基于HYSYS软件的混烃气提脱硫稳定工艺设计研究

针对某油田混烃碱洗脱硫工艺所产生碱渣的无害化处理运行费用高的现状,开展了混烃气提脱硫稳定工艺替代碱洗脱硫工艺的可行性研究。采用Aspen HYSYS软件对混烃气提脱硫稳定工艺进行模拟表明,随着塔板数、回流比的增加,轻烃产量增加,饱和蒸气压和硫化氢含量降低,产品质量提高;随着塔操作压力的增大,轻烃产量增加,饱和蒸气压和硫化氢含量增高,产品质量降低;随着塔底温度的提高,轻烃产量减少,饱和蒸气压和硫化氢含量降低,产品质量提高;增大气提气量,轻烃产量略有增加,塔顶冷凝器及塔底重沸器的热负荷略有增大。最后指出,采用该替代工艺是可行的。     

某含硫气井MDEA脱硫工艺参数优化分析

以某含硫气井天然气参数为基础,利用化工流体模拟软件HYSYS对该井MDEA脱硫工艺进行模拟计算,研究了脱硫塔进气压力、进气温度、MDEA贫液温度、MDEA循环量以及理论塔板数对脱硫工艺的影响,并得到了以下最佳操作参数:脱硫塔压力1.1MPa、脱硫塔进气温度20℃、MDEA贫液温度45℃、MDEA循环量16000kg/h、脱硫塔理论塔板数为20,为该含硫气井MDEA脱硫装置生产操作提供了一定的参考。     

塔河油田混合轻烃精馏脱硫工艺HYSIS模拟优化

为了提高塔河油田混合轻烃精馏脱硫装置运行效果,开展HYSIS模拟优化研究,考察不同进料温度、操作压力、重沸器温度、塔板数等对塔底产品硫含量、产量、能耗、轻烃产品饱和蒸气压的影响。结果表明,相比优化前的工业装置操作条件,优化后,塔总能耗节约45.78%,塔底产品产量增加2.04 t/d,塔顶不凝气减少754.11 m~3/d,塔底产品总硫可控制在0.05%以下,饱和蒸气压低于操作压力,满足生产要求。     

醋酸加氢制乙醇精馏模拟与优化

对醋酸加氢制乙醇液相产物的分离过程进行模拟优化,通过Aspen Plus流程模拟软件,采用修正的NRTL模型,在醋酸加氢制乙醇体系全流程模拟的基础上,分别考察了回流比、塔板数、进料位置等对脱酸塔(T1)、脱轻塔(T2)、脱水塔(T3)的分离过程的影响。对于20万t/a的工业乙醇生产装置三塔操作参数优化结果为:脱酸塔T1塔板数43、进料位置30、回流比(物质的量比)0.64;脱轻塔T2塔板数40、进料位置14、回流比11.8;脱水塔T3塔板数45、进料位置42、回流比2.9。通过优化出最佳分离操作参数,可使塔釜能耗降低39%。同时得出各塔板上温度分布、气液相浓度分布模拟结果。为进一步的工业放大提供坚实基础。     

负压闪蒸原油稳定工艺的模拟与运行参数优化

采用原油实沸点蒸馏-天然气组分混合模型对油气混合物进行表征,利用流程模拟软件对联合站的负压闪蒸原油稳定工艺进行模拟,对不同运行参数下的综合效益进行预测及分析,确定优化运行参数。流程模拟中,采用原油实沸点蒸馏实验数据和天然气组分测试数据对稳定塔进料进行表征,利用Aspen HYSYS对实际流程进行模拟,并将模拟结果与现场运行参数进行对比,验证模拟计算的准确性。对不同稳定塔操作压力、压缩机出口压力、气提气流量、进料温度条件下的工艺流程进行了模拟,并对不同条件下的产品产量和能耗进行综合分析,优化分析结果表明:1当稳定塔操作压力为-0.065~-0.06 MPa时,轻烃产量较高;2气提气工艺可有效提高轻烃回收率;3当稳定塔进料温度为75~90℃时,综合效益较高。     

气提负压闪蒸稳定工艺模拟研究与效益分析

为使原油稳定经济效益最大化,建立了经济模型,以某处理站原油全烃色谱分析实验数据及现场实际运行工况为基础,利用HYSYS流程模拟软件对常规负压稳定工艺进行模拟,分析了稳定塔操作压力及温度对原油稳定、轻烃回收量的影响,并将模拟结果导入经济模型,得出结论,即以降低稳定塔操作压力和提升稳定塔操作温度来提高原油稳定深度与轻烃回收量,从实际情况与经济的角度来说都是不可取的。在常规负压稳定工艺的基础上,引入气提技术,利用HYSYS软件对其模拟,并将模拟结果导入经济模型,结果表明气提负压稳定工艺无论从稳定深度、分离效果、轻烃回收量、经济效益都优于常规负压闪蒸稳定工艺;同时研究了气提气量及不同气提组分对稳定工艺的影响,结果表明,气提气组分越贫,气提效果越明显,影响气提效果的主要是气提气中的C_1～C_5的含量,气提气中N_2和CO_2的含量对气提效果几乎没有任何影响。     

一步法脱烃技术在英台气田开发中的应用

为使英台气田产气烃露点满足外输指标要求,同时提高产品附加值,对产气中的重烃进行回收,确定最优操作条件,采用一步法浅冷低温分离工艺回收天然气中的重烃。主要利用HYSYS软件模拟确定最优的制冷方式、冷凝温度、冷凝压力、防冻剂,以及脱乙烷塔、脱丁烷塔的操作条件。制冷方式采用J-T阀节流制冷+外加冷源制冷,冷凝温度为-35℃,冷凝压力为3.5 MPa,注甲醇抑制剂防冻堵,气提塔在线回收。脱乙烷塔操作压力1.5 MPa,理论塔板数7块,塔底再沸器温度为67.9℃;脱丁烷塔操作压力1.2 MPa,理论塔板数13块,塔顶冷凝器温度为57.11℃。经过处理天然气烃露点达到-15℃(3.5 MPa),满足GB 17820—2012 《天然气》 II类气指标要求,回收液化石油气(LPG) 10.5 t/d,稳定轻烃2.5 t/d。     

井场原油脱除H_2S工艺技术研究

针对我国西部某油田A井区高含硫的问题,利用专业软件模拟和相关实验开展了井场原油气提脱硫技术和化学脱硫技术的研究。在模拟A井气提脱硫的基础上,得出气提法的优化参数为塔压0.3MPa,6层塔板,气提气量和塔底重沸器温度依据气提气充足与否和耗能情况进行调节,气提气量控制在4.7~6.1m3/t,相应的塔底重沸器温度为152.0~41.6℃。对于化学脱硫,通过实验筛选出了适用于A井、主要成分为二异丙基合成物的脱硫剂,并评价了用量、作用时间、含水率、温度等因素对其脱硫效果的影响。     

甲基丙烯酸甲酯/甲醇/水共沸体系变压精馏分离工艺的模拟与优化

对甲基丙烯酸甲酯/甲醇/水三元共沸混合物分离进行了常规变压精馏和双效热集成变压精馏模拟。以年总费用(TAC)为目标函数,对进料板位置、回流比、塔板数等参数进行了优化。在常规变压精馏工艺中,高压塔进料板位置最佳为第10块板、回流比为0.4、塔板数为23块,低压塔最佳进料板位置为第15块板、回流比为1.0、塔板数为60块,高压塔与低压塔的操作压力分别为300 kPa和10 kPa。在优化后的常规变压精馏基础上,提出了双效热集成变压精馏工艺,与常规变压精馏工艺相比,双效热集成变压精馏工艺的再沸器与冷凝器负荷分别下降34.81%和34.92%,TAC下降31.40%。     

乙酸异丙酯-异丙醇物系的热集成变压精馏分离模拟

采用Aspen软件及修正的Wilson模型模拟了压力对乙酸异丙酯-异丙醇物系共沸组成的影响,提出该物系基于热集成的变压精馏工艺。在此基础上,研究了系统能耗随变压精馏工艺两塔压力组合的变化趋势,优化了理论塔板数、进料位置、回流比等操作参数。模拟结果表明,高压塔操作压力为0.60 MPa、减压塔操作压力为0.02 MPa时,热集成系统能耗利用最合理。该压力条件下变压精馏工艺的最优理论塔板数为高压塔26块、减压塔38块;最优进料位置为高压塔第15块理论塔板、减压塔第10块理论塔板;基于热集成工艺的最优回流比为高压塔1.0,减压塔2.0。热集成变压精馏工艺可节能28.5%。     

采用双效变压精馏工艺分离甲苯-正丁醇的模拟

采用双效变压精馏工艺流程分离甲苯-正丁醇物系。利用Aspen Plus化工模拟软件,以分离过程能耗最低为目标函数、甲苯和正丁醇纯度为约束变量,对双效变压精馏工艺流程进行了优化计算。模拟结果表明,采用负压和常压双效变压精馏工艺可以实现甲苯-正丁醇物系的高纯度分离,即负压塔的优化操作参数为:塔压20.0 kPa、理论塔板数26块、进料板为第12块塔板、回流比1.1;常压塔的优化操作参数为:塔压102.0 kPa、理论塔板数32块、进料板为第14块塔板、回流比3.2。计算结果表明,与两塔采用外界蒸汽供热的方式相比,采用常压塔塔顶汽相潜热为负压塔塔底再沸器供热可节能约42.3%。     

高含硫天然气脱硫装置操作条件的优化

采用Aspen Plus流程模拟软件对高含硫天然气脱硫工艺流程进行了模拟和操作条件优化,以脱硫装置年利润为优化目标,主要操作条件为决策变量,净化气中H2S和CO2含量为约束条件,建立稳态优化模型。模拟结果表明,操作条件对脱硫净化效果影响由强至弱顺序为溶液循环量>吸收塔板数>吸收塔压力>吸收塔温度;脱硫装置能耗构成中蒸汽占6.36%,冷却器能耗占25.53%,机泵类电力能耗占8.11%;影响脱硫装置年利润的主要因素是净化气流量和操作费用,受溶液循环量、吸收塔塔板数和吸收塔压力影响,宜采用相对低的吸收塔压力和适当的吸收塔塔板数;在吸收塔塔板数14块、吸收塔压力6 MPa、溶液循环量23.26 Mmol/h的优化操作条件下,脱硫装置年利润最大值为1.01×109元,年操作费用为2.3×107元。     

MDEA脱硫脱碳选择性研究

利用Aspen HYSYS软件模拟研究天然气加工中贫胺液中MDEA的质量分数、塔板数、吸收压力、气液比等操作参数的变化规律,分析MDEA溶液脱硫脱碳的吸收选择性影响因素。模拟结果表明,在保证净化要求的前提下,吸收塔采用填料塔、适当降低塔板数、设置多股进料且进料位置下移、适当提高原料气温度和贫胺液入塔温度、适当提高气液比等措施均可提高MDEA溶液的选择性,增加产品气的收率,降低装置能耗。     

原油稳定轻烃产品主要质量指标的控制

轻烃是原油稳定过程的主要副产品,其组成主要为戊烷及以上成分,通常的做法是直接生产1号稳定轻烃。1号稳定轻烃最主要的质量控制指标为饱和蒸气压和终馏点。针对各类常用原油稳定工艺的特点,对1号稳定轻烃产品饱和蒸气压和终馏点控制进行了理论分析,对工艺选择和设计参数确定提出了建议。稳定塔顶气三相分离器低压操作对控制轻烃饱和蒸气压有利,分离压力宜低于0.2~0.25 MPa;原油稳定塔低压操作有利于降低轻烃终馏点,负压闪蒸最为有利;对提馏稳定工艺,随原油加热温度升高,轻烃终馏点降低,温度升高到一定值后,轻烃终馏点将保持不变;对正压闪蒸工艺,为保证轻烃终馏点合格,建议在稳定塔原油闪蒸段之上增加闪蒸气精馏段,通过塔顶部分轻烃回流控制轻烃终馏点,且原油加热温度越高,轻烃终馏点越低。     

采用AMSIM软件优化天然气胺法脱硫工艺

采用AMSIM模拟软件，分析了气液比、溶液浓度、吸收塔塔板数、再生塔塔板数、回流比等关键工艺参数对胺法脱硫装置的影响，为装置的设计及运行提供了理论依据。     

萃取精馏分离二氯甲烷-丙酮的工艺模拟

以水为萃取剂对二氯甲烷-丙酮混合物进行了萃取精馏过程模拟,体系的气-液平衡和液-液平衡分别采用Wilson模型和NRTL模型预测。分析了总理论板数,回流比,萃取剂进料速率、塔板数、温度和原料进料塔板数、温度等操作参数对精馏过程的影响。并取得了最佳工艺参数为:萃取塔采用36块理论板,回流比为3,原料在第16块板进料,萃取剂用量1 500kg/h,第7块板进料时塔顶得到二氯甲烷-水的共沸物,分层得99.9%的二氯甲烷,塔釜得到丙酮-水的混合物进入丙酮塔;丙酮塔为简单精馏塔,采用35块理论板,回流比为4,第25块板进料,塔顶可得99.7%的丙酮,塔釜得到几乎纯净的水,经冷却后可用作萃取塔的萃取水,循环套用。     

塔河油田高含硫混烃分馏脱硫工艺探讨

塔河油田为高含硫油田,生产过程中产生的混烃中H_2S质量分数为0.68%,有机硫质量分数为0.22%,目前采用碱洗工艺,存在处理成本高、废碱液处理困难的问题。通过对现场生产流程、混烃中的硫形态及物理性质进行分析,提出了混烃分馏处理新思路。经分馏处理,混烃中的H_2S与部分硫醇随塔顶气进入天然气处理系统,依托天然气脱硫系统进行处理;塔底轻烃总硫质量分数由0.90%降至0.15%,进一步进行碱洗处理后,轻烃中总硫质量分数满足GB 9053-2013《稳定轻烃》的要求。此工艺碱耗量可由目前的2t/d降至0.22t/d,碱(NaOH)用量仅为目前的约1/10,可降低处理费用190.1万元/年。     

降低天然气处理厂稳定凝析油中H2S含量的工艺参数研究

利用HYSYS软件对中亚某天然气处理厂凝析油稳定工艺流程进行了建模,分别计算了塔底温度、气提气量、稳定塔压力和塔顶进液比对稳定凝析油中H_2S摩尔分数、凝析油收率等工艺指标的影响情况,并通过现场试验验证了计算结果的正确性。根据模拟计算及现场试验结果,确定了稳定塔操作参数建议值。     

高含硫天然气脱硫操作条件对能耗影响的模拟研究

 采用流程模拟技术分析了高含硫天然气脱硫工艺操作条件,如原料气处理量、吸收塔温度、吸收塔压力、吸收塔板数、再生塔温度对脱硫能耗的影响,并通过灵敏度分析比较了各操作条件对脱硫能耗的影响力大小。结果表明,高含硫天然气中酸性组分浓度高,为满足净化要求需增大溶液循环量,因此带动公用工程消耗增加,脱硫能耗比常规含硫天然气脱硫情况显著增加。在操作中,提高吸收塔温度、再生塔温度和原料气处理量均会引起脱硫能耗升高,而降低吸收塔压力、减少吸收塔板数可降低脱硫能耗。由于醇胺溶液再生耗能占脱硫总能耗绝大部分,故制定节能措施应重点考虑再生塔温度控制,蒸汽、凝结水以及净化系统余压、余热资源的合理利用。     

原油正负压气提脱硫工艺在联合站应用对比分析

原油气提脱硫工艺有正压气提脱硫工艺和负压气提脱硫工艺,通过对塔二联正压气提脱硫工艺流程和塔四联负压气提脱硫工艺流程对比,利用PROII软件对负压气提脱硫工艺与正压气提脱硫工艺进行模拟分析,根据脱硫后原油H2S含量、气提气用量、循环处理气量等的对比,得出负压气提脱硫工艺较正压气提降低了气提气量,提高了轻烃收率,降低了原油损耗。