三甘醇脱水装置工艺分析
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三甘醇脱水装置工艺分析
摘要:涩北气田作为国内四大主力气田之一,已成为西气东输的重要气源地,现拥有三甘醇脱水装置17座。三甘醇脱水装置良好的脱水性能为气田的生产提供了有力保障,成为气田生产的核心设备。随着气田的进一步开发,部分脱水装置出现了三甘醇损耗超标等问题,这些问题给气田的生产带来一定困难。通过对脱水装置各单元运行参数以及脱水后水露点等进行现场测试,进一步摸索了脱水装置的工作情况,并优化运行参数、完善工艺,确保脱水装置平稳、经济运行。
关键词:三甘醇;装置指标;天然气;涩北气田
涩北气田在十几年的生产运行中,三甘醇脱水装置脱水深度基本能够满足生产要求,三甘醇损耗量、燃气量损耗、装置故障率低都在经济运行范围内。但由于地层水、整体运行压力等原因,三甘醇脱水装置出现脱水后天然气露点不合格、重沸器火筒变形或者穿孔、换热盘管腐蚀、三甘醇损耗率超标等现象,经过深入分析,对以上问题有一定的认识。
1 三甘醇再生流程
贫三甘醇经套管式气液换热器与出塔后的天然气换热,贫三甘醇由塔顶部进入吸收塔,由上而下与由下而上的湿天然气充分接触,吸收湿天然气中的部分水分。吸收水分后成为富液的三甘醇溶液在塔底部流出,经甘醇循环泵进入精馏柱换热盘管,被蒸汽加热后进入闪蒸罐,闪蒸分离出溶解在富液中的烃气体。
甘醇由闪蒸罐底部流出,依次进入teg机械过滤器和teg活性炭过滤器。通过teg机械过滤器除去富甘醇中5μm 以上的固体杂质;通过teg活性炭过滤器吸附掉富液中的部分重烃及三甘醇再生时的降解物质。过滤器均设有旁通管路,在过滤器更换滤芯时,装置通过旁通管路继续运行。
经过滤后富甘醇进入三甘醇贫-富teg换热器,与热贫甘醇换热升温后进入精馏柱。在精馏柱中,通过精馏段、塔顶回流及塔底重沸的综合作用,使富甘醇中的水分及很小部分烃类分离出塔,塔底重沸温度为180~188℃。
在重沸器和缓冲罐之间设置有汽提柱,重沸器中的贫甘醇经贫液汽提柱,溢流至三甘醇缓冲罐。在通入汽提气前,汽提柱内液相(甘醇)和气相(水蒸汽)之间存在两相平衡。在通入汽提气后,大大降低了水蒸汽的分压,贫甘醇中的水进一步蒸发出来以满足新的平衡,从而导致贫甘醇浓度进一步提升。
2 脱水装置参数评价
2.1 吸收塔
吸收塔压力在4.0~5.5mpa、差压在0.08~0.12 mpa、温度在17~28 ℃,主要原因是涩北气田是集中脱水工艺,各集气站的外输气经过集气干线汇集到脱水站进行集中脱水。
2.2 重沸器
teg重沸器采用负压炉加热再生工艺,通过火管加热三甘醇富液至190 ℃左右来蒸发掉其中的水份,达到再生目的。由于涩北气田
地处高原,平均海拔2750米,因此,重沸器温度设置值为180~188℃。在日常生产中发现,温度设定在这个范围,脱水装置运行平稳,故障率低,燃气消耗少,露点合格。
检修中发现teg重沸器内部严重结焦,u型火筒附着很厚的盐结晶等物质,火筒变形、穿孔。
3 脱水装置主要指标
3.1 干气的水露点
水露点是评价脱水装置运行效果的主要指标。普帕克系列橇装式脱水装置脱水后干气水露点在-7~-21℃,平均为-16℃,基本能够达到设计要求;马龙尼橇装式脱水装置脱水后干气水露点在0~
-18℃,平均为-10℃,达不到设计要求。
3.2 三甘醇损耗率
4 结论
4.1 进入脱水系统的天然气预处理深度不够,天然气中的气态水、杂质很多,导致:a.天然气中的矿化度高;b.无机盐易于甘醇发生反应生成结晶醇;c.无机盐和泥沙在重沸器等设备的表面附着;d.甘醇被污染发泡、密度增大、黏度降低、ph值增高。
4.2 由于火筒周围附着了很厚的盐结晶和泥沙,造成火筒的热效率低,大火长时间的灼烧,造成火筒变形或穿孔。
4.3 重沸器温度控制不当,三甘醇分解成乙二醇等,或者发生脱水缩合反应生成高聚物等。
5 建议
5.1 在橇装式脱水装置的运行管理中,进行适当调节,优化脱水装置运行:a.根据配产及时调节加热炉的状况,保持吸收塔温度在20~28℃;b.根据处理气量的大小及时调整泵次;c.根据三甘醇循环量、再生情况,及时再生温度、汽提气量。
5.2 加强天然气进吸收塔前的预处理。
5.3 及时更换过滤器滤芯,加强溶液过滤,并监测溶液发泡趋势,保证装置平稳运行。
5.4 定期检测溶液ph值,当ph值不在7.3~8.5之间时加入弱酸性物质进行调节。
5.5 保证脱水装置在设计处理气量范围内运行,以减少三甘醇损耗,保证水露点合格。
5.6 对三甘醇脱水装置进行定期除盐。
5.7 三甘醇脱水装置增设减压蒸馏分离装置,提高三甘醇的利用率。
参考文献
[1]张书成,李亚萍.进口天然气橇装式脱水装置运行评价及参数优化[j].天然气工业,2006,26(9).
[2]郭彬,何战友.三甘醇失效原因分析及回收研究[j].天然气工业,2006,26(9).