乙二醇再生回收技术在海上平台的应用

乙二醇(MEG)再生回收装置首次应用于海上平台,其流程包括预处理、再生和脱盐3部分。预处理通过闪蒸脱除MEG富液中的轻烃并加入NaOH,利用化学反应脱除能生成沉淀物的二价盐。再生过程是在低压下利用精馏原理将轻组分(水)与重组分(MEG)分离,获取质量分数高于80%的MEG贫液。MEG贫液脱盐采用负压闪蒸的方法使可溶性一价盐(Na+等)和MEG分离,最终获得合格的MEG贫液。装置性能稳定可靠,MEG损失量少,具有广阔的应用前景。     

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。     

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。     

南海深水气田群番禺34-1CEP平台乙二醇再生脱盐系统工艺设计

针对南海深水气田群番禺34-1CEP平台乙二醇再生脱盐系统(MRU)设计规模大、入口流量变化范围大、含盐量高的特点,经综合比选后选用分流脱盐工艺流程,采用颗粒过滤器脱除法脱除低溶解性二价盐、增加热介质低温位回路和加热循环回路、设置MRU专用排放管汇等特殊工艺设计方案来应对MRU系统低溶解性二价盐量大、设施易腐蚀和结垢的难题,同时结合工艺模拟软件HYSYS、PROII的计算结果确定了关键工艺参数,从而为早日实现MRU设计国产化打下了坚实的基础。     

乙二醇再生与回收系统的预处理及脱水再生工艺参数优选北大核心CSCD

针对当前乙二醇再生与回收装置存在的效率低、能耗高的问题,研究了乙二醇再生与回收系统(MRU)的预处理工艺及脱水再生工艺,结合工艺模拟软件AspenPlus的计算结果,对比优选了预处理工艺及脱水再生工艺的关键参数,结果表明:脱烃工艺最佳闪蒸温度为55℃,最佳闪蒸压力为0.13MPa;脱二价盐工艺中用于除二价阳离子的化学药剂NaOH和Na2CO3质量分数分别为60%和40%;脱水再生工艺中再生塔最优参数依次为:进料温度75℃、塔压0.17MPa、理论板数20、回流比0.21。通过对MRU系统的工艺参数优选,为MRU国产化研究奠定了基础。     

乙二醇回收系统化学药剂的应用分析

分析脱盐乙二醇回收系统中药剂的作用原理,掌握各种药剂特性,研究并计算各种试剂注入用量,结合现场应用经验,适量药剂投入可保证装置设备和工艺稳定运行,有效脱除盐分以满足生产达标产品。     

乙二醇再生与回收系统的预处理及脱水再生工艺参数优选

针对当前乙二醇再生与回收装置存在的效率低、能耗高的问题,研究了乙二醇再生与回收系统(MRU)的预处理工艺及脱水再生工艺,结合工艺模拟软件Aspen Plus的计算结果,对比优选了预处理工艺及脱水再生工艺的关键参数,结果表明:脱烃工艺最佳闪蒸温度为55℃,最佳闪蒸压力为0.13 MPa;脱二价盐工艺中用于除二价阳离子的化学药剂NaOH和Na_2CO_3质量分数分别为60%和40%;脱水再生工艺中再生塔最优参数依次为:进料温度75℃、塔压0.17 MPa、理论板数20、回流比0.21。通过对MRU系统的工艺参数优选,为MRU国产化研究奠定了基础。     

某深水气田乙二醇脱盐系统影响因素分析与措施

乙二醇(简称MEG)作为防止深水气田水合物形成的抑制剂广泛地应用于天然气田的开发生产中,为解决某深水气田乙二醇回收系统出现的结垢与腐蚀问题,对乙二醇回收工艺中脱盐系统的影响因素进行了分析,发现二价金属阳离子、羧酸盐、化学药剂配伍性、碳酸氢钠、含氧量、完井液成分、乙二醇降解、苯系物等因素会加剧脱盐系统的结垢与腐蚀。结合工艺实践,通过对乙二醇脱盐系统采用耐腐蚀不锈钢管材和螺旋式加热器、加入除氧剂降解、提前进行药剂配伍性测试、定期排放高黏度废液等应对措施,不仅可以降低脱盐系统结垢与腐蚀的风险,同时也可减少乙二醇的损耗,脱盐系统可长期稳定运行。     

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。     

天然气深度脱碳分流解吸工艺研究

目前,常规天然气深度脱碳工艺能耗大,具体表现在再生塔温度高、重沸器热负荷过大、工艺流程换热简单、换热网络集成度小、热量损失多等方面。研究了一种分流解吸工艺,该工艺中物料分两股进入再生塔,回收再生塔塔顶气相热量,减少塔顶冷却器的冷却水用量,从而减少重沸器热负荷,达到一定的节能效果。结果表明,分流解吸工艺比常规工艺节能,当原料气中CO_2摩尔分数为3.63%时,最佳分流比为0.3,此时净化效果最好;当原料气中CO_2摩尔分数为20%时,最佳分流比为0.4,此时净化效果最好。第2股选择进料位置时,建议选取中部偏上两块塔板(第8块)作为最佳进料位置。     

基于离子交换的胺液净化技术在天然气脱碳系统的应用

采用醇胺法的脱碳系统用于脱除天然气中高含的CO_2,系统运行中发现溶液受到明显污染,热稳定盐含量增加、金属离子超标、设备存在一定程度的腐蚀现象。采用合适的阴离子树脂对胺液进行离子交换测试,确定了热稳定盐吸附、再生的最佳工艺条件,即吸附时间为60 min,流量为2 m~3/h,再生液采用5%的NaOH溶液。胺液净化后,热稳定盐脱除率达78%,胺液颜色明显改善,同时胺液中铬离子含量也有一定程度的降低。     

溶剂再生装置模拟分析与用能改进

在分析溶剂再生机理的基础上,运用流程模拟软件PRO/Ⅱ、选择胺工艺包对某炼油厂以N-甲基二乙醇胺(MDEA)为溶剂的溶剂再生装置进行模拟。重点探讨富胺液闪蒸温度对H2S蒸出量和溶解烃流量的影响,以及溶剂再生塔进料温度、进料位置、塔顶回流温度、富胺液中H2S含量、再生贫胺液质量控制等对溶剂再生装置能耗的影响,提出装置优化的操作条件。模拟结果表明,再生塔最佳进料温度为90～100 ℃、最佳进料位置为塔顶第1块塔板,酸性气分液罐温度为45～50 ℃;从装置能耗角度考虑,再生贫胺液中H2S质量分数应控制在0.15%左右。在不影响再生塔进料温度的前提下,合理增大贫富液二级换热负荷有利于脱除富胺液中的溶解烃,但闪蒸罐温度应控制在65～70 ℃。     

环氧乙烷洗涤塔结构改进及应用

针对中国石油吉林石化乙二醇厂乙二醇装置反应器入口环氧乙烷浓度高,夏季生产过程中装置不得不降负荷生产,同时装置200#脱碳单元碳酸盐中MEG浓度超标易发泡,再生塔冷凝水排放水中COD偏高时常引起装置11#线COD偏高的问题,工厂组织进行了系统分析,分析查找问题根本原因,最后决定从源头治理实施了环氧乙烷洗涤塔T-115改造。改造后反应器入口环氧乙烷浓度恢复到正常控制范围,运行一年来平均运行浓度不足原来的1/4,碳酸盐中MEG浓度降至原来的1/7,再生塔冷凝水排放COD浓度降至原来的1/4,装置COD浓度下降60mg/L,汽提塔蒸汽使用量降低0.8t/h,年增加效益1700余万元,装置洗涤塔改造经验值得同类装置借鉴。     

基于粒度分布的MRU脱盐闪蒸罐工艺参数优选

乙二醇再生脱盐装置是深水天然气开发中的核心装置之一,常采用蒸发结晶和重力沉降原理来实现高溶解度盐(如NaCl)的脱除。对脱盐闪蒸罐的主要工艺参数,过去主要从能耗的角度进行优选,只能反映工艺参数对蒸发的影响,难以直接反映对结晶与颗粒沉降分离的影响。从晶体粒度分布的角度出发,利用激光粒度仪研究了温度、压力和停留时间等因素对NaCl在乙二醇溶液中晶体粒度分布的影响规律,并据此优选工艺参数。结果表明,在同等条件下,温度越高,晶体的粒度分布越分散,平均粒度越小;真空度越高,晶体的粒度分布越分散,平均粒度越小;停留时间过长或过短都将导致晶体的平均粒度变小。对所讨论的介质,优选后的工艺参数为:闪蒸温度140℃,压力-80kPa,停留时间5min。经研制的连续实验装置验证,优选后的参数能实现稳定的沉降分离和脱盐。     

基于中间再沸器的萃取精馏精制含水乙腈的过程研究

采用Aspen Plus软件对以乙二醇为萃取剂的萃取精馏工艺精制含水乙腈的过程进行了模拟优化。以全流程的年度总费用(TAC)最小为目标,对各项设计变量如全塔塔板数、进料位置和回流比等进行了优化,得到最佳工艺参数。以降低能耗费用为目的,在萃取剂再生塔提馏段增设中间再沸器,采用费用较低的中压蒸汽作为加热介质,考察了中间再沸器的位置以及抽出量对TAC的影响。结果表明:中间再沸器设置在第9~10块塔板之间时,全流程的TAC最小,当处理规模为100kmol/h时,相比无中间再沸器的普通萃取精馏的TAC节约7.61×10~4$/a。     

“渤海蓬勃”号FPSO露点控制系统乙二醇损耗原因分析及应对措施

"渤海蓬勃"号FPSO露点控制系统由于设备老化、流程状态改变等原因,存在水合物抑制剂乙二醇损耗量偏大的问题。在对露点控制系统工艺流程和参数进行分析的基础上,运用HYSYS软件建立模型进行模拟计算,结合现场试验,对乙二醇注入浓度和注入量、重沸器塔底温度、乙二醇进入干气、乙二醇进入轻烃回收流程、轻烃进入乙二醇再生系统、闪蒸罐油室、排污阀内漏或误打开等方面原因进行了分析,结果表明:乙二醇发泡、操作温度低导致乙二醇进入轻烃回收流程和轻烃进入乙二醇再生系统是造成乙二醇损耗高的主要原因;乙二醇注入量偏大是造成乙二醇损耗高的次要原因。提出了定期排烃、添加消泡剂和降低乙醇注入量等3种应对措施,现场实施效果表明,"渤海蓬勃"号FPSO露点控制系统运行可靠,乙二醇平均日消耗量从450L降低至130L,有效解决了乙二醇损耗量大的难题,取得了可观的社会和经济效益。     

天然气脱酸工艺参数优化及节能研究

我国气田大部分为高含硫气田,天然气预处理装置为适应天然气流量的变动,普遍采用较高的吸收剂循环量,因此脱酸装置的能耗普遍较高。选用DEA作为醇胺溶剂进行醇胺法脱酸流程模拟,根据模拟结果进行定量分析,得出关键节点的参数,并对流程中醇胺溶液流量以及再生塔的进料温度进行敏感性分析,发现调整醇胺溶液的流量以及再生塔的温度能够提高流程的适应性;在设定工况下优化后可以有效的实现脱酸流程的节能降耗,并提高换热器的换热率。     

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。     

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。     

半贫液工艺再生过程闪蒸及能耗模拟优化

半贫液工艺在天然气脱碳领域因能有效降低能耗而被广泛应用。笔者利用HYSYS软件建立了半贫液工艺流程模型,并通过与工厂天然气脱碳半贫液工艺中相关参数对比进行准确性验证。利用所建立的模型对半贫液工艺再生过程中的闪蒸及能耗进行了相关工艺参数影响规律探究。结果表明：对于闪蒸过程,醇胺溶液CO₂释放量随着闪蒸压力降低呈现增大趋势;吸收酸气负荷(二氧化碳/N-甲基二乙醇胺摩尔比,n(CO₂)/n(Amine))在大于0.65时对CO₂释放量影响较明显,CO₂释放量随着吸收压力升高呈现线性增长;吸收塔富液出塔温度低于353.15 K时,其温度变化对闪蒸过程影响占主导作用。对于再生能耗方面,当再沸器温度为387.15 K、半贫液分流比为0.85、富液进料温度为348.15 K、醇胺溶液循环量为46000 kmol/h时,在保证净化效果的同时再生能耗较低。