海上平台天然气脱水装置的工艺设计.pdfVIP

第32卷第6期 （2013.06）〈规划设计〉 海上平台天然气脱水装置的工艺设计 1 2 1 罗梅玉 许凯峰 杨天宇 1 中海油研究总院 2 中海油新能源投资有限责任公司 摘要：某大型气田设计处理量为24×108 m/a，该气田具有处理量大、平台多、井口多、压3 力变化大，CO2含量较高等特点，经综合考虑后，采用在中心平台先将天然气脱水处理，再进行 油气混输上岸的方案。该气田选用三甘醇吸收、常压再生作为天然气脱水方案，选用98.5%的三 甘醇作为脱水剂，三甘醇吸收塔为填料塔，吸收塔操作温度为35℃，操作压力为5800kPa，三 甘醇循环量为2.5 m3/h。三甘醇再生方法选用常压再生，重沸器的操作温度为200℃。通过对比 证明，设备的运行参数与设计参数基本一致。 关键词：海上平台；天然气脱水再生装置；三甘醇；工艺设计 doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2013.6.025 在海上平台天然气开发工程中，常在天然气进 高并易受气候条件的影响。 入外输管道前进行脱水处理，以防止水合物的生成 目前，海上油气田普遍采用三甘醇吸收法进行 以及水与酸性气体 （CO2,HS）结合对管线产生腐2 天然气脱水，如渤西油气田群、平湖油气田群， 蚀。另外，冷凝水在管线中的积累将相对降低管线 番禺气田和荔湾气田等，都是在平台上采用三甘醇 的输气量，使输气过程中增加了不必要的动力消 脱水法进行天然气脱水，再混输或分输上岸。 耗。因此，一般情况下，海上天然气田开发方案均 某气田外输海底管线经过的海底最低泥温为 采用先将天然气脱水，再进行油气混输或分输上岸 15℃左右 （埋深1.5m处），陆上管线所经区域极 的方案。 端最低气温为6.7℃，为了保证气体在整个外输过 某大型气田设计处理量为24×108 m/a，主要3 程中没有游离水出现，确定天然气进入海管之前的 工程设施包括一座中心平台，四座井口平台、一个 水露点为0℃。由于天然气在进入甘醇塔之前使用 陆上终端站及连接中心平台和陆上终端站的外输管 海水冷却至35℃，即天然气经过接触塔脱水后的 线。该气田具有处理量大、平台多、井口多、压力 露点降为35℃，使用常压再生的方法即可使贫甘 变化大，CO2含量较高等特点。 醇的浓度达到露点的要求。 经综合考虑后，采用在中心平台先将天然气脱 根据该气田海上天然气脱水的要求和管输特 水处理，再进行油气混输上岸的方案。 点，选用三甘醇吸收、常压再生的方案作为气田天 然气脱水的方法。 1 天然气脱水方法的选择 通常，应用于工业天然气脱水的方法有注入水 2 三甘醇脱水的工艺流程 合物抑制剂法、膨胀致冷法、固体吸附法、甘醇吸 三甘醇脱水装置包括两大部分，即天然气脱水 收法及近几年来采用的薄膜渗透法。 和富三甘醇溶液再生 （提浓）。三甘醇脱水装置工 对海上天然气进行脱水处理，尤其是有酸性气 艺流程见图1。 体存在时，一般不采用注入水合物抑制剂的方法。 由于某气田1—1气田产气量大，日产气量为 因为采用此方法后虽然可以减少海上平台的脱水、 （500～743）×104 3 m ，天然气脱水装置采用两套完 再生设备，节省平台面积，减轻平台重量，但不能 全相同的并行系列，每套处理能力为 （250～ 从根本上消除游离水的存在，仍然存在生成水合物 372）×104 m/d。其三甘醇脱水流程简要情况3 的隐患及酸性气体与水结合对管线及下游再生设施 如下： 产生腐蚀的问题。注入的水合物抑