压缩机气量自动调节系统的设计

根据压缩机气量调节的要求,笔者设计了一种气量自动调节系统。本文就其原理、特点和应用作了简介。     

往复活塞压缩机压开进气阀调节与余隙无级调节气量技术对比(二)

目前常用的往复活塞压缩机无级调节气量节能技术主要为部分行程压开进气阀调节和余隙无级调节.结合压缩机气量调节理论与多家用户的应用实践,从作用原理、工艺路线、调节范围、结构特点及压缩机改造部位等方面对2种技术进行了对比与分析,主要结论为,余隙无级调节气量节能技术在产品结构特点、压缩机改造内容方面要简单些,具有一定优势;部分...     

HydroCOM调节系统在新氢压缩机上的应用

介绍了HydroCOM2.0无级气量调节系统,在中国石油化工股份有限公司北京燕化分公司炼油厂1300kt/a中压加氢裂化装置新氢压缩机上的应用情况。使用情况表明,该系统具有气量调节稳定可靠、操作简便、节能效果显著等优点。     

往复压缩机Hydro-COM无级气量调节控制运行分析

往复式压缩机需要进行气量调节,并要求灵活控制。所有气量调节方式中,因Hydro-COM气量无级调节系统具有调节范围宽、能量消耗低、自动集成调节的优点,得到广泛地应用。结合1台具体压缩机,对压缩机膨胀过程进行了分析,以确定吸气阀开启的时间,此时进气阀损最小。对在Hydro-COM系统控制下的压缩机运行进行了分析,解释了100%负荷时也有节能效果的原因、分级控制各级负荷的必要性、各级活塞的位置关系的重要性、低负荷时的调节性能。     

往复式压缩机气量调节系统的应用

针对顶开吸气阀法、余隙调节法、气量回流法等往复式压缩机气量调节的缺陷，提出传统气量调节方法不仅浪费能源．对机组的气阀等零部件造成损害，而且不利于工艺操作。用新型的往复式压缩机气量无级调节方法，可靠性安全性高，且节约能源，值得推广使用。     

余隙无级调节气量节能技术在循环氢压缩机上的应用

余隙无级调节气量节能技术在循环氢压缩机K2102A上的应用,实现了排气量在75%～99.9%负荷范围内的无级连续调节。该技术产品结构简单、安装施工简易、参数设置灵活、操控方便、自身能耗低、运行和维护费用少、近于免维护,压缩机输出气量稳定、运行环境得到改善、能降低压缩机的运行维护费用、延长压缩机及辅机的使用寿命,节能效果显著,每年可节约电费75.2万元和节约瓦斯费用107.33万元,投资性价比高、投资回收期仅3个多月。循环氢压缩机K2102A余隙无级调节气量节能技术的改造,达到了技术协议要求和压缩机气量无级调节及节能的目的。     

气田用往复压缩机气量调节方式应用分析

往复式压缩机的气量调节是指在机组运行过程中通过采用某种装置或采取某些措施来控制和改变其排量,以适应工况的变化,保证机组处于良好的运行状态。文章从往复式压缩机在天然气气田增压集输工艺中的应用出发,结合工程实践总结了目前常用的几种气量调节方式,分析了每种调节方式的结构及性能特点,同时结合实例给出经济性评价,并提出了调节方式选用的一般原则。     

余隙无级调节气量节能技术在炼化装置往复式压缩机上的应用

余隙无级调节气量节能技术是近年来发展起来的,适用于大型往复式压缩机的一项节能技术。中国石化沧州分公司的炼化装置具有500万吨/年的原油加工能力,拥有往复式压缩机二十余台,余隙无级调节气量节能技术在该公司的改造应用,始于2013年11月,至2020年底共改造了9台压缩机。根据该公司所改造压缩机的运行实践和节能效果统计可知:该技术产品具有结构简单、安装施工便捷、调节范围适宜、输出气量稳定、参数设置灵活、操控方便、运行安全可靠、投资少、运行费用低、基本免维护,节能效果好等特点。该项技术值得大力推广和应用。     

ISC无级气量调节系统在往复式压缩机上的应用

往复式新氢压缩机作为加氢装置中电力消耗的主要设备,采用先进技术对其进行节能增效具有重要意义。通过对往复式压缩机的几种负荷调节方法进行比较,阐述了使用无级气量调节系统控制往复式压缩机的优势。详细介绍了ISC无级气量调节系统的工作原理、硬件组成、软件功能,通过DCS软件组态实施的成功案例,向用户提供了选择无级气量调节系统的新途径。     

气量无级调节系统控制算法研究

气量无级调节系统已广泛应用在石化等行业的大功率电机驱动往复机上,它不仅可以实现往复压缩机排气量的连续调节,还可以最大限度地降低往复压缩机的电能消耗,减少企业的经营成本.研究气量无级调节系统的控制性能,保障往复压缩机在启停机、排气量调节、稳定各级压比等方面稳定可靠,当气量无极调节系统出现故障时,可以智能联锁切除,不影响往...     

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利用废弃的中、高渗透砂岩气藏改建的天然气地下储气库的库容量、有效工作气量及调峰能力是衡量储气库的重要指标，其中库容量是储气库其他重要指标设计的基础。因此，如何准确计算储气库的库容量是非常关键的，它对储气库建设的成败以及对上游天然气开发和下游天然气需求都将起到极其重要的调节作用。通常在建设储气库时的库容量比利用气藏开发数据计算的库容量（地下有效储集空间）要小，因而在改建成储气库后特别是第一个注气周期内，必须对储气库的库容量进行复核。章采用改进的物质平衡方法对气藏动态储量进行了计算，并对改建为储气库后的库容量进行了复核，经实例应用，取得了良好的预测效果。     

渝东南盆缘转换带龙马溪组页岩气散失过程、能力及其主控因素

研究页岩气的散失过程、散失能力及其控制因素对于揭示页岩气的成藏机理、指导页岩气的勘探选区等都具有重要的现实意义。为此,以四川盆地东南部及其盆缘转换带(以下简称渝东南盆缘转换带)下志留统龙马溪组页岩为例,通过现场解吸实验模拟页岩气散失过程,并借助X射线衍射分析、有机碳含量测试、低温氮气吸附实验、等温吸附实验、扫描电镜观察等室内研究手段,定性分析页岩气的散失过程,定量评价页岩气的散失能力,并在此基础上探讨影响页岩气散失能力的主控因素。研究结果表明:(1)该转换带龙马溪组上、下段页岩的页岩气散失过程存在着明显的差异,后者的散失能力明显低于前者;(2)页岩气散失能力主要由温度、压力及岩石属性等决定,其中温度、压力是最主要的外在因素;(3)有机质含量是决定页岩气散失能力的最主要内在控制因素,随有机质含量的增加,页岩比表面积增大、吸附能力增强,页岩气散失能力降低;(4)页岩气散失能力在一定程度上受到岩石矿物成分和孔隙结构的影响,石英含量、黄铁矿含量与散失能力呈负相关关系,长石含量与散失能力呈正相关关系,碳酸盐矿物含量和黏土矿物含量与散失能力之间的相关性不明显。     

特低渗透油藏合理注气能力和开发效果分析

针对国内外特低渗透砂岩油藏及大庆外围芳48断块地质特点，在开展室内油水和油气相渗透实验的基础上，应用油水及油气渗流理论和油藏工程及气藏工程方法，分析了特低渗透砂岩油藏油水和油气渗流特征、采油指数与吸水指数、采油指数与吸气指数、油层破裂压力和注气能力的关系，研究出了特低渗透油藏注气能力设计方法，并在芳48断块注气方案设计中得到有效应用。研究表明：芳48断块特低渗透扶余油层具有常规特低渗透砂岩油藏的渗流特征，采油能力和吸水能力低，吸气能力较高，在合理注入压力下具有一定的注气能力，注气比注水开发效果好。矿场试验结果证实，芳48断块注入产能设计指标与矿场实际开采结果相近，注气压力较低，油层吸气能力强，油井产量明显高于类似的水驱油藏的产量，说明注气开发是提高特低渗透油藏动用程度的有效途径，为类似油藏注气开发提供了有效的方法。     

底水火山岩储气库库容和工作气量主控影响因素定量评价

升平储气库由底水火山岩气藏改建,针对其特殊的地质条件,通过采用纯气区、过渡带、水淹区分区含气饱和度计算有效含气孔隙体积的方法,建立考虑水侵、应力敏感、岩石和束缚水变形影响的储气库三区带库容参数模型,并优化设计了不同运行压力区间迭代求取最大工作气量和对应库容量的计算方法,对不同区带水侵、应力敏感、岩石和束缚水变形多种因素对库容和工作气量影响进行定量评价。结果表明:从区带损失含气孔隙体积来看,过渡带损失最大,纯气区次之,水淹区较小;从不同因素损失含气孔隙体积来看,水侵是主控因素,岩石和束缚水膨胀以及应力敏感导致含气孔隙体积损失较小,是非主控因素。利用建立的库容参数模型,优化得到32 MPa上限运行压力条件下,最大工作气量为25.61×10⁸m³,对应最优下限运行压力为18 MPa,库容量为64.74×10⁸m³。研究成果可为国内外同类低渗透底水火山岩气藏改建储气库提供借鉴。     

页岩过剩吸附量与绝对吸附量的差异及页岩气储量计算新方法

页岩吸附气含量的准确测试对于储量评价及开发方案编制等具有重要的意义,但过去在计算地层压力条件下的吸附气含量时,未考虑过剩吸附量和绝对吸附量之间的差异。为此,基于重量法等温吸附实验,得出了以下认识:①当考虑吸附相体积的存在时,等温吸附实验并不能直接测得甲烷的实际吸附量(绝对吸附量),实验测得的应为过剩吸附量;②当压力在10 MPa左右时,过剩吸附量达到最大值,此后随着压力的增大而减小,这一现象是超临界甲烷过剩吸附量的本质特征。为了将过剩吸附量转换为绝对吸附量,提出了计算甲烷吸附相密度的改进方法。改进后的方法对吸附实验数据的拟合效果更好,吸附相密度的计算结果也更加合理。进而对绝对吸附量进行校正,发现绝对吸附量与过剩吸附量的差值随着压力的增大而增大,如果采用低压条件下的实验吸附曲线直接进行页岩吸附能力的评价,将严重低估页岩气储层的实际吸附能力,由此提出了应用过剩吸附量和游离气量计算页岩气地质储量的新方法。结论认为:过去用老方法计算得到的页岩含气量明显大于新方法,有可能高估了页岩气藏的地质储量。     

页岩—气体吸附特性曲线应用研究

页岩对气体的吸附能力评价是页岩气研究的基础工作,兰氏体积数据是评价页岩气体吸附能力的重要参数,但局限于兰氏体积的应用研究不能满足工作需要,现有数据的信息挖掘和应用还有较大的空间。页岩与气体构成的吸附体系,对气体的吸附能力、特性可以利用吸附势理论进行分析和描述。实验数据分析表明,页岩与不同气体构成不同的吸附体系,具有不同的吸附特性曲线,吸附特性曲线基本不受温度影响,可以用于等温吸附曲线的预测。以川东南五峰—龙马溪组优质页岩为例,进行了地层条件下页岩气体吸附能力的预测。预测结果显示,页岩样品地层条件下的吸附气量与兰氏体积存在较大差异,这种差异反映了温度和压力对页岩气体吸附能力的影响和控制作用,暗示地层条件下页岩吸附气量预测研究具有理论和实践意义。     

四川盆地安岳气田龙王庙组气藏多层盖层天然气扩散量

四川盆地安岳气田是古老高热演化程度原油裂解气大气田,其原油大量裂解生气及气藏定型时间在侏罗纪-白垩纪。根据中国大气田成藏特征以及对天然气分子小、易扩散特点的认识,早期成藏的大气田随着扩散时间增长,其天然气散失量也会不断增加。针对安岳气田在早期成藏但仍能保存为大气田的问题,开展深层天然气扩散模型分析和古老天然气藏扩散量评价,目前已成为认识深层古老气田能否有效保存的关键问题。多层盖层模型利用了气田上覆地层的综合扩散系数,考虑了深层气田上覆多套地层的综合封盖效应。以安岳气田为例,采用单层盖层和多层盖层扩散模型分别计算寒武系龙王庙组气藏的扩散量,并通过古气藏与现今气藏的天然气密度比例计算天然气散失总量。按照经典的单层盖层扩散模型进行计算,气田经历从90 Ma至今的累积扩散量(3 340×10⁸m³)将远远超过天然气散失总量的上限(1 020×10⁸m³),这表明单层模型不适用。而多层盖层扩散模型计算的累积扩散量为920× 10⁸m³,比单层盖层扩散模型的计算结果大幅降低。深层气田上覆多套区域盖层,可大幅降低天然气扩散量。研究结果提供了一种评价深层气藏扩散量的方法,有助于深化对深层古老气田保存条件的认识。     

页岩气低速渗流特征分析及影响因素研究

针对页岩气低速条件下渗流特征及基质页岩应力敏感性特征不明确的问题,通过自主开发的页岩气低速渗流装置进行实验,获得不同气体、不同孔隙压力条件下页岩气低速渗流规律及基质页岩应力敏感性特征。研究结果表明：基质页岩岩心吸附能力较强,由吸附作用造成的无回压条件下氦气的流动能力为甲烷的1.5～2.0倍;随着孔隙压力的升高,吸附气与自由气共同作用造成甲烷流动能力呈现先上升后下降的趋势;随有效应力增加,基质页岩岩心渗透率呈指数式下降,且孔隙半径逐渐减小,气体滑脱效应增强,气体流动能力在总体稳定的基础上略有升高。研究成果对基质页岩中气体渗流规律的研究及页岩气藏的开发生产具有重要的指导意义。     

考虑有效应力与含水饱和度的致密砂岩气层供气能力

致密砂岩天然气资源丰富,但渗透率低,纵向上气层多,采用多层合采时,各层供气能力存在差异。气藏开采过程中气层压力下降快,含水饱和度也会发生变化,影响各气层供气能力。选取鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩岩样,开展含水饱和度对致密砂岩岩样供气能力的影响实验,对比分析了有效应力与含水饱和度对不同渗透率级别岩样供气能力的影响。结果表明,有效应力增加,渗透率相对较低岩样产气贡献率明显下降,相对高渗岩样增加,有效应力增加加剧了岩样间供气能力差异;在原地有效应力条件下,随着含水饱和度升高,岩样供气能力显著下降,渗透率越低,供气能力下降也就越显著;渗透率级差越大,渗透率相对较低岩样产气贡献率就越低。     

提升干气脱硫塔负荷的技术改造方案

某炼油厂的加氢装置产出含硫量较高的加氢干气,这些干气是制氢装置的优质原料,必须脱硫后才能使用。为此将加氢干气并入干气脱硫塔中进行脱硫,由于原料干气的流量的增加,同时贫胺液品质较差,使得制氢装置干气脱硫塔的负荷及脱硫能力不足。将干气脱硫塔由板式塔改为填料塔,使干气塔的能力达到了生产的要求。