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1 概述
天然气一般都含有饱和量的水蒸汽（简称水汽）。水汽是天然气中有害无益的成份。天然气中存在水汽，减少了输气管线对其他有效成分的输送能力，降低了天然气的热值，且当输气管道压力和环境温度变化时，可能引起水汽从天然气气流中析出，形成液态水、冰、或天然气的固体水化物。这些物质的存在会降低输气压力，减小输气管道通过能力，严重时还会堵塞阀门和管道及换热器等设备，影响平稳供气。在输送含有酸性组分的天然气时，液态水的存在还会加速酸性组分（H 2S、CO 2等）对管壁、阀门的腐蚀，减小管道的使用寿命。因此，天然气必须进行脱水。天然气脱水目前常用的工艺有：吸附干燥法、溶剂吸收法、冷冻分离法（即辅助制冷+注防冻剂工艺）。吸附法常用的吸附剂有硅胶和分子筛，溶剂吸收法常用的溶剂有二甘醇和三甘醇，在南海诸气田和终端中，大多采用的都是三甘醇脱水的处理工艺。
2 三甘醇脱水处理工艺流程2.1 三甘醇脱水装置工艺流程
含水天然气，经三甘醇进口分离器将天然气所含的少量凝液和游离水分离干净后，由三甘醇吸收塔底部
进入，自下而上通过吸收塔；三甘醇贫液从三甘醇吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔；逆向流动的三甘醇溶液和含水天然气在吸收塔内充分接触，天然气中的水分被吸收而进入液相，塔顶脱水后的天然气外输或下一步工艺处理[1]。
邱翊橙2.2 三甘醇再生流程
经天然气/TEG换热器冷却后的贫甘醇由天然气脱水塔塔顶进入，与天然气逆向接触过程中吸收天然气中的水蒸气，富甘醇溶液从脱水塔塔底流出，进入三甘醇再生系统。冷的富甘醇溶液首先经精馏柱顶部的加热盘管预热后，在冷甘醇换热器中与再生好的热贫甘醇换热，然后进入甘醇闪蒸罐，将三甘醇溶液吸收的烃类气体闪蒸出去。闪蒸罐底部排出的富甘醇依次经过颗粒过滤器和活性碳过滤器，除去富甘醇中的固体、液烃、化学药剂和其他杂质。富甘醇溶液再经热甘醇换热器加热后，进入重沸器上部的精馏柱中，并向下流入重沸器，与由重沸器中气化上升的热三甘醇蒸气和水蒸气接触，进行传质和传热，而从富甘醇中气化出来的水蒸气则由精馏柱顶部排入大气。再生后的贫甘醇从重沸器底部流出并经热甘醇换热器、冷甘醇换热器两次冷却后进入甘醇缓冲罐缓冲，经甘醇泵增压后去天然气/三甘醇换热器进一步冷却，最后进入天然气脱水塔顶部循环使用。
三甘醇再生塔为组合式结构，由塔顶冷凝部分、精馏柱、再生釜、提馏柱和换热罐组成，三甘醇再生塔塔顶水
汽经塔顶冷凝器冷却后，液相排入常压排污系统，气相排入CO 2放空筒。为了有效监控脱水效果，在装置出口一般都设置了在线水露点分析仪。
3 常见三甘醇损耗原因分析
（1）三甘醇再生釜温度设点不合适，较设计温度较高，易导致三甘醇的挥发量和变质量上升，增加三甘醇的损耗。
（2）三甘醇再生釜加热方式选择，目前采用的加热方式有导热油加热、电加热、点火加热，最好的是导热油加热该换热，其余两种加热方式或多或少存在有温度控制不稳定、换热效率低等特点，可能导致局部温度上升过快，加热不均匀等问题，增加了了三甘醇的变质，提高了三甘醇的损耗[2]。
（3）汽提气的投入使用，提高了汽提气夹带出三甘醇的风险，也在一定程度上的提高了三甘醇的损耗。
（4）生产不稳定，关停和复产时的大气量变化的情况，可影响三甘醇吸收塔气体流速的稳定，同时三甘醇因为吸收塔压力不稳定，则三甘醇循环量变化也较大，所以很容易出现大量三甘醇被携带到下游的情况，海上平台在每次关停和复产后，都会发现三甘醇有一定损失。
（5）吸收塔天然气流量超过脱碳脱水系统设计处理量，管线气体流速过快，吸收塔内气体上升流速
超越设计流速，吸收塔压降提高，流速和压降的变大容易导致液沫夹带量提升，也容易导致了三甘醇的大量损耗。
（6）三甘醇吸收塔有两种结构：泡罩式的接触塔、填料塔，相比较而言板式塔持液量更大，传质阻力更小，所以气体夹带液量大大减少，三甘醇损耗相对也就比较小，相反填料塔虽然结构简单，空间使用较少，但持液能力较低，传质阻力较大，所以海上平台相比于终端更容易引起三甘醇的损耗。
（7）三甘醇再生塔顶部回流冷凝器的温度控制不好，未能长期保持＜100℃，三甘醇尾气中的夹带量有可能提高，提高了三甘醇的损失和浪费；
（8）天然气中杂质、含油量等较高，易导致三甘醇受到污染，或三甘醇加热温度较高和换热不均匀，很容易引起三甘醇变质，所以三甘醇在使用时容易产生发泡，很大程度上也提高了三甘醇的损耗；乐东22-1气田、乐东15-1气田和东方1-1气田都曾出现过三甘醇变质或发泡的情况，一旦出现则需将系统的三甘醇全部更换，一般这种情况损失将高达5t以上。
（9）三甘醇循环泵以及管线上相关设备运行状况不佳，出现过一定的泄露量，这也是提升三甘醇损耗的重要形式。
三甘醇损耗原因分析及常见处理办法介绍
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中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东 湛江 524057
摘要：在三甘醇脱水处理工艺中，三甘醇损耗是一个比较常见的问题。文章首先介绍了三甘醇脱水处理的工艺流程，然后结合部分海上气田和陆地终端的生产经验，进行了三甘醇的损耗原因分析，最后根据分析出来的原因和现场的实际控制方法总结了相关装置的常见处理办法，并对相关装置的三甘醇损耗控制效果进行了评析，可供参考。
关键词：三甘醇脱水装置 控制效果评析 三甘醇再生流程
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4 三甘醇损耗减少的方法
（1）三甘醇再生釜温度设点调整，在满足脱水效果的前提下，尽量降低温度设点，一般控制在165~185℃；
（2）三甘醇再生釜尽量选择升温稳定、受热均匀的方式，如果条件允许最好采用导热油加热；
（3）减少汽提气的使用，目前乐东22-1气田、乐东15-1气田和东方终端都没有投用汽提器，在一定程度上可减少三甘醇的损耗，同时也可减少天然气的浪费；
（4）确保生产稳定，据乐东22-1气田的三甘醇损耗数据显示，平台在每次关停和复产后，都会发现三甘醇有一定损失，少则几十开，多则上百开；
（5）严格控制吸收塔天然气处理量，坚决不能超过脱碳脱水系统设计处理量；
（6）控制好三甘醇再生塔顶部回流冷凝器的温度，通过控制再生塔顶部回流冷凝器的富液流量，将温度严格控制在99℃，可最大限度地减少三甘醇的损失和浪费，同时还能保证三甘醇的纯度，这点在操作上难度并不大，大多数装置都可做到；
（7）严格控制好天然气中杂质、含油量，按时清洗过滤器，更换滤芯，及时化验三甘醇，避免出现发泡的情况，可较好地控制三甘醇的损耗。
（8）日常运行加强巡检监控，按时做好维保，确保三甘醇系统相关设备运行状况良好，避免出现泄露，也是降低三甘醇的损耗的重要方法。
5 三甘醇损耗控制效果评析
针对南海3个装置的三甘醇损耗情况进行了一些简单的对比分析：
（1）2012年乐东22-1气田三甘醇月均损耗1433L，经过上述工艺及参数优化控制后，2013年月均损耗降为683L。
（2）2012年乐东15-1气田三甘醇月均损耗500L，相
比较乐东22-1气田，主要是因为15-1气田处理气量只占22-1气田的一半左右，由此可见处理气量对三甘醇损耗影响巨大。
（3）东方终端脱水装置三甘醇损耗量自2010年投产后，一直保持一个较低水平，仅为78L/月，相比乐东22-1气田和乐东15-1气田而言，有以下几个特点：①处理气量极低，仅为乐东15-1气田的一半，为乐东22-1气田的1/4；②再生釜温度设点相比上诉两个海上气田低了15~20℃，平时仅控制在170℃左右；③生产稳定，东方终端因为上下游生产稳定，极少出现紧急关停等大气量变化的情况；④天然气品质较高，因为天然气已经过海上平台和终端多道工艺处理，很少含有杂质、轻烃等可污染三甘醇的物质；⑤东方终端采用的是热煤油加热再生的方式，温度控制稳定，换热效率较高，而上述2个气田均采用电加热；⑥东方终端采用的是泡罩式的接触吸收塔，相比于乐东2个气田的规整填料式的，具有持液量更大，传质阻力更小，气体夹带液量更少的优点。
综合对比发现，以上的控制措施可大大减少天然气三甘醇脱水工艺中的三甘醇损耗。
6 结束语
综上所述，使用控制三甘醇损耗的这种方式，能提高三甘醇脱水处理工艺的质量效果控制，还能进一步提升天然气开采的工作效率，增加企业的经济效益，因此十分值得推广应用。
参考文献 
[1]王文武，李永生，郭亚红，等.三甘醇脱水装置的节能设计[J].天然气与石油，2012（6）：22-25+80+6-7.
[2]蒋洪，杨昌平，吴敏，等.天然气三甘醇脱水装置节能分析[J].石油与天然气化工，2010（2）：122-127+87.
作者简介
虞声明（1987.09-），男，江苏扬州人，本科，工程师，从事石油开采生产工作。
程中操作又非常复杂，整体的工程量也很大。而杆式泵的自身结构也非常复杂，泵径尺寸也非常少，所以在油田开采过程中通常运用得较少。
玉楼春结局
在油田开采的过程中，因为受到常规的油杆强度和抽油机械本身结构的限制，所以泵的深度会或多或少受到限制，如果是处在液面较低的低渗油田中进行开采的话，那么开采工作不能有效地开展。如果
将玻璃钢抽油杆和钢杆有效地结合起来，然后再配合长冲程整筒泵技术的话，通过这些技术的有效整合就能够实现对低渗透油田的深度抽取，在提高油田开采效率的同时也能够增大开采量。
5 结束语
随着我国经济发展和市场规模的不断扩大，我国石油工业和工艺的发展也变得越来越重要。在低渗透油田进行石油开采的过程中，一定要根据每个油田的实际情况来运用先进的采油技术，这样才能够有效地减少石油开采的过程中产生的种种技术问题，最终提高开采的工作效率。
参考文献
[1]黄建东，孙守港，陈宗义，等.低渗透油田注空气提高采收率技术[J].油气地质与采收率，2013（6）：26-32
西域男孩解散[2]高长虹.提高原油采收率的电动力学新方法[J].河南石油，2013（2）：65-69.
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