元）2618.02274.53265.0二脱水装置选择二脱水装置选择三体会与建议三体会与建议三体会与建议三甘醇脱水系统维护应注意问题★

降低三甘醇损失量的措施选择合理操作参数、改善原料气分离效果、保证甘醇溶液清洁度、