8月23日18点，中油工程建设公司西南分公司承担的宁209井区中心站扩建脱水装置一次投产成功，标志着分公司承担的国内单套最大页岩气脱水装置开启页岩气地面建设新的篇章。
也许小伙伴们会问，国内单套最大？那以前是多大，现在是多大？
按照中石油和中石化调研，昔日最大的规模为300万方/天，现在的规模是450万方/天，可以说，当前投产的单套页岩气脱水装置规模规模一下子扩大了1.5倍。
背景介绍
宁209井区中心站扩建工程是四川长宁公司和西南油气田分公司的重点项目。根据中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司《四川盆地页岩气“十三五”勘探开发业务发展规划》的总体目标，加快页岩气产业化示范区建设工作。到2020年，长宁区块建成年产量达到50.0×108立方米/天，与之配套的长宁区块天然气脱水装置建设总规模为1500×104立方米/天，由于已建成宁201井区中心站脱水装置和已建宁209井区中心站脱水装置不能满足气田开发需求，因此有必要增设天然气脱水站与开采规模相配套，依据《长宁页岩气田年产50亿立方米开发方案》的批复，本工程拟在宁209井区中心站扩建1列集气装置、1列外输装置、1列TEG脱水装置，设计规模为450×104立方米/天。
宁209井区中心站扩建工程主体装置包括集气、脱水和外输装置，其建设规模为450×104立方米/天。西南分公司承担了所有的施工图设计任务，并提供1套450×104立方米/天 TEG脱水模块装置和1套分离计量橇的供货。该脱水装置采用页岩气标准化设计流程，优化各项设计参数，大大节约了工艺设备的投资，是国内建成投产的单套最大页岩气脱水装置。
既然是这么大规模，又节约了投资，那该装置还有哪些特点呢？
装置特点
1本工程以西南油气田分公司发布的《西南油气田分公司页岩气田站场标准化设计》为基础，吸取宁201H1井脱水站、宁209井区脱水站的设计经验，优化设备平面布置。
2采用成熟的TEG脱水工艺，流程简单且与其它脱水法相比具有可获得较大露点降、热稳定性好、易于再生、损失小、投资和操作费用省等优点。
3TEG富液采用机械预过滤、活性炭过滤、机械后过滤的三级过滤方式，尽可能除去溶液系统中携带的机械杂质和降解产物，保持溶液清洁，防止溶液起泡，可减少溶剂损耗，有利于装置长周期安全平稳运行。
4采用板式换热器，体积小换热效果好，能有效降低了TEG贫液进循环泵的温度，使泵在良好的操作条件下运转。
5TEG再生所采用的直接火管加热方法技术先进、成熟，操作方便、可靠。
6使用汽（三甘醇再生时用的原料天然气干气汽）提气，可提高脱水深度、节约能耗，满足产品天然气对不同的水露点要求。
宁209井区中心站扩建脱水装置的顺利投产，不仅实现了技术从理论走向了现实，而且大大提高了效能节约了资源，为四川长宁天然气开发有限责任公司，建成年产50亿页岩气规模的目标奠定了良好基础，也为即将到来的2019-2020年冬季保供提供了有力保障。
