乙二醇溶液中高溶解度盐脱除工艺模拟

TE53; 深水天然气田开发中，常用乙二醇作为水合物抑制剂。由于深水气田的采出水中含有大量的盐，常规的乙二醇再生回收系统在处理高含盐的乙二醇富液时，将产生结垢问题。这将对海上平台的生产系统带来严重影响，甚至可能导致平台停产。因此，深水气田开发时需在乙二醇溶液再生回收的同时将其中的盐脱除。针对乙二醇再生脱盐回收系统中的高溶解度盐脱除系统部分，利用A spen Plus建立了其核心工艺流程，并模拟和分析了乙二醇脱高溶解度盐系统中循环温度、循环流量、原料含水率等因素对系统工艺的影响规律。结果表明，针对本文的实例，在工程上采用0．15 M Pa的闪蒸压力（绝压），141～145℃的循环加热温度，循环流...

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Published in石油与天然气化工 no. 5; pp. 77 - 81
Main Authors 梁羽, 贺三, 林林, 王赟, 邹永莉, 袁宗明
Format Journal Article
LanguageChinese
Published 中海石油深海开发有限公司 2015
西南石油大学%西南石油大学%中海石油深海开发有限公司
Subjects
A spen Plus
乙二醇再生
工艺模拟
Aspen Plus
process simulation
deepwater
ethylene glycol regeneration
深水
desalt
脱盐
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ISSN1007-3426
DOI10.3969/j.issn.1007-3426.2015.05.016

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Summary:TE53; 深水天然气田开发中，常用乙二醇作为水合物抑制剂。由于深水气田的采出水中含有大量的盐，常规的乙二醇再生回收系统在处理高含盐的乙二醇富液时，将产生结垢问题。这将对海上平台的生产系统带来严重影响，甚至可能导致平台停产。因此，深水气田开发时需在乙二醇溶液再生回收的同时将其中的盐脱除。针对乙二醇再生脱盐回收系统中的高溶解度盐脱除系统部分，利用A spen Plus建立了其核心工艺流程，并模拟和分析了乙二醇脱高溶解度盐系统中循环温度、循环流量、原料含水率等因素对系统工艺的影响规律。结果表明，针对本文的实例，在工程上采用0．15 M Pa的闪蒸压力（绝压），141～145℃的循环加热温度，循环流量是进料物流流量的60倍是可行的。
ISSN:1007-3426
DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.05.016