冷油吸收与DHX工艺的比较

为了界定在轻烃回收中冷油吸收工艺和DHX工艺的适用范围,以五种原料气用HYSYS软件在操作条件相同和C3收率相同两种情况下,对冷油吸收工艺和DHX工艺进行了比较,结果发现原料气中C3含量低于11%的情况下DHX工艺优于冷油吸收工艺,原料气中C3含量大于11%的情况下冷油吸收工艺优于DHX工艺。可供设计时参考。     

基于DHX工艺的伴生气处理工艺能耗分析与研究

随着环保、节能要求的不断提高,油田伴生气回收利用逐步趋于完善。为提高伴生气回收装置的运行效率,提高C⁺₃收率的同时降低设备能耗,采用HYSYS软件对直接换热(Direct Heat Exchange, DHX)工艺的运行参数与能耗和C⁺₃收率的相关性进行模拟研究、分析规律,并通过现场实践验证模拟数据与现场运行数据的相关性。验证表明,压力与温度的变化均会对轻烃回收系统的能耗和收率有明显影响：当系统压力为1.8 MPa、低温分离器冷凝温度为-42℃、DHX塔回流温度为-58℃时,DHX工艺从设备能耗、C⁺₃收率方面可达到最优效果,全年可实现轻烃增产233.6 t、节能降耗7 008 kW·h。研究结果表明,软件模拟与现场验证相结合的试验方法可有效应用于轻烃回收过程中的参数优化、节能降耗、提质增效等方面研究,DHX工艺能耗分析及节能研究对轻烃生产具有一定指导意义。     

基于改进神经网络的丙烷回收流程多目标优化

利用流程模拟软件HYSYS,根据某处理厂的实际运行数据,模拟不同操作参数下丙烷回收的直接换热流程(DHX),分析了低温分离温度、DHX塔顶温度、回流罐温度对丙烷收率及系统能耗的影响规律。以改进后的BP神经网络建立流程多目标优化模型,采用NSGA-Ⅱ算法对其进行多目标求解。其结果表明:改进后的BP神经网络对丙烷收率及系统能耗的预测精度高,相对误差均在2%以下。用NSGA-Ⅱ算法得到的Pareto解集能够为流程的设计与实际生产提供指导性作用。     

DHX轻烃回收工艺不同运行模式分析

DHX轻烃回收工艺常增设脱乙烷塔回流系统,以提高轻烃收率。以塔里木轻烃回收厂原料气组分、压力等实际参数为研究基础,在合理确定研究边界条件的基础上,应用HYSYS软件对DHX轻烃回收工艺可能存在的4种运行模式进行理论分析,通过对比分析可知:①J-T阀+回流泵的运行模式是不可行方案;②膨胀机制冷模式下,脱乙烷塔塔顶回流在显著提高丙烷收率的同时,可降低F线循环量43%,对于大型装置,可大幅度减小脱乙烷塔、DHX塔及屏蔽泵设计尺寸,减少设备投资与制造难度;③F线出冷箱温度对循环量的影响较大,在J-T阀制冷工况下,F线出冷箱温度应尽量控制在较高值,避免DHX塔底泵流量过小;在膨胀机制冷工况下,F线出冷箱温度不宜过高,避免DHX塔底泵超负荷运行;④在膨胀机制冷工况下,F线出冷箱温度过低时,DHX塔顶部回流量降至最小循环量以下,装置丙烷收率快速下降;⑤要使装置丙烷收率达到98%以上的先进水平,回流罐温度不宜高于-31 ℃。      

天然气轻烃回收DHX工艺优化研究

设计了一种用于天然气轻烃回收的DHX工艺,并考察了原料气预冷温度、膨胀机出口压力与原料气中C1/C2组成对DHX塔温度、丙烷压缩机功率、产品气增压机功率、膨胀机功率和C3+收率的影响。结果表明:丙烷压缩机功率和C3+产品收率均随着原料气预冷温度的降低先增大后减小;随着膨胀机出口压力的降低,DHX塔出口物料温度逐渐降低,产品气增压机功率、膨胀机功率和C3+产品收率均显著增加;原料气中n(C1)/n(C2)逐渐增大,使得DHX塔进出口物料温度明显降低,导致C3+产品收率逐渐增加。优化后DHX工艺为原料气预冷温度为-40℃,膨胀机出口压力为3.2MPa,C3+收率可达到97.18%。     

轻烃回收中DHX工艺研究

轻烃回收中的DHX工艺,自从1995年引入我国后,得到了广泛应用,已建装置约10套左右,但对于DHX工艺的应用范围的研究深度还不够。按原料气中C3含量排列,对国内外13种C3含量不同的天然气用HYSYS软件进行了计算,考察了DHX工艺对不同原料气的适应性。对标准流程和原料气压缩机出口气体冷却后加分离器两个方案分别进行了计算。给出了各关键点的操作条件、产品组成、C3收率以及能耗的对比情况。此外,还对比了降低DHX塔压力对于C3收率的影响。用翔实的数据证明了DHX工艺的应用取决于原料气中C3含量,并非通常所说的C1/C2比值。随着原料气中C3含量的增加,C3收率逐渐下降,当原料气中C3含量大于11%时,DHX工艺效果已不明显甚至已不能应用,此时C1/C2的比值再小也无法应用DHX工艺。     

广安轻烃回收工艺方案选择

针对广安气田低渗透、低压气藏、初期原料气压力衰减速度快的特点,结合原料气气质条件,按照轻烃回收工艺方案选择原则,初步选择膨胀机制冷、DHX工艺和浅冷一油吸收法三种工艺方案,采用HYSYS模拟软件对各方案进行流程模拟优化计算,通过各方案的C3＋收率和装置运行能耗两项指标进行对比分析,最终采用膨胀制冷工艺。     

高尚堡天然气处理装置改进与运行优化

高尚堡天然气处理装置采用丙烷+膨胀机制冷的DHX冷凝分离工艺回收C+3轻烃,由于原料气流量降低、气质组成中CO2和H2S含量升高、处理装置操作参数变化造成液化气铜片腐蚀不合格、设备冻堵、丙烷收率低等问题。对装置存在问题进行分析后,改进处理工艺,脱除原料气中的CO2和H2S至合理范围,解决液化气铜片腐蚀不合格和设备冻堵问题,降低酸性组分对装置冷凝温度的限制。筛选出影响装置丙烷收率和能耗的主要可调参数:膨胀机出口压力、脱乙烷塔操作压力、脱乙烷塔底温度、脱丁烷塔操作压力。通过HYSYS软件模拟结果分析装置主要可调参数对丙烷收率和装置能耗的影响规律,优化运行参数,实现丙烷收率和能耗之间的平衡,达到效益最大化。优化后,装置每年能耗费用增加108.1万元,但产品收入增加439.8万元,每年增加经济效益331.7万元。     

油田伴生气轻烃回收工艺的优化

基于某油田开采的油气进站压力高的特性,利用主流的膨胀深冷分离法,以降低工艺生产能耗、系统总经济效益最佳为目标,在保障产品质量和回收率的前提下,对该油气加工处理流程中的轻烃回收直接换热(DHX)工艺进行优化。结果表明,与原DXH工艺相比,虽然优化工艺C_3~+回收率降低了3%,但运行成本降低58.7%,总经济效益增加了3 118元/h,并且系统无CO_2结冰风险,工艺运行安全可靠。研究结果可为油田轻烃回收工艺的设计和生产实践提供理论依据和参考价值。     

天然气凝液回收直接换热工艺分析及改进

天然气凝液回收对防止天然气管道运输中轻烃凝液析出以及实现天然气资源的分层次利用具有十分重要的意义。但是,当原料气压力与外输气压力均较高时,回收能耗与成本将会大大增加。利用Aspen HYSYS,对直接换热工艺(DHX)凝液回收进行了分析及改进。在保证回收率的前提下,采用复叠式制冷循环代替膨胀机制冷,并增加精馏塔一台,进一步控制DHX工艺塔顶进料中丙烷含量。改进的DHX工艺综合能耗减少约30%火用损失减少1230.79 kW。改进的工艺在运行2.3年后,累计效益将高于改进增加的投资。     

“膨胀机＋重接触塔”天然气凝液回收工艺的优化

为了实现对新建渤西油气处理厂的“膨胀机＋重接触塔（DHX）”天然气凝液回收工艺的优化,筛选出了影响丙烷收率和装置能耗的关键参数（低温分离器的冷凝分离温度和压力、膨胀机的膨胀比、重接触塔顶温度和脱乙烷塔底温度）,通过比选,确定了干气外输压缩机进口压力（1 000 kPa）、膨胀机的膨胀比和主要设备的操作压力。根据Hysys工艺模拟计算结果,对各主要设备的操作温度对丙烷收率和能耗的影响规律进行了分析,结果发现：①低温分离器入口温度越低,丙烷收率越高,但是温度过低会导致脱乙烷塔底热负荷大大增加,即能耗增加;②脱乙烷塔顶气相经冷箱Ⅱ换热冷凝后进入重接触塔顶的温度越低,丙烷收率越高,脱乙烷塔底热负荷基本不变,但存在一个温度极限值,当进入重接触塔顶的温度低于-92 ℃时,塔底热负荷呈直线趋势急剧增加;③采用重接触塔工艺方案时,脱乙烷塔底温度越高,丙烷收率越高,塔底的热负荷也越高。当塔底温度高于56 ℃（极限值）时,塔底热负荷呈直线趋势急剧增加,丙烷收率出现陡降。经综合考虑,确定了该工艺的最佳操作温度（低温分离器入口温度为-39 ℃,脱乙烷塔顶气相经冷箱Ⅱ换热冷凝后进入重接触塔顶的温度为-86 ℃,脱乙烷塔底温度为52 ℃）,实现了丙烷收率和能耗之间的平衡和收益最大化。     

CT6-11低温加氢催化剂在塔河硫磺回收装置的应用

轻烃回收制冷方案对天然气处理厂的经济效益起着关键作用,以中海油拟在葫芦岛北港工业区新建一座天然气处理厂为例,通过Hysys、Pipeflow软件模拟,同时考虑到上游海上平台压缩机的能耗,结合上、下游对两种制冷方案———"膨胀机+DHX制冷工艺"和"膨胀机+丙烷辅冷+DHX制冷工艺"进行对比研究,确定了"膨胀机+DHX制冷工艺"和进站压力为3.2MPa的工艺制冷方案。     

乙烷回收改进流程用能分析

在国内油气田提质增效工作大力开展的背景下,改进设计出了两种高效乙烷回收流程,即带丙烷制冷的RSV改进流程(RSV-PC)与带自冷循环和吸收塔的分流换热乙烷回收流程(SHIA)。通过HYSYS软件模拟,对改进的两种高效流程进行了能耗分析与■分析。分析结果表明:相同乙烷回收率下,SHIA流程比RSV-PC流程节省能耗15.3%,节能优势明显;通过■分析的方法分析两种流程能耗差异发现,SHIA与RSV-PC两种流程的主要■损差异体现在换热器LNG-101、制冷系统二级压缩机K-105以及外输压缩机K-103三种设备上,且三种设备的总■损量占各自流程总■损量的76%以上。     

宜宾大塔轻烃回收项目工艺设计及参数优化

宜宾大塔轻烃回收项目是对宜宾大塔浅层油气田气进行处理以回收天然气中的轻烃并联产液化天然气(LNG)的项目。根据油气田天然气组分和项目的特点,轻烃回收工艺采用DHX工艺,天然气液化采用单循环双节流混合冷剂制冷工艺。由于宜宾地区的外输气管网压力已定,需要对典型的DHX工艺进行调整优化。采用HYSYS模拟软件对轻烃回收及天然气液化过程进行模拟、计算和优化,对比不同操作温度下工艺装置运行结果,并从能耗、回收率、经济效益等方面进行比较以确定最优的工艺操作参数。     

油田伴生气凝液回收工艺改进研究

油田伴生气气质富、压力低,普遍采用直接换热工艺回收丙烷及丙烷以上重烃,存在系统冷量利用不合理、气质适应性差、系统能耗高等问题。以某油田油气处理厂装置为例,以提高装置整体经济效益为目标,提出了工艺改进方案。改进工艺采用两级分离方式,脱乙烷塔塔顶增设回流罐,降低重接触塔塔顶进料中丙烷含量,增强重接触塔的吸收作用,提高丙烷收率;应用夹点理论设计冷箱的换热网络,提高系统的冷热集成度和冷量利用率,冷箱改进后,脱乙烷塔塔底重沸器负荷降低189kW,降幅12.9%,丙烷制冷压缩机负荷减小142.8kW,冷量利用更加合理。工艺改进后装置丙烷收率和液化石油气产量得到了大幅提高,装置总体能耗变化不大,改进工艺每年可提高装置经济收益1 797万元,经济效益可观,建议在类似工况条件下推广应用。     

富气乙烷回收工艺改进及能耗分析

目的针对国内处理原料气在气质较富时乙烷回收装置单一、产物回收率低的问题,在原有工艺冷干气回流流程(cold residue reflux process, CRR)的基础上提出两种高效乙烷回收流程,即带闪蒸的冷干气回流流程(cold residue reflux process with flash evaporator, CRR-FE)和部分原料气过冷分离的冷干气回流流程(cold residue reflux process with feed subcooled, CRR-PS)。 方法在保证乙烷回收率高于95%的条件下,利用HYSYS软件模拟改进工艺流程,设置了3组逐渐变富的气质对CRR及改进流程进行了综合能耗和火用分析对比。 结果改进后的流程有很好的节能效果,其中CRR-PS流程节能效果明显,在GPM值为4.3时,CRR-PS流程综合能耗节约了9.4%。3种流程火用损最大为主体设备压缩机中的外输压缩机,其次是塔设备中脱甲烷塔和丙烷制冷,最后是换热器、空冷器及水冷器;改进后的流程性能很好,整体火用效率在80%以上,总火用效率排序为CRR-PS＞CRR-FE＞CRR;当GPM值为4.3时,CRR-PS火用损为28 471 kW,相比于CRR降低了3.9%,表明CRR-PS火用损失较少,有很好的节能潜力。 结论CRR-PS流程对富气适应性更强,节能效果更好。      

DHX工艺轻烃合格率低问题分析及工艺优化

目的解决天然气处理能力及轻烃产品质量均未达到设计指标的问题。 方法针对某终端投产至今,天然气制冷单元处理量在接近设计值的工况下,存在DHX工艺轻烃产品合格率低、制冷单元系统易回温、操作稳定性差等问题,通过优化设计操作、重新校核选型关键仪器仪表、制定新的工作制度等方式,对制冷单元DHX工艺处理能力及相关工艺参数进行了分析测试。 结果单套制冷满负荷连续运行90天,轻烃产品中C₃₊C₄回收率始终大于95%,解决了制冷单元DHX工艺轻烃产品合格率低的问题。 结论该方法可为同类型轻烃回收装置提高产品合格率提供经验借鉴。 