无机盐与硫化氢对天然气三甘醇脱水的影响

目的 探究无机盐与硫化氢(H₂S)对天然气三甘醇脱水的影响规律。方法 综述了无机盐与硫化氢在三甘醇脱水性、再生性、流变性、发泡消泡性能以及腐蚀性等方面对天然气三甘醇脱水的影响。结果 随着三甘醇溶液中无机盐和硫化氢的富集,三甘醇溶液流变性下降,易发泡且消泡困难,还会与三甘醇发生反应,引起三甘醇变质,脱水效果明显下降。含硫化氢的三甘醇溶液具有腐蚀性,腐蚀管道和设备后产生铁离子,进一步影响三甘醇的性能。结论 由于三甘醇自身的化学结构易受破坏以及外界高温环境,使得三甘醇易发生变质。在天然气采用MDEA进行脱硫时,需要控制MDEA的添加量。建议：(1)深入研究三甘醇变质机理;(2)建立各无机盐离子与硫化氢对三甘醇溶液脱水性能影响的模型;(3)建立统一的三甘醇溶液废弃标准。     

三甘醇脱水工艺探讨

以东方1-1气田项目基本设计中的三甘醇脱水装置为例,探讨三甘醇脱水工艺的一般流程、主要设备的性能、工艺计算步骤及主要工艺参数的选择和确定.     

三甘醇脱水工艺探讨

以东方1-1气田项目基本设计中的三甘醇脱水装置为例,探讨三甘醇脱水工艺的一般流程、主要设备的性能、工艺计算步骤及主要工艺参数的选择和确定。     

杂质对三甘醇脱水能力的影响研究

天然气净化装置脱水三甘醇溶液在长期使用过程中,易受到污染,从而降低三甘醇脱水能力,影响正常生产。本文通过随机抽样检测,确定三甘醇中杂质种类与含量,明确研究目标。自主设计、搭建一套模拟现场脱水装置运行状况的实验装置,高压下以携水氮气模拟湿天然气,研究各杂质对三甘醇脱水能力的影响。并通过正交实验考察各杂质之间的交互关系,得到影响三甘醇脱水能力的显著因素。结果表明,热稳定性盐中的Mg~(2+)、Ca~(2+)、Fe~(3+)、K~+,有机杂质中的甲基二乙醇胺(MDEA)、甲醇,固体悬浮物中的FeS对三甘醇脱水能力影响显著。Mg~(2+)、MDEA以及Mg~(2+)与MDEA的交互作用严重抑制三甘醇的脱水能力,在现场生产中应重点监测,保证脱水装置正常运行。     

天然气三甘醇脱水系统工艺技术

天然气在离开油藏时通常含有水蒸气,有些油田还含有H2S和CO2,酸性气体会使管线和设备腐蚀,水蒸气在天然气的压力和温度改变时容易形成水化物,不符合天然气集输和深加工的要求,因此必须脱除天然气中的水蒸气、H2S和CO2。     

污染物对三甘醇脱水性和发泡性影响的研究

从地下开采的天然气携带有水分，在高压或冷却条件下，这些气相水分凝结为液相水分而对脱水处理装置和输气管线造成危害，必须用三甘醇脱除天然气携带的水分。文章讨论了长庆油田第一采气厂在脱水过程中遇到的三甘醇溶液受到气体水合物、气井缓蚀剂、腐蚀产物以及降解产物的污染并导致三甘醇溶液发泡、降解和脱水性能恶化的问题，在实验室研究了各种污染物对三甘醇脱水性能和发泡性能的影响。认为水是三甘醇脱水性能下降的主要原因，水浓度达到3%时必须更换三甘醇溶液；天然气中的凝析油对溶液发泡性影响最显著，减压蒸馏残液的影响次之，气井缓蚀剂的影响最小；各种污染物对三甘醇溶液泡沫的稳定性能影响较复杂并且影响程度随浓度不同有变化，浓度在0.2%以内凝析油的影响程度相对比较大而其它污染物影响相对较小，当浓度大于0.2%时，减压蒸馏残液、气井缓蚀剂的影响明显增加而凝析油影响趋于平缓。     

三甘醇脱水系统扩容改造

WZ12-1A平台上的原天然气三甘醇脱水系统无法满足增产的需要,需扩容改造。经过计算,采用规整填料代替原塔盘,并更换了1台换热面积更大的管壳式换热器,增加了1台板式换热器。通过实例证明了将三甘醇塔盘脱水系统改造为填料脱水系统是可行的,并为进行此类海上改造工程作业提供借鉴。     

填料塔在天然气三甘醇吸收脱水中的应用

计算了填料层的高度。计算结果表明在液气比很低的情况下,用比表面积小的填料由于润湿较充分,填料表面效率高,比用比表面积大的填料,填料层高度低,塔直径小。用φ50的金属鲍尔环比用φ25的填料层低1米,塔直径小20%。     

三甘醇脱水系统在歧口18-1油田的应用

介绍三甘醇脱水的原理和渤海歧口18-1油田的三甘醇脱水及再生系统,分析该系统存在的三甘醇发泡及消耗量较大等问题,提出相应的解决措施,指出在生产管理和操作中需要注意的一些问题.     

页岩气三甘醇脱水装置脱水效果评价研究

页岩气井的开发具有生产初期产气量大、中后期衰减快的生产特征。三甘醇脱水装置处理量过大会导致脱水负荷超过最佳工况的允许范围,脱水效果不理想。鉴于此,采用HYSYS软件对三甘醇(TEG)脱水装置进行了流程模拟,定量分析了三甘醇贫液质量分数、三甘醇循环量对三甘醇脱水装置脱水效果的影响,并根据脱水装置在不同处理量下的现场实际考核数据,与模拟结果进行对比验证,从而验证了模拟结果的准确性。研究结果表明,为满足三甘醇贫液质量分数在99%以上的生产控制指标,可在确保再生温度不超过热降解温度204 ℃的前提下,适当提高重沸器温度,并在15～25 m³/h的范围内合理提高汽提气量。当贫液质量分数高于99%、水露点远低于设计值时,建议在保证产品气水露点达标的前提下,适当降低三甘醇贫液的总循环量,从而降低重沸器燃料气耗量,降低能耗。      

撬装脱水装置退液流程优化

靖边气田集气站内安装的撬装甘醇脱水装置在正常运行时的三甘醇消耗量符合石油行业标准,但是在年度检修、技术改造等需要脱水撬停产且须退出其内溶液时三甘醇消耗量较大。通过对脱水撬自身工艺流程、内部结构及员工操作方法等方面进行详细调研和分析,找到了导致脱水撬停产时三甘醇损耗量大的原因,然后结合现场实际情况采取了两项简单易行的措施:改造马龙尼脱水撬排污流程,改进脱水撬停产前的退醇方法。现场应用情况表明,采用优化后退醇流程可有效降低脱水撬停产时三甘醇的损耗量,进而降低企业生产成本和物料拉运时的交通风险,具有一定的推广价值。     

三甘醇脱水技术在元坝气田净化装置中的应用

针对水摩尔分数约为0.09%、体积流量为9.6×10⁴~10.6×10⁴ m³/h的湿净化气,三甘醇(TEG)循环量为2.50~2.85 t/h,外输产品气水露点在-19℃以下,满足水露点要求。当TEG重沸器蒸汽用量为529~549 kg/h时,再生后TEG质量分数从96.9%升至99.7%。为了避免TEG再生热源不稳定、贫溶剂后冷管式换热器结垢严重等工艺缺陷,对脱水工艺进行了优化:①以自产表压为3.8 MPa的中压蒸汽为热源,确保TEG再生温度稳定,并使其易于调节,拟合蒸汽用量与TEG重沸器温度关系曲线;②采用富TEG未预热直接闪蒸工艺,减少富液预热过程,去除富TEG中大部分轻烃组分,在满足脱水单元要求的同时,减小能耗和节约成本;③将TEG贫液后冷器由管壳式换热器更换为不锈钢材质的波纹板式换热器,更换后换热器长时间运行平稳,减少了换热器配件的更换频次。     

HYSYS软件在某海上气田三甘醇脱水工艺中的应用

为了优化某海上气田三甘醇脱水工艺,确定合理参数,实现最优处理效果,采用HYSYS软件建立模型,在天然气处理量为200×10~4 m~3/d、吸收塔操作压力(表压)为10 600 kPa、贫甘醇循环量为1.17 m~3/h的工况下,对天然气入口温度、贫甘醇入口温度、贫甘醇质量分数、再沸器温度、汽提气流量进行模拟优化,得到各自变量与因变量之间的变化关系。在此基础上,得出最优运行参数,从而指导现场实际。经验证,在天然气入口温度为33℃、贫甘醇入口温度为40℃、贫甘醇质量分数为99.30%的工况下优化参数,天然气脱水系统运行正常,外输干气水露点达到平台外输标准,表明HYSYS软件可根据实际工况对现场工艺参数模拟优化,结果较准确,可在其他海上气田推广应用。     

某海洋气田中心平台三甘醇脱水系统模拟研究

使用Aspen HYSYS软件,对某海洋气田中心平台正在运行的三甘醇(TEG)脱水装置进行模拟计算。在天然气处理规模为175×10~4 m~3/d(15.6℃,101.325 kPa),操作压力(G)9000 kPa,操作温度35℃的条件下,对贫TEG循环量及其质量分数、再沸器温度和汽提气流量进行模拟优化,得到最佳运行参数,并应用于生产操作。在此操作条件下,天然气脱水系统运行正常,干气中水质量浓度不大于30 mg/m~3,满足干气外输要求。     

Experimental investigations on the phase behavior of the aromatic mixtures regarding the performance enhancement of natural gas dehydration processes in petroleum industry

The phase behavior of ternary systems in three-phase separator including benzene-heptane-water and toluene-heptane-water are investigated at 298.15 K and 308.15 K. It is shown that the water solubility in hydrocarbon phase and the benzene and toluene solubilities in aqueous phase decrease considerably with increasing n-heptane concentration. Moreover, the discarded water phase from three-phase separator to the environment in azeotropic regeneration process is less contaminated by aromatic compounds (BTEX) in comparison with the one in the traditional dehydration process. It is shown that the n-heptane can be used as a stripping medium in the azeotropic regeneration process to achieve less than 1% water in the TEG solvent employed for natural gas dehydration process of gas refining plants.     

天然气三甘醇脱水工艺的技术进展

对天然气开发过程重要配套工艺之一的原料气三甘醇(TEG)脱水的技术发展动向进行了讨论。目前,应用最广泛的贫TEG提浓措施为惰气气提,该措施可将贫TEG质量分数提高至99.20%~99.98%,相应的露点降范围为55~83℃。经改进的Drizo工艺可使干气中水的质量分数降至1×10~(-6)以下,脱水深度达到分子筛吸附脱水的水平。该工艺还具有减少BTEX/CO_2排放、可回收原料气所含芳烃、降低投资与成本等技术经济优势,尤其适用于FLNG工程。同时,近年来在国外建设的TEG脱水装置上,高效规整填料、电动齿轮泵、能量转换泵和全焊式板式换热器等新型设备及材料的应用日益普及。     

基于敏感性分析的三甘醇脱水系统调节方法研究

为了研究不同操作参数对三甘醇(TEG)系统脱水效果的影响程度,以国内某海上平台设计处理能力为5×10⁴ m³/h的TEG脱水系统为研究对象,使用HYSYS软件建立了符合现场运行状况的模型。采用单一变量法,分别模拟计算了贫TEG循环量、入口湿气温度、再沸器温度和汽提气量4个操作参数的相对敏感度参数绝对值。通过逐次调节各工况点下最敏感的操作参数,使产品气中水含量降低至目标要求。模拟结果表明,先将入口湿气温度由40 ℃降至37 ℃,再将再沸器温度由195 ℃升至196 ℃,是当前工况点降低产品气中水含量的最优方案。采用该方案进行现场调试,产品气中水质量浓度可由13.31 mg/m³降至8.44 mg/m³,调试结果与模拟结果接近。调节各工况点最敏感操作参数直至满足产品气中水含量要求的方法可为今后TEG系统的调节提供参考。 