肖 乐 王 刚 吴明鸥

1. 中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;2. 中国石油西南油气田公司天然气研究院, 四川 成都 610213

0 前言

四川盆地是中国五大产气区中唯一的页岩气产气区[1],2020年中国石油在四川盆地的页岩气年产量已突破100×108m3。该地区页岩气气质组分较为单一,甲烷摩尔含量可达98%以上,CO2含量低且不含H2S[2],经过分离、脱水处理后即可满足管输气要求。因此,页岩气开发地面工程多建有脱水装置。针对页岩气井压力衰减较快的特点,考虑到开采后期上游来气需经过压缩机增压并采用空冷器冷却后进入脱水装置的工况,结合四川盆地夏季气温条件,前期建设页岩气脱水装置的原料气进气温度按45～50 ℃进行设计。较高的原料气进气温度会提高原料气进气含水量,使脱除水量增加,从而导致三甘醇(TEG)循环量增大,再生系统规模增大,进而影响到TEG脱水装置能耗。

1 装置现状

1.1 工艺流程

目前页岩气开发地面工程多采用TEG脱水工艺[3],用质量分数约99.6%的TEG贫液作为脱水剂,脱除原料天然气中的大部分饱和水。经吸收塔脱水后的干净化天然气作为产品气外输,吸水后的贫液采用常压火管加热再生法再生,并通过干气气提进一步降低其浓度,热贫液经换热、增压后返回吸收塔循环使用,富液再生产生的废气去尾气灼烧炉焚烧后排入大气。工艺流程见图1。

1.2 装置能耗

前期建成投产的部分页岩气TEG脱水装置能耗数据见表1。

表1 前期建成投产的页岩气TEG脱水装置能耗数据表