三甘醇脱水装置在山西沁水煤层气处理中心的应用.ppt

单击此处编辑母版标题样式 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 35 km。 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。 樊庄区块煤层气田集输能力 6.0×108 m3/a，共建采气井 497 座、集气站 6个、采气管线 227 km、集气管线 48 km和相应的配套系统等。中央处理厂工程处理规模 30×108 m3/a，一期10×108m3/a，设计内容包括工艺装置、辅助生产设施（放空及火炬系统、维修及消防等）、公用工程及配套建构筑物等。 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 2009年11月16日我国首座数字化煤层气田开发示范工程在山西沁水竣工投产，它标志着我国煤层气田进入了工业化开发阶段。该工程包括生产规模6×108m3/a的煤层气田开发和处理能力30×108m3/a的煤层气处理中心。 在煤层气田处理中心中，最关键的处理工艺是脱水工艺。脱水装置的运行效果直接关系到外输商品煤层气的气质指标是否合格。因此，选择技术上适用、经济上合理的煤层气脱水装置至关重要。下面结合煤层气三甘醇脱水装置及其有关特性，就处理中心脱水装置单套规模及套数的合理选择进行技术经济分析。 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