深冷装置重烃塔顶回流技术研究与应用

针对大庆油田深冷装置原料气CO_2含量高,深冷自产重烃未有效利用的问题,分析重烃冷却温度、流量等因素对轻烃及CO_2吸收效果影响的规律,提出了深冷重烃塔顶回流改造技术。南八深冷装置现场应用证明,将深冷自产重烃作为吸收剂对干气中轻烃及CO_2进行二次吸收,可降低装置制冷温度,使装置轻烃收率显著提高。该技术相对于其他脱除CO_2方法工艺改造简单,投资少,不增加装置能耗,且轻烃增产效果显著,可以在天然气处理深冷装置中推广应用。     

天然气深冷处理装置在大庆油田的应用

深冷装置的建成投产,提高了大庆油田天然气处理深度,增加了轻烃产量,解决了天然气处理装置检修期间造成的天然气处理能力不足等问题,提高了大庆油田的整体经济效益。介绍了天然气深冷装置在大庆油田的运行情况,并结合在建中的北Ⅰ-2天然气深冷处理装置,探讨了该装置的工艺流程和特点。     

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油气田生产的天然气大都含有饱和水蒸气。在天然气轻烃回收的生产过程中，由于温度、压力的变化，使其在管路或设备内发生冷凝、积聚，生成水化物而阻塞管路、阀门、设备，因此预测天然气含水量和水化物生成过程是很重要的。近年来，由于分子筛吸附脱水成本高，又重提注入甲醇控制轻烃回收浅冷和深冷装置的水化作用。为此，探讨了用注入甲醇方法轻烃回收深冷装置中控制水化作用的工艺过程，并与分子筛脱水装置的投资和操作费用进行了     

甲醇控制轻烃回收中的水化作用探讨

油气田生产的天然气大都含有饱和水蒸气。在天然气轻烃回收的生产过程中，由于温度、压力的变化，使其在管路或设备内发生冷凝、积聚，生成水化物而阻塞管路、阀门、设备，因此预测天然气含水量和水化物生成过程是很重要的。近年来，由于分子筛吸附脱水成本高，又重提注入甲醇控制轻烃回收浅冷和深冷装置的水化作用。为此，探讨了用注入甲醇方法轻烃回收深冷装置中控制水化作用的工艺过程，并与分子筛脱水装置的投资和操作费用进行了对比，认为利用甲醇控制轻烃回收装置中的水化作用，在一些条件下更为经济合理。     

天然气处理中的节能技术

中原油田第三气体处理厂改扩建工程就是以回收乙烷为目的的天然气深冷处理装置,通过对各个单元的能量利用分析,结合先进工艺,采取有效的措施,达到了有效节能的目的。     

油田伴生气乙烷回收HYSYS计算模型研究

通过考核大庆天然气公司深冷工厂的运行数据,并加以研究计算,提出了深冷计算的HYSYS计算模型。并将该模型计算数据与现场装置运行数据进行比较考核,考核后发现运行数据和计算数据吻合较好,印证了该计算模型的正确性。通过对油田伴生气组分的分析得出,天然气深冷在很大程度上回收了乙烷。该研究模型对于已建或将建深冷装置具有实时调整参数、优化参数、提高产率、降低能耗等设计参考价值。     

天然气处理装置的模拟与优化

油田伴生气的处理多采用深冷回收工艺,主要的能耗集中在站内的压缩机和机泵上,这些能耗的大小与压缩机出口压力是密切相关的.本文针对天然气处理工艺进行模拟,通过对压缩机出口压力与全站能耗的关联,优化出能耗低、装置综合效益高的最佳操作点,大大降低装置的能耗水平,提高装置的经济效益.     

硫磺回收超级克劳斯工艺设备常见故障的处理

忠县天然气净化厂硫磺回收装置采用了超级克劳斯(Super Claus)工艺,该工艺由1个热反应段,3个常规克劳斯加1个超级克劳斯催化反应段,液硫脱气和尾气焚烧及排放系统组成,设计硫磺回收率大于99.2％.装置仪表失灵的可能原因包括点火枪损坏、在线分析仪失灵、联锁阀调节阀故障、测量仪表偏差过大或失灵.结合忠县天然气净化厂超级克劳斯工艺装置投产以来的运行情况,就超级克劳斯工艺日常操作和开停车过程中常见故障进行分析,并提出相应的解决措施.     

天然气深冷装置投产前循环干燥技术的应用

目的塔里木油田天然气乙烷回收工程的部分系统设计压力达到8.0 MPa,采用水压试验模式,以保证工程施工过程中管线设备强度试压安全。为避免水压试验装置运行冻堵,保证装置顺利试车及长期平稳运行,需要高效完成天然气深冷回收装置投产前的干燥操作。 方法在较全面地调研分析目前国内天然气深冷装置普遍采用的干燥方法及其存在不足的基础上,对塔里木油田天然气乙烷回收工程的循环干燥工艺技术进行优化改进。 结果经过装置后期投产运行检验,优化后的循环干燥工艺流程的干燥效果好,实现了干燥气体“近零排放”,有效避免了装置水压试压后的冻堵问题。 结论①即使采用气压试验装置,建议投产前同样要开展系统干燥工作;②结合工程实践情况,明确了循环干燥压力、流量、温度、水露点检测等参数确定原则;③针对实践中存在的不足,提出了切实可行的解决措施及建议,可为其他天然气深冷装置的干燥操作和相关设计提供参考。      

LNG装置用深冷球阀设计特点

介绍了液化天然气(LNG)装置深冷球阀结构材料和密封副材料的选择要求,液氮深冷处理是深冷球阀制造必不可少的工艺。球阀采用延长阀盖和滴水盘设计,保证填料函的密封性能和阀门正常工作。针对阀座密封结构的特点,重点分析了单活塞效应阀座和双活塞效应阀座的结构特点及密封原理,由于阀座与阀体密封处结构特点不同导致两者密封方向不同。结合LNG工况,深冷球阀应选用双隔离与排放阀(简称DIB)中的1型或2型。低温密封性能是深冷球阀的关键性能指标,阀门应在低温模拟工况下进行试验,并取得权威机构进行的型式试验认定。     

天然气中含蜡成分对处理装置运行的影响分析及对策

由于自然条件的原因,克拉2气田天然气处理装置冬季运行时间较长,而该气田开采出的天然气又有着含蜡量较高的特点。经过分析化验,天然气中含蜡成分完全熔化点约在32℃。当含有蜡成分的介质的温度低于32℃时,天然气中的蜡就有可能析出,成为固体或胶状物,影响处理装置安全、平稳运行和优质、高效供气。文章从天然气中含蜡成分对集气装置、脱水脱烃装置、乙二醇再生装置、管线流通等几个方面的影响进行了分析,并从脱除含蜡成分、加伴热保温、优化工艺几个方面提出解决方案。最终得出结论：伴热作为解决天然气中含蜡成分的一种方式,有着良好的效果。通过现场实践证明：在设备及管道上采用易实施的电伴热作为伴热方式,结合优化工艺、调整参数、平稳控制等方法,有效地减少了含蜡成分进入天然气处理装置,收到较好的效果,且大大降低成本。     

西部最大天然气“深冷调峰”装置落户重庆

重庆民生能源股份有限公司日前传出消息，该公司将投资1．7亿元分别在石柱、璧山修建两座天然气“深冷调峰”装置，所谓天然气“深冷调峰”装置，即是把天然气进行加工，深度冷冻后储存起来，必要时再气化为天然气输入城市管网，作为临时气源，确保城市安全平稳供气。     

天然气脱水工艺在福山油田的应用

脱水是天然气处理及加工中重要的生产步骤,分子筛吸附脱水和三甘醇吸收脱水工艺应用广泛、工艺流程比较成熟,这两种脱水工艺各有其优缺点.通过对这两种工艺的原理、工艺流程和现场生产数据的分析,得出:在福山凝析油气田中以轻烃回收为目的的深冷装置中采用分子筛脱水是比较可靠的;在以矿场集输和管道输送为目的的集气管道中采用三甘醇脱水比较经济.     

高酸性气体二氧化碳对天然气处理装置的影响

中原油田由于原料气中CO2含量呈现越来越高的趋势,天然气处理装置中脱甲烷塔、节流阀等设备在运行中经常出现冻堵,装置难以安全平稳运行。分析中原油田伴生气中CO2含量≤3%对天然气处理深冷装置的影响,采用重烃的工艺技术,有效减少了CO2冻堵问题。经核算可知,脱甲烷塔顶冻堵温度平均降低1～2℃,乙烷产量平均每天增产4 t。项目投运后,在解决冻堵问题的同时增加了乙烷收率,年增加销售收入584万元。     

影响天然气流量计准确度的原因分析及处理方法研究

对于天然气的计量来说,其之所以会产生不同程度的差异,主要就是因为天然气计量装置、天然气组分以及人为因素等相关原因的影响,这样一来就导致天然气的计量出现偏差。为了能够使天然气计量数据更加具有准确性,应该根据现场计量的实际情况,对天然气流量计在计量过程中产生偏差的原因进行分析,并进行及时且有针对性的处理。本文主要以某站在日常检定测试工作中出现的,流量计安装不同心、整流器不匹配、计量装置脏污等情况为例,深入的分析了流量计安装方式以及天然气计量配套装置的状态对最终计量结果准确性的影响,并且提出有效的优化措施。     

用HAZOP分析治理天然气处理厂隐患

本次研究仅限于对处理厂隐患治理工程确定的过压保护系统、放空及火炬系统等进行分析。通过从工艺流程、状态参数及安全措施等方面着手,分析2个系统中关键工艺参数可能出现的变动即偏差,及这些偏差对装置的影响和可能导致的后果,找出出现偏差的原因,并针对偏差的后果提出应采取的措施,为装置的安全运行与安全隐患整改提供指导。按照《GB/T21109过程工业领域安全仪表系统功能安全规范》对工艺装置的标准风险降低方法及过压保护系统提出了分层控制模式。将HAZOP分析用于天然气处理厂安全隐患治理工程的安全评价中,不仅能够使分析人员对于工艺过程及设备有深入了解,对于生产装置的危险及应采取的措施有透彻的认识,增强各级人员安全防范意识,而且HAZOP分析研究成果对于装置的日常生产与维护,以及装置的安全管理提供了良好的指导作用。因此,可以认为HAZOP分析方法应用于天然气处理厂安全隐患治理工程的安全评价是可行的,其分析程序与内容可以作为对员工进行安全培训的有效方法。     

采油二厂81号天然气处理站天然气系统优化

克拉玛依81号天然气处理站建有一套天然气深冷处理装置和两套天然气浅冷处理装置。目前实际总处理能力约为140×10^4Nm3／d,2011—2012年,东油区伴生气产量将进一步提高,最大气量将达到210．2×10^4Nm3／d,现有处理能力将无法满足气量处理需求。而且深冷装置存在设备老化,管线腐蚀严重等问题,为解决实际处理站问题,提出了新建伴生气处理装置,将采油二厂处理站改造成技术可靠、经济效益高的处理站。     

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中原油田第四气体处理厂位于河南省濮阳市柳屯镇 ,拥有一套以回收乙烷为主的大型天然气深冷处理装置 ,装置处理能力为 10 0× 10 4m3 /d ,最大处理能力达 12 0× 10 4m3 /d ,乙烷回收率 85 %。该工程从 1997年审批立项到 2 0 0 0年 12月建成 ,一次投产成功 ,工程概算投资 1 85 0 6亿元 ,竣工决算 1 70 2 9亿元。该处理厂是国内自行设计的一套大型NGL回收装置。文章通过总结中原油田第四气体处理厂工艺设计 ,介绍了NGL回收装置工艺流程、工艺平面布置、自动控制 ,分析了工艺设计特点 ,以期合理应用深冷工艺技术、降低能耗、减少投资、提高产品收率。     

F＆EI法在气田集气站安全评价中的运用

天然气处理装置是集气站的主要操作和重大危险单元。运用美国道化学公司的F＆EI法可以对天然气处理装置及所含物料的实际潜在火灾、爆炸和反应危险性进行按步推算的定量评价。采用该方法对长庆油气田集气站的天然气处理装置进行安全评价,通过对物质系数、火灾与爆炸指数、安全措施补偿系数等各项系数的量化分析,推算得出评价结果,并依据评价结果提出了应增加安全措施、日常生产中应加强安全管理、集气站应采用远程集中控制以降低人员在站内暴露风险等对策。     

联产乙烷天然气提氦工艺的经济性与适用性分析

为提高氦气开发的程度,提高天然气中氦气的提取率,将乙烷回收工艺与深冷-膜分离提氦工艺相结合,得到联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦技术。经验证,回收率能够达到工艺设计要求。经济性与适用性分析结果表明,在相同操作条件下,联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦工艺相比于天然气提氦工艺与乙烷回收工艺的总压缩能耗、综合能耗及单位综合能耗均低20%;且在乙烷含量、含氦量、处理量等波动时,都有较好的适用性。