海上油气田天然气TEG 脱水装置的国产化研究

曲俊生

（中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200335）

1 技术背景

天然气脱水是海上气田生产的核心处理任务，脱水不达标的天然气在输送过程中会生成水化物，进而堵塞海管并发生腐蚀。现阶段，国内海洋平台天然气TEG 脱水及再生撬长期被国外厂商所垄断。

天然气脱水及回收装置包括预处理单元、脱水单元、TEG 回收单元、TEG 再生单元，是一个庞大的系统设计、选型、建造过程。国外厂商交货周期较长，一般在12 个月以上，并且服务人员现场服务费用昂贵，一般为1900美元/人/天。我国陆上油气田天然气TEG 脱水装置已逐步实现国产化，并且已经实现该装置的整体出口至沙特阿美国家石油公司，成功打入国际市场。为了坚持“引进来，走出去”的思路，积极落实关键设备“国产化”。中海油有限上海分公司在PH1 项目中，成功实施了TEG脱水及再生系统的国产化。

2 工艺流程及设备特点介绍

待处理天然气首先进入预处理器，截留天然气中的液滴和固体颗粒，本项目采用立式预处理器，进一步节省了占地面积。预处理后的天然气之后进入吸收塔脱水。在吸收塔中，天然气从塔下部进入，脱水的TEG 从塔顶喷淋，气液在塔中间的填料中接触传质传热。脱水后的天然气从塔顶流出后与再生的TEG 再次换热，之后外输。从塔底流出的吸收水分后的TEG 经节流降压后进入TEG闪蒸罐，将降压闪蒸出的部分轻烃气体排出，之后进入颗粒滤器和活性炭滤器除去杂质，进一步换热后进入再生塔脱水，贫TEG 从塔底流出进入TEG 缓冲罐，并通过TEG 增压泵打回吸收塔,见图1。

2.1 预处理器

待处理天然气首先经过此处理器过滤掉天然气中的液滴和固体颗粒，再进入吸收塔。设置预处理器的目的主要有：

（1）防止TEG 起泡进而降低TEG 的吸水性能。

（2）防止TEG 损耗增加。

（3）防止TEG 的循环量增加较多，且影响塔的吸收效率和增加维修工作量。

过滤器国内各油气田一般采用卧式分离器，但其占地面积大，以本套脱水装置为例，气量为21.43x104Sm3/h@11.45MPaG，若采用卧式分离器，其撬块尺寸为LxWxH=5mx3mx3m。目前随着滤芯技术的发展，聚结滤芯能够更高效的去除气体中所携带的游离液滴，且可采用立式安装，占地面积小。同样以本套装置为例，立式过滤器撬占地仅为LxWxH=3mx2.5mx4m。更符合海上平台对于装置紧凑化，立体化的要求。综上所述本次进口采用立式过滤器。

2.2 吸收塔

湿天然气在吸收塔中脱出水分变为合格天然气。由于海上空间有限，吸收塔主要采用填料式。吸收塔的塔径主要由天然气流速和空塔气速来确定，理论塔板数和填料形式影响吸收塔的塔高。

因填料对泡沫有限制和破碎的作用，填料塔更适用于易起泡物系和腐蚀性物系，而PH1 期项目原料气中含有腐蚀性物质CO2，因此，本项目中脱水吸收塔选用填料塔。同时考虑到海上平台对设备尺寸及重量的控制，因此吸收塔捕雾装置采用国际上先进的技术，安装该装置后，吸收塔直径比安装普通捕雾装置的减少200mm，即直径缩减12.5%，使吸收塔重量减少20%。

2.3 贫/富TEG 换热器

换热器可以提高能量利用率，回收贫TEG 的热量对富TEG 进行预热，有利于TEG 在闪蒸罐的轻烃分离并减少塔底重沸器的负荷。

若HY1 脱水及再生装置采用管壳式贫/ 富甘醇换热器，换热器长度将达到6.5m，TEG 再生撬长度将超过14m。而采用板式换热器体积更小，换热效率更高，可使本项目TEG 再生装置中贫/富甘醇换热器的长度仅为1.1m，最终再生撬总体长度为8.5m，节约占地面积27.5m。

2.4 再生塔和塔底重沸器

再生塔和塔底重沸器是TEG 再生系统的主要部件，重沸器主要是热油加热或电加热形式。需要再生的富TEG从中部进入，与从塔底上升的气体接触进行传质传热，脱除TEG 中的水蒸气。

3 国产化关键技术

3.1 本脱水装置设计要求高

设计处理量为21.43×104Sm3/h， 设计露点为-10℃，气源饱和含水温度为5℃～60℃之间，设计进口气量大，温度高，天然气水含量高，脱水装置脱水负荷大。本项目采用HYSYS 和PROMAX 软件模拟，并与其他现场数据对比修正。最终现场运行露点为-24℃，达到设计指标-10.2℃要求；三甘醇再生纯度98.5%，达到进口设备处理指标（95～98%）。

3.2 本装置国产化程度高

整套脱水及再生系统的工艺流程设计、容器制造、整体成橇均由国内厂家完成，其中高压脱水塔、再生设备、高压泵等均在国内生产并成橇。尤其是脱水装置前后滤器使用聚结式过滤器，占地小、效率高。其中脱水塔后置滤器担负三甘醇再回收功能，使得PH1 项目脱水装置三甘醇损耗量不超过设计水平的一半。

3.3 本脱水装置上游气源多，油藏非均质性表现典型，工况适应要求高

针对共5 个井口平台来气量、组分、温度等各不相同。优化工艺系统，使其能够根据气源变化而调整处理量。最小处理量为设计处理量10%，最大处理量为设计处理量的120%，适应目前所有工况。同时，针对后期开发气源的接入，充分考虑了接口的预留,见图2。

图2 TEG 脱水装置海上安装调试

4 结语

TEG 脱水再生装置开车调试后，经TEG 脱水后的天然气水露点远低于设计值的-10.5℃，目前运行露点可以达到-24℃，远远高于设计要求。这样优良的运行效果在国际同类产品中也是不多见的（见表1）。

表1 国内海上平台现有的典型TEG 脱水及再生系统对比

PH1 期项目，其21.43×104Sm3/h@11.45MPaG 的天然气TEG 脱水装置国产化后，取得了令人满意的效果，其设计参数技术含量高，处理量大、操作压力高，设计难度可覆盖大多数海洋平台的需要，具备极高的国产化推广性，这将有力地推动中海油天然气核心生产处理设施的国产化进程。