天然气的低温处理方法

低温分离,是利用地层本身能量节流降压制冷,用低温分离方法脱除天然气中凝液的处理工艺。其特点是工艺流程及设备简单,运行可靠,维修方便,操作范围弹性大,适用于高压大流量条件,流量和压力易于调节。当地层压力下降过低时,该制冷工艺不适用。     

天然气的低温处理方法

低温分离,是利用地层本身能量节流降压制冷,用低温分离方法脱除天然气中凝液的处理工艺。其特点是工艺流程及设备简单,运行可靠,维修方便,操作范围弹性大,适用于高压大流量条件,流量和压力易于调节。当地层压力下降过低时,该制冷工艺不适用。     

丙烷制冷系统改造运行效果及水露点分析

苏里格气田天然气中含水和凝析油,基本不合硫等,苏里格第一天然气处理厂通过丙烷制冷低温分离工艺进行脱水脱烃,使露点达到国家二级气质标准要求,直接进入管道输送。苏里格气田在2002年先导性开发试验中,采用高压节流降温低温分离工艺取得了良好的效果。由于苏里格气田属于低压低产气田,单井压力下降快,2003年在原流程上增加了氨制冷设备,采用冷却法实现低温分离。现处理厂首先采用管壳式换热器利用净化后的产品气对原料气进行换热,再采用丙烷制冷方法来进一步进行降温来实现低温分离。现对丙烷制冷设备的现场运行情况进行分析,并针对运行中出现的问题提出整改的措施来保证以后生产的平稳运行。     

超音速涡流管脱水工艺评述

本文扼要介绍了超音速涡流管(Twister分离器)技术及其在原料天然气水露点控制工艺方面的应用.文章指出:(1)利用超音速涡流管制冷新工艺进行原料天然气的水露点控制与烃露点控制具有明显的节能和环保优势,是当前在全球范围受到普遍重视的新工艺;(2)此项新工艺对西南油气田公司含硫天然气的水露点控制颇具实用价值;(3)国外经验表明在超音速涡流管制冷工艺的技术开发过程中进行一定规模的现场试验是必须的;(4)此类装置在处理含硫原料时必须特别注意材质与防腐问题,也需要相应地解决含硫污水的处理问题.     

集气站天然气低温脱水工艺的探讨

陕甘宁盆地中部气田是目前我国陆上最大的整装气田。采用先进、合理的配套工艺技术，高效、科学地开发气田，是气田开发的整体思路。本文研究如何利用天然气原始压力能，进行节流降温，实现集气站低温脱水，对该工艺在中部气田的实施具有一定的指导作用。     

大牛地气田脱水脱烃工艺的成功实践

大牛地气田开发选用高压集气天然气处理工艺,采用节流制冷脱水、脱烃,需要一定的压差才能保证外输气质。当气井压力下降至一定程度时,集气站内没有足够的压差,无法利用节流膨胀制冷、低温分离工艺实现对天然气烃露点、水露点的控制,需要结合增压、脱液工艺对气田集输工艺进一步优化。分析了气田不同开发阶段采取的脱水脱烃工艺、可能出现的问题及解决措施。     

烟气酸露点温度与水套炉受热面尾部低温腐蚀

水套炉受热面尾部烟气腐蚀和堵灰会严重影响其运行的经济性,腐蚀和堵灰的主要原因是H2SO4蒸气在低温受热面上凝结。文章分析了影响烟气酸露点温度的主要因素,概述了国内常用的几种烟气酸露点温度计算方法,应用锅炉受热面低温腐蚀理论,阐述了水套炉受热面尾部低温腐蚀机理,提出了减轻和防止受热面尾部低温腐蚀与堵灰的方法,如减少烟气中的H2O和SO3含量、控制排烟温度和提高受热面尾部金属壁温,可有效减轻和防止水套炉受热面尾部腐蚀。     

分区低温化学沉降脱水工艺研究

高升采油厂3个作业区采用原油混合进联合站加温加药的热化学沉降脱水生产工艺.随着原油含水的不断升高,出现油品性质不稳定及脱水困难,加热混合原油时天然气浪费大等问题.提出了分区进站加药,低温化学沉降脱水的工艺,通过实内实验,并在合作开发区进行现场应用,见到了很好的效果.     

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。     

天然气三甘醇脱水工艺的技术进展

对天然气开发过程重要配套工艺之一的原料气三甘醇(TEG)脱水的技术发展动向进行了讨论。目前,应用最广泛的贫TEG提浓措施为惰气气提,该措施可将贫TEG质量分数提高至99.20%~99.98%,相应的露点降范围为55~83℃。经改进的Drizo工艺可使干气中水的质量分数降至1×10~(-6)以下,脱水深度达到分子筛吸附脱水的水平。该工艺还具有减少BTEX/CO_2排放、可回收原料气所含芳烃、降低投资与成本等技术经济优势,尤其适用于FLNG工程。同时,近年来在国外建设的TEG脱水装置上,高效规整填料、电动齿轮泵、能量转换泵和全焊式板式换热器等新型设备及材料的应用日益普及。     

影响低温法控制天然气露点的因素分析

实践证明，由低温法低温分离器分出的干气进入输气管道后的实际露点通常高于其分离温度。对干气实际露点高于其分离温度的影响因素进行分析，是合理确定低温法控制天然气露点方案中亟需解决的问题。文章着重从天然气取样和分析、低温分离器对雾状液滴的分离效率、一些凝析气或湿气脱除重烃后仍具有反凝析现象等方面进行了分析，并提出相应的建议或措施。其中有些措施已在长庆油田榆林天然气处理厂获得应用。     

气液聚结器在天然气低温分离工艺中的应用

中国石油长庆油田分公司第二采气厂天然气低温分离工艺中 ,用传统的机械分离方法在低温脱油的同时不能达到脱水的目的 ,仍需用加热炉、脱水撬进行常温脱水净化处理 ,增加了建设投资和运行费用。现场采用美国颇尔公司生产的气液聚结器进行低温气液分离后 ,在脱除凝析油的同时 ,也脱除了水 ,简化了天然气的净化处理工艺 ,出口天然气满足外输气质量标准 ,节约了一次投资费用和相应燃气消耗费用 ,经济效益在 1 72 2×1 0 4RMB $以上     

气田采气管线清管保障措施分析

清管技术在油气集输过程中是一种常见的清除管道内杂质和积液及腐蚀产物的方法,其能够有效地将管道内存在的所有杂质和积液等清除掉,大幅度提高管道的输送效率,同时清管作业还能够有效防护管道内壁的腐蚀.然而,清管过程中面临着各种风险,为尽量减少清管过程风险,保证采气管线在运行期间的平稳性和高效性,应做好采气管线清管保障措施.本文...     

克拉美丽气田天然气烃水露点控制工艺改造

克拉美丽气田天然气处理站烃水露点控制工艺采用J-T阀节流制冷,注乙二醇防冻的低温分离工艺,但其外输天然气烃水露点出现不稳定、不合格现象。应用HYSYS软件根据天然气处理流程的物料及能量平衡评价烃水露点控制工艺,结果为:高压节流注醇工艺选择合理;通过对其核心设备包括低温分离器和气-气换热器结构及工作性能分析,找出烃水露点不合格的主要原因是低温分离器和气-气换热器选型不合理。根据克拉美丽天然气处理站烃水露点不合格原因提出了改造方案:沿用高压节流注醇工艺,其关键设备选型采用两台管壳式换热器(固定管板式)串联+SMMSM高效分离器的组合方案,将外输天然气烃水露点计算值控制在-13℃左右,考虑低温分离器与烃水露点的实际温差,可控制外输气烃水露点能达到小于-5℃的要求。     

重油催化裂化装置塔顶低温系统的腐蚀管控

近年来,随着原油品质不断劣化,加工过程中的腐蚀情况也越发严重.为了从整体上提升装置塔顶低温系统腐蚀管控水平,对某石化企业重油催化裂化装置塔顶低温系统腐蚀和日常腐蚀管控情况进行分析,总结了塔顶低温系统腐蚀原因,梳理出工艺防腐管理目前存在的问题,提出相应的对策,为今后装置防腐蚀工作提供借鉴.     

低温管道保冷复合结构优化设计

低温管道采用堆型复合保冷结构,其各层厚度应以年总工作费用最低为优化目标,以保冷结构外表面不结露及各层界面温度不超过外层允许使用的最低温度为约束条件,采用优化设计方法确定。优化设计计算得到的保冷结构每米年总工作费用比常规设计降低60％以上。     

海上平台三甘醇脱水装置故障分析及工艺优化

目的解决某海上平台三甘醇脱水装置无法达到脱水要求的问题。 方法基于现场实际生产数据,采用HYSYS软件进行该工艺系统的模拟分析,找出该系统运行问题的原因。 结果脱水塔入口天然气中水含量过高是影响脱水系统效果的主要因素,改造方案应考虑入口过滤分离器和重沸器改造两方面。结合平台实际情况,最终确定改造方案为更换入口过滤分离器滤芯与重沸器电加热器。改造后,在表压5.2 MPa下的干气水露点从6 ℃降至-23 ℃,达到预期效果,且为后续扩容预留了操作空间。 结论该海上平台三甘醇脱水装置处理量无法达到设计值的原因可能是入口过滤分离器性能不达标导致脱水塔入口天然气中水含量过高,建议在进行三甘醇脱水装置工艺设计时,严控入口过滤分离器处理指标,并根据入口过滤分离器处理指标配套三甘醇脱水装置。      

高含CO2天然气应用三甘醇脱水技术研究

三甘醇脱水是天然气脱水的成熟工艺,但采用三甘醇脱水装置处理高含CO2天然气并没有成熟的经验。对采用三甘醇脱水装置处理高含CO2天然气的脱水效果、CO2对三甘醇寿命的影响因素进行了分析,根据三甘醇装置在溶液起泡、汽提塔液泛、设备腐蚀、出口气体水露点高等方面常出现的操作问题,提出了操作参数对产品气指标影响的合理建议。     

提高热水锅炉进水温度防止低温腐蚀

1．原理热水锅炉低温腐蚀，是指烟气中的硫酸蒸汽冲刷锅炉尾部受热面时，当热水锅炉进水温度低于烟气露点温度时，使烟气中的硫酸蒸汽在受热面上凝结所造成的硫酸腐蚀。这种腐蚀常在热水锅炉处于低负荷运行时产生。腐蚀的部位多发生在钢管省煤器及对流管束后部。产生低温腐蚀的