低处理量乙二醇再生工艺改进

分析了乙二醇再生工艺存在的醇烃分离不彻底、乙二醇溶液盐富集引起再生设备结垢堵塞、乙二醇发泡等问题,并提出了解决措施。新疆克拉美丽气田原乙二醇再生装置处理量低、设计过于简单,导致再生系统无法正常工作,出现了塔内结焦、再生设备堵塞、贫液温度过高等问题,再生后的乙二醇不合格。为保障克拉美丽气田乙二醇再生装置的平稳高效运行,在对其存在问题进行分析的基础上,对克拉美丽气田乙二醇再生装置进行了模拟分析,优化了工艺参数,选用了高效设备,并提出了有效的改进方案。     

乙二醇再生工艺在海上平台的应用

在海上气田开发中,为防止水合物生成,常在海底管道中注入乙二醇溶液。该工艺的关键是乙二醇的再生。本文介绍了海上平台应用乙二醇再生的多种方法,分析了各种再生方法的优缺点以及适用范围,可为海上乙二醇再生流程的设计提供参考。     

深水气田贫乙二醇注入系统的复杂工艺控制

乙二醇注入系统是保证深水气田开发的关键系统,该系统自动控制方案的可靠性和稳定性关系到整个气田的安全运行,对气田开发非常重要。本文根据多个项目经验的积累,对乙二醇备用注入泵的自动启动控制方案和流量控制方案进行了介绍。     

乙二醇溶液中高溶解度盐脱除工艺模拟

深水天然气田开发中,常用乙二醇作为水合物抑制剂。由于深水气田的采出水中含有大量的盐,常规的乙二醇再生回收系统在处理高含盐的乙二醇富液时,将产生结垢问题。这将对海上平台的生产系统带来严重影响,甚至可能导致平台停产。因此,深水气田开发时需在乙二醇溶液再生回收的同时将其中的盐脱除。针对乙二醇再生脱盐回收系统中的高溶解度盐脱除系统部分,利用Aspen Plus建立了其核心工艺流程,并模拟和分析了乙二醇脱高溶解度盐系统中循环温度、循环流量、原料含水率等因素对系统工艺的影响规律。结果表明,针对本文的实例,在工程上采用0.15 MPa的闪蒸压力(绝压),141~145℃的循环加热温度,循环流量是进料物流流量的60倍是可行的。     

乙二醇循环系统的工艺运行分析

克拉2气田中央处理厂天然气处理工艺的重点是天然气的脱水脱烃,而保障脱水脱烃工艺安全运行的关键是乙二醇循环系统的正常操作。在乙二醇循环系统中,重点是乙二醇的再生问题。乙二醇再生效果的好坏,直接关系到脱水脱烃工艺是否能够正常运行和产品气的质量。本文就乙二醇循环系统的有关问题进行分析,并提出建议,以利于系统的优化运行。     

乙二醇回收系统颗粒过滤器技术方案优化

乙二醇(MEG)作为水合物抑制剂注入水下井口,为深水海管提供流动性保障。某气田海上平台设有一套乙二醇回收系统(MRU),对含盐含水的富乙二醇进行再生处理,然后将合格的贫乙二醇进行回注。该系统中颗粒过滤器是控制乙二醇清洁度的关键设备,通过分析查找出影响设备运行的关键因素是滤布和助滤剂,结合实际调试经验,对滤布的孔径大小和材质,助滤剂的选型和用量等方面进行了优化,同时换用国产滤布和助滤剂,使颗粒过滤器运行效果得到明显改善,优化后过滤器每月的再生数量由优化前最高的30次降为最低的3次,每个再生周期的平均处理量从193 m~3提高到2 408 m~3。     

天然气处理乙二醇再生装置腐蚀分析及控制

某气田天然气处理装置采用注乙二醇脱水防冻工艺,但乙二醇再生装置存在壁厚腐蚀减薄、穿孔泄漏等问题,导致天然气处理装置多次停产检修,严重影响气田正常生产。通过开展腐蚀介质分析、腐蚀适应性分析、焊接工艺分析和腐蚀综合分析,发现天然气中存在的微量硫化氢和乙二醇富液中的溶解氧是导致乙二醇再生装置腐蚀的主要原因,乙二醇在高温条件下产生的有机酸、介质中高Cl-含量和高工艺温度加重了设备的腐蚀。针对乙二醇再生装置安全状况等级和腐蚀主控因素,提出了更换再生塔、加注除氧剂和阻垢剂等化学药剂以及采取内腐蚀防护等工艺措施,现场应用效果良好。     

呼图壁储气库采气系统节能降耗技术

针对呼图壁储气库采气系统部分运行参数偏离最优值、节能效率较低的现状,采用夹点分析和分析方法对采气系统进行能效分析,基于HYSYS软件模拟研究了关键参数之间的相互影响关系,提出了节能降耗方案。方案主要在气气换热器选型、乙二醇富液进塔温度优化、再生塔回流比优化以及相变炉系统节能降耗优化四个方面开展。建立了进站压力及J-T阀背压与气气换热器理论KA值之间的计算模型,实现了气气换热器优化选型;提出了乙二醇富液最优进塔温度67℃,确定了再生塔回流比为0.06,运行再生塔顶冷凝器,可使乙二醇消耗量减小84.6%;提出了利用再生塔排空气体余热预热外输气的方案,可使系统能耗降低9.0%。以上优化方案在较少地改动系统情况下有效降低了采气系统总能耗。     

番禺34-1气田乙二醇回收系统脱二价盐工艺优化及改造

PY34-1气田乙二醇回收系统在国内自营气田的应用属首例,其脱二价盐是最复杂的单元,原工艺设计在现场应用存在诸多值得优化和改进的地方。为了解决影响脱二价盐单元正常运行的问题,现场采取了参数优化、逻辑修改、流程和罐体改造等措施。通过优化改造,脱二价盐单元能够按照逻辑程序顺利运行,生产清洁度达标产品;同时不再影响再生单元的正常生产,消除了影响台风模式生产的因素,为以后的操作和技术发展积累了经验,为乙二醇回收系统国产化研究奠定了理论基础。     

边际气田开发水合物抑制研究

对于边际气田开发工程,一般依托周边已建海上平台或设施进行开发,为防止在海底输送管道中产生水合物,需对水合物抑制进行重点研究。该文以南中国海某边际气田依托周边气田DPP平台开发项目为基础,综合考虑DPP平台依托要求和气田开发经济效益,对采用甲醇和乙二醇作为水合物抑制剂及采用双层保温海管等三种方案进行比选分析,并首次将双层保温管应用于气田海底管线设计,既满足依托要求,又保证气田开发效益,以期对类似边际气田开发工程提供参考。     

玛河气田天然气处理站工艺改进

玛河气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级降压闪蒸+提馏工艺。油气处理装置存在乙二醇再生系统设计不合理、乙二醇再生损失严重、凝析油余热未能有效利用、增压富气直接外输影响外输干气烃、水露点等问题。通过改进乙二醇再生塔结构、设置乙二醇富液过滤装置和乙二醇贫液冷却装置、改进稳定凝析油换热流程及增压后富气流程等措施,每年油气处理装置可节约燃料气32.18×104m3,减少乙二醇损失15.55 t,增产凝析油231.0 t。玛河气田天然气处理站的工艺改进是有必要的。     

深水气田乙二醇处理系统硬度值异常研究

有效控制乙二醇处理系统硬度值的升高，严格控制气井产水和及时调整优化乙二醇处理系统十分重要。为了降低乙二醇处理系统硬度值，提高处理能力，保障深水海管的管输安全，对荔湾气田生产系统进行了整体分析。分析发现，硬度值升高的原因一方面是随着深水气井中地层水产出量逐步增大，乙二醇溶液吸收了含有大量钙镁离子的地层水；另一方面是大量钙、镁离子未能有效被乙二醇处理系统处理。现场通过合理优化出水气井产量、优选pH平衡溶液、提高一价盐系统处理量及颗粒过滤器滤布换型等多种举措，有效降低了乙二醇处理系统硬度值。研究结果可为后续开发生产的深水气田乙二醇处理系统在面对硬度值升高的情况时提供参考。     

乙二醇装置非常规条件下的投运

塔里木的克拉2气田是西气东输最主要的气源地之一,其处理厂共设计六套脱水脱烃装置,单套天然气的设计处理能力为500×104m3/d,其中单套乙二醇再生及注醇装置设计处理量为11240kg/。在运行初期乙二醇再生及注醇装置的系统循环量较小,装置一直不能正常运行,材料与能源的损耗量较大,也增加了管理难度。通过大量的分析、调查与有限的技术改造,保证了系统正常运行。1.气处理装置的工艺概况克拉2气田中央处理厂乙二醇再生及注醇装置主要是为防止天然气在截流时产生低温水化物造成冻堵,在天然气节流前注入乙二醇,同时亦为保证注醇的连续性和循环使…     

海上气田群一体化闭环优化配产研究

为实现海上气田群联合开发过程中单井科学高效配产,优化气田开发决策,利用集合卡尔曼滤波数据同化方法拟合气田群实时生产和监测数据,获得预测结果与生产动态一致的气田群地质模型。以4个气田群联合开发的累计产气量为目标函数,采用数值模拟技术和粒子群算法进行气田群联合配产智能优化。研究结果表明,智能优化方案10 a累计产气为19.1×10⁸m³,较人工配产方案提高了4.2%,产能优化效果显著。该研究有效提高了开发效果,可为其他复杂油气田高效开发及储气库建设等提供了技术支持和案例参考。     

白庙气田天然气集输工艺及处理方案研究

结合白庙气田“十五“规划开发部署和远期发展目标,在充分分析气田集输工艺现状及存在问题的基础之上,对气田天然气地面集输工艺和处理方案进行了研究,提出了气田地面集气方案和气田天然气外输及处理方案.该方案远近期相结合,充分利用现有设施,优化了集输工艺,提高了经济效益.     

克拉2气田中央处理厂降低乙二醇损耗措施

克拉2气田中央处理厂乙二醇系统存在着乙二醇损耗偏大的问题。通过运用乙二醇防止水合物生成的基本原理及相关处理参数，在对中央处理厂的天然气处理及乙二醇循环再生的工艺流程进行分析的基础上，找出导致乙二醇损耗偏大的主要因素，并提出通过减少乙二醇注入量、降低再生塔塔底温度、加高三相分离器堰板的高度、增大回流罐容积等措施来降低乙二醇的损耗。现场实施证明，经过整改后，在保证乙二醇系统运行可靠的前提下，降低了乙二醇的损耗，提高了经济效益。     

MEG富液中二价金属离子的去除实验

向天然气管道中注入乙二醇并进行回收再利用是深水气田开发中防止水合物生成的重要技术手段,但当采出水中的二价盐含量较高时会造成管道或MEG再生系统的堵塞、结垢和腐蚀等问题,导致常规乙二醇再生系统不能正常生产。为此开发了一种新的乙二醇再生工艺,即在MEG富液中加入碱液使M~(2+)生成沉淀物,然后采取过滤分离的方式脱掉二价盐再进行再生。通过室内模拟实验,对富乙二醇中二价阳离子脱除影响因素和操作条件进行了研究,结果表明:加入NaOH溶液(50%)、Na_2CO_3溶液(20%)时的最佳操作条件为碱液总加量14.9 mL/L(其中NaOH溶液加量为4.3 mL/L,Na_2CO_3溶液加量为10.6 mL/L),反应温度55℃,停留时间10 min,搅拌速度180r/min。在此条件下,模拟MEG富液中M~(2+)浓度由881mg/L降至0.480 7 mg/L,脱除率达99.95%,能满足防垢需求。     

大型气田地面系统一体化控制方案可行性分析

随着四川大型气田的整装开发，大型气田地面系统的一体化控制方案也不断成熟，在总结成熟气田工业自动化控制系统设计原则的基础上，对大型气田一体化控制方案进行可行性分析，推荐优化的一体化控制系统方案，并提出了建议。     

乙二醇回收技术在深水平台的应用进展

乙二醇回收系统(Mono-ethylene glycol Recovery Unit, MRU)是深水油气田开发工程的重要组成部分。介绍了MRU起源、应用现状、分类，分析比较了全脱盐法MRU与常规MRU的异同点，阐述了脱盐原理和关键设备，最后对MRU的发展趋势进行了展望。研究MRU在深海平台的应用，为优化乙二醇再生工艺、提高乙二醇再生系统使用效率提供了新的经验。结论认为，中国需努力加速MRU国产化的技术进程。     

文昌气田高温超长跨距井射孔工艺选择与管柱安全研究

珠江口盆地文昌9-2/9-3/10-3气田属于低孔低渗储层,在分析射孔技术难点的基础上,对该气田各井进行了射孔方案选择和射孔段划分,确定了长夹层射孔采用多级增压起爆的射孔方式,并针对气田储层特征对射孔枪型、孔深、孔密和枪弹组合进行了优化。该射孔工艺与管柱安全分析研究对文昌三个气田的开发提供了具体的施工方案选择和安全优化,对南海西部类似气田射孔方案选择提供了基础。