川气东送压缩机干气密封增压加热橇设计

离心式压缩机在调试、投产初期或放空后重新启动时,必须依托外部气源建立干气密封所需要的工作压差。通过在压缩机进出口之间设置增压加热橇,将压缩机出口的天然气进行增压加热后,引入干气密封进口,可满足干气密封的工作条件。为确保增压加热橇安全高效运行,设计一套完善的监控系统监测过滤器压差、增压泵排气压力、电加热器入口流量和出口温度,对其进行联锁保护是非常必要的。文章以川气东送管道利川压气站为例,介绍了增压加热橇的组成、工艺流程和监控系统设计情况。     

延长气田Ⅰ期天然气净化工艺技术

根据延长气田Ⅰ期开发区块天然气组分、物性、生产规模等特点,采用MDEA脱碳,橇装TEG脱水净化工艺。延气2和延128净化厂建设规模都为300×104m3/d,可满足延气2-延128井区天然气处理需求。净化厂主体工程包括进站分离、天然气MDEA脱碳、天然气TEG脱水、天然气外输等;延气2净化厂纳入气井207口、集气站14座;延128净化站纳入气井164口、集气站10座。天然气经集气站分离、计量后进入净化厂,原料气进站压力为5.3 MPa,进站温度略高于地温。     

管道天然气离心压缩机干气密封国产化研制

国内管道天然气压缩机绝大部分采用进口机组,其核心部件干气密封具有轴径大、压力高、运行条件苛刻等特点,且全部采用进口产品。干气密封价格高、维修时间长、售后服务不及时,已成为长输管道运行的潜在隐患。文章介绍了西部管道GE机组PCL800机型的干气密封国产化研制的过程。首先,通过机组的运行条件确定了干气密封的设计条件,然后根据设计条件和机组的密封腔尺寸确定了干气密封型式、结构设计、密封材料配置、槽形的选择等。采用专业的干气密封计算软件,计算和分析了密封在设计条件下的端面性能参数和泄漏量。最后,对研制的国产化干气密封样机按照API 617标准和试验大纲要求进行工厂测试,测试结果表明:本次研制的管道天然气压缩机干气密封满足设计技术要求。通过本次国产化研制工作,可以为其他管道天然气压缩机干气密封国产化提供参考。     

天然气压缩机启动气工艺流程优化探索

神木天然气处理厂天然气压缩机启动气设计引至配气区天然气经节流后压力由5.4 MPa降至0.8 MPa,在实际使用过程中由于节流阀与安全切断阀性能不够可靠的原因,使得在天然气压缩机需要启动的瞬间启动气流量偏小、压力偏低,而当天然气压缩机不需用天然气时启动气压力又逐渐升高导致下游超压,本文结合神木天然气处理厂运行实际,探讨了3种关于天然气压缩机启动气工艺流程的改造方案,以提高天然气压缩机启动气使用的可靠性。     

高转速、可分离型往复式压缩机在天然气集输中的应用

概况为了充分利用井口压力、减少能耗,华北油田输往北京的天然气采用了多级分离、分级增压的集输流程。高压气经计量、调压后直接输永清天然气处理站,低压及中压气经各级压缩机分级增压后再送至永清天然气处理站。然后进行冷冻脱水与轻烃回收,符合要求的干气输往北京门站。分级增压集输示意见图1。     

地下储气库天然气液化法注气工艺原理探讨

传统天然气地下储气库注气压缩机投资大,运行成本高.探索一种新的储气库运行方式,具体方法是将进站天然气与出站天然气进行热交换降温,然后进入浅冷和深冷系统冷却,直到把全部天然气液化进入高压LNG储罐,再将液化天然气与进站天然气换热加温,梯次升温气化增压,达到注气压力后注入地下储气库,即将现行注气系统中的对天然气强制加压方法...     

天然气管网压力能的回收及利用

通过火用分析方法得出天然气管网中蕴藏着大量的压力能。在管网压力一定时，其中可回收的压力能随着用户端压力的降低而增大。当管网压力10 MPa，用户端压力0.8 MPa时，可回收的最大压力能达359.12kJ/kg。在各个调压站设置回收天然气压力能设备来回收管网的压力能，可用于提供原动力、液化天然气、净化天然气进行深度脱水等。这将有效地提高能源利用率，提高管网的运行经济性。     

气田集输工艺运行优化方法

高压采气阶段集输工艺一般采用多级节流、多级加热方式,其能耗主要表现为节流压能损失和热能消耗。为提高气田开发整体效益,提高集输系统效率,优化集输工艺参数非常重要。节流压差越大,需要消耗的压能和热能越大,集输系统效率越低。普光气田气井的天然气携带的热能已能满足节流降温的需要,但是压力等级需要调节,所以均可以实施一级节流至20 MPa不加热、末级节流至8.5 MPa后一次加热的集气工艺,其他气井仍需要实行多级节流两次加热集气工艺。优化方案实施后,减轻了水套加热炉负荷,集气站效率提高了2.44%,集输系统效率提高了7.3%。     

三甘醇脱水的计算机模拟分析

为了提高三甘醇脱水效果,有必要考察各种因素对脱水效果的影响。采用HYSYS软件对处理量为15×104m3/d的三甘醇处理装置进行定量分析。通过计算可知,一定范围内,降低湿天然气和贫甘醇进塔温度,提高贫甘醇浓度、TEG循环量、操作压力或者增加塔板数,脱水效果加强。在本装置中,湿天然气和贫TEG溶液的最佳进塔温度分别为30℃和36℃。理论塔板数为2,操作压力为6.4MPa,贫TEG溶液浓度为98.8%,循环量为0.3 m3/h时,天然气水露点从32℃降至-8.647℃。同时,引入少量汽提气可以大幅度降低脱水后干气的水含量,增强脱水效果。     

丙烷制冷系统在低天然气处理量下的应用效益

天然气浅冷处理工艺为注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温脱水脱烃工艺,当原料气进站压力低,节流压差不足时,J-T阀节流降压后,不能满足外输烃水露点要求,一般可投用丙烷制冷系统用来提供冷量。若原料气气质较贫且进站气量较少,外冷后分离出的烃液较少,当液相产品价格较低时,附加收入不足以抵消丙烷制冷系统的功耗。以新疆油田某单井为例,建立天然气处理HYSYS模型,分析天然气制冷温度与析烃量之间的关系。在此基础上,分析当环境温度为15、25、35及41℃时,丙烷制冷系统负荷及液相产品价格的盈亏平衡点。结果表明,如果液相产品价格在盈亏平衡点以上,天然气制冷温度控制在-35℃,效益最高;若液相产品价格在盈亏平衡点以下,天然气制冷温度控制在-14℃,亏损最少;以液相产品的价格5 094元/t计算,随着环境温度升高,日利润逐渐由2 438.42元降低至1 925.55元;随着环境温度越高,混烃价格的盈亏平衡点越高,当环境温度为41℃时,盈亏平衡点为1 887.96元/t。     

大牛地气田两级增压阶段集气站工艺优化研究

随着大牛地气田开发进入中后期阶段,地面集输工艺也由初期的"高压进站、加热节流、低温脱水、轮换计量、注醇防堵"的高压集气工艺转变为"降压开采、集中脱水、增压外输"的增压集输工艺。为最大限度地延长气井寿命、提高气田采收率,规划在大牛地气田一期集中增压的基础上,在集气站实施二期增压工程,最终实现两级增压集输系统。为降低二期增压工程投资、减少集气站能量损耗,有必要分析早期高压集输工艺在两级增压阶段的适用性,探索工艺优化简化的空间。根据能量守恒原理,从两级增压设计参数入手,重点分析了加热节流工艺在两级增压阶段的适用性,确定出两级增压时期取消加热炉加热工艺的边界参数条件。通过对降低压缩机入口压力、加注甲醇抑制剂和加热炉加热工艺防止水合物措施的经济对比分析,指出两级增压早期集气站压缩机入口压力大于1.0 MPa阶段,加注甲醇抑制剂防堵是最经济的方案。最终提出两级增压阶段取消加热炉加热工艺、早期辅助甲醇防堵工艺运行的集气站工艺优化运行方案。     

井下节流技术在低温分离工艺中的配套应用

长庆榆林气田集气站内采用多井加热、节流制冷、低温分离工艺流程，气井井口压力为18～22 MPa，单井进站天然气直接节流制冷后温度将低于-20 ℃，这超过了集气站所采用设备普通20^#钢适用温度范围，需要先经加热后再节流，才能达到低温分离工艺温度要求。针对集气站低温分离工艺运行实际，为解决多井集气站所辖低产气井井筒积液、采气管线水合物堵塞频繁等问题，引入井下节流技术，研究了井下节流技术和配套低温分离工艺应用基本原理和技术关键，现场共成功配套应用14井次，使单井采气管线运行压力降为10～12 MPa，单井进站天然气直接节流制冷，停运了多井加热炉，不但满足了低温分离工艺温度-8～-18 ℃的要求，而且有效解决了低产气井水合物堵塞等问题，实现了正常生产和节能降耗，减少了甲醇注入量和燃气消耗，提高了气井采气时率，14口井每天可节能价值约1.07万元，经济效益显著。     

基于NSGA-II算法的TEG脱水工艺能耗分析及参数优化

为满足天然气脱水工艺中干气露点达标和能耗优化要求,以某气田集气站为例,采用ASPEN Hysys软件搭建天然气脱水工艺流程,根据实际运行参数筛选影响脱水系统能耗的工艺参数,利用BBD实验设计建立多目标回归函数,并采用第二代自适应非支配遗传算法（NSGA-Ⅱ）对函数进行求解,最后与Hysys自带的优化器求解算法进行了对比。结果表明：TEG循环量、重沸器温度和汽提气量对能耗的敏感性较强;通过分析Pareto前沿,当优化前后水露点接近的条件下,等量功比优化前降低了4.18%;当优化前后等量功接近的条件下,干气露点比优化前降低了1.92℃;当采用Hysys软件自带的优化器求解时,TEG循环量和汽提气量均有所减小,但重沸器温度未得到优化。NSGA-Ⅱ算法在能耗降低及参数优化上具有优越性,可以得到全局最优解。     

降低辽河冷家油田冷—联加热负荷工艺技术研究

近几年,辽河冷家油田冷一原油集中处理站进站原油含水率不断升高,造成加热负荷不断增大,能耗持续增加,原油脱水效果大大降低,运行费用也大大增加等问题.通过对稠油脱水工艺技术的调查研究,采用预脱水工艺,解决了冷家油田高含水稠油脱水加热负荷过高的问题,节省了能耗,降低了运行费用.     

塔榆增压站投产运行存在的问题及整改措施

塔榆增压站有压缩机11台,排液灌超压频繁,可改造为设计压力1.6 MPa以上,容积为50 m3的排液罐,加装专用装卸装置,并采用DN100的低压放空管线,以满足多台压力容器排液的需要。该增压站越站711阀门未与站内备用电源配电系统连接,若主电源停电,手动开启阀门需要2 h,影响越站生产。建议从备用电源铺设到越站711阀门处的电动控制线,在配电室和阀门现场安装备用电源控制转换柜。根据大牛地气田管网的压力,结合下游榆济首站的进站压力的需求范围,每月模拟管网压力节点,适时调整压缩机开启台数,充分利用压缩机自身的调节能力和2套贺尔碧格压缩机气量无级调速系统,优化运行参数,以最低的能耗满足生产需要。应制定完善的应急预案,尽量避免不必要的空转运行和非满负荷运转时间。     

高压吸收塔工艺回收天然气凝液的模拟分析

传统的天然气凝液回收流程中吸收塔的压力设置受分馏塔(脱甲烷塔/脱乙烷塔)压力的限制,当所处理的原料气压力高于6MPa,CO2量分数超过5%时,膨胀机的膨胀比很大,导致天然气凝液回收装置的能耗较大、膨胀机出口及吸收塔塔顶塔板处容易发生CO2冻堵。高压吸收塔工艺中吸收塔与分馏塔的操作压力可单独设置,吸收塔的操作压力较高,降低了外输干气的再压缩功率,膨胀机出口及吸收塔塔顶塔板处的操作工况远离了CO2固体的形成条件。研究实例表明:与传统的凝液回收流程相比,高压吸收塔流程中外输干气的再压缩功率降低了26.1%、吸收塔的CO2冻堵温度裕量升高了19.45℃、主换热器的热利用率提高了7.7%、丙烷回收率高达99.3%。     

联合站应用低温预脱水工艺节能潜力分析

随着油井综合含水的上升,油田面临着水、电、气等所用能源紧缺的局面。由于油水比例的变化,使联合站进站原油的集输系统工艺不适应现有的发展,导致进站提温效果差、能耗高等问题。联合站借助于原有工艺设施进行低温预脱水工艺改造,实现进站来液加热前的油水初步分离,减少进站加热炉加热负荷,每年可降低生产运行成本150万元以上。     

储气库三甘醇脱水装置大型化技术研究

三甘醇脱水工艺是国内外普遍使用的天然气吸收脱水技术,目前盐穴型和干气气藏型储气库均采用此技术脱除天然气中饱和水分。随着大库容储气库项目的不断建设,注采气量不断攀升,对采出气天然气脱水设备大型化的需求越来越多。为适应大型储气库的脱水需求,建设节约占地面积、降低装置能耗、增强工况适应性的大型化三甘醇脱水装置势在必行。结合目前国内外典型三甘醇脱水装置建设情况,以及对国内某储气库三甘醇脱水装置大型化设计方案的对比研究,通过工艺模拟计算、设备制造能力调研、装置能耗分析计算,确定三甘醇脱水装置大型化的最佳经济点和工况适应性;完成了工艺流程优化、生产过程的物料平衡分析,得出了大型三甘醇脱水装置的实际负荷对应关系,以及大型化合理运行最佳经济点;优化总结出三甘醇脱水装置大型化规模的选择和设计思路,确定了直燃加热方式的最佳规模。     

提高MH气田整体开发效益地面工艺优化探讨

MH气田随着开采年限的延长,气井压力逐年下降,部分中、低压气井无法满足"J-T阀节流"浅冷处理工艺进站要求,存在关井的风险,降低了气井开采效率和气田开发指标。为增强地面工艺技术适应性,提高产品收率和气田开发的综合效益,按照充分利用地层能量、低压天然气两级增压、中压天然气一级增压、优化天然气压缩机组合原则,对集输处理系统进行深冷工艺改造,采用分子筛脱水、膨胀机制冷工艺,实现对C_(2+)等烃类组分充分回收。改造后预计可累计多采天然气25×10~8m~3,新增乙烷产量1.5×10~4t/a,新增液化气产量1.3×10~4t/a,新增稳定轻烃2 500 t/a。     

天然气处理厂的降压运行研究

丘东第一天然气处理厂主要处理丘东、温八区块气田气,随着开采压力递减,部分单井产天然气无法进站处理,需要对丘东第一天然气处理厂装置进行降压运行。通过对该厂天然气进站压力进行计算,根据计算出的万标准立方米收率、关键组分收率及轻烃综合收率,确定系统压力目前可以降低至5.5 MPa运行。