中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品 燃烧器、焚烧炉、余热锅炉成套装置

<正>功能及组成用于天然气净化厂硫回收成套装置、废气处理成套装置等燃烧、焚烧、余热回收工艺。由燃烧器、焚烧炉、余热锅炉、燃烧控制系统、液位控制系统、水质监控(加药、排污)控制系统等组成。技术特点适用介质:天然气、酸气、工艺过程气、尾气、废气等。副产饱和蒸汽设计压力:0.8、1.5、3.3、4.7、7.2、11.34 MPa。酸气处理量:0.01×10~4~15×10~4 m~3/h。尾气处理量:0.1×10~4~30×10~4 m~3/h。技术领先:采用具有自主知识产权的燃烧技术、焚烧技术、余热回收工艺技术集成成套,技术达到业内领先水平。     

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品 无焰放空系统装置

正装置特点集安全放空、环保处理为一体,节能、降噪、无辐射;兼自动点火、温控焚烧、高效、橇装、智能化。应用范围天然气处理系统:天然气净化厂各装置放空、LNG工厂各装置放空;天然气集气系统:单井站放空、集气站放空、阀室放空;石油、化工系统:各工艺气及废气排放,尾气处理,以及其他气体环保处理。处理能力常规处理能力0~100×10~4 m~3/d,处理量增加时将作特殊设计。     

川西北天然气净化MCRC装置的选材和防腐蚀措施

我国某气体净化工厂从加拿大Delta(德尔塔)公司引进的第一套MCRC(Mineraland Chemical Resource Co.)硫磺回收及尾气处理装置,为三级转化装置,日处理含H_2S53.6%的酸性气6.5×10~4m~3(其上游脱硫装置的处理量为56×10~4m~3/d),合同保证硫收率为99%,日产硫磺46.04t,该装置引进前是自行设计的,流程为:天然气脱硫→二级转化克劳斯硫磺回收→SCOT尾气处理,     

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品 无焰放空系统装置

<正>装置特点集安全放空、环保处理为一体,节能、降噪、无辐射兼自动点火、温控焚烧、高效、橇装、智能化。应用范围天然气处理系统:天然气净化厂各装置放空、LNG工厂各装置放空;天然气集气系统:单井站放空、集气站放空、阀室放空;石油、化工系统:各工艺气及废气排放,尾气处理,以及其他气体环保处理。处理能力常规处理能力0~100×10~4 m~3/d,处理量增加时将作特殊设计。     

提高天然气轻烃回收装置C_3~+收率的方案比选——以中坝气田为例

中国石油西南油气田公司川西北矿区江油轻烃厂回收装置采用透平膨胀机单机膨胀制冷工艺,回收中坝气田天然气中C_3以上组分,因仅配备了排气量为(16~17)×10~4m~3/d的低压气增压机组,在目前天然气处理量为40×10~4m~3/d、高压原料气量最低时仅有17×10~4m~3/d、原料气压力由3.65 MPa降到2.80 MPa左右的情况下,出现了透平膨胀机的膨胀比和冷凝效率降低、低温制冷系统冷量不足、液烃产品产量和C_3~+收率下降等问题,同时,也直接影响着装置的安全、平稳运行。为了提高回收装置的C_3~+收率,提出了4种工艺改造方案:①残余气循环工艺(RSV);②直接换热工艺(DHX);③原料气增压的单级膨胀(ISS)工艺;④原料气增压+DHX工艺。对比上述4种方案的轻烃收率、能耗和经济性后认为:上述第三种方案,即原料气增压的单级膨胀工艺静态投资回收期较短(0.74年),C_3收率为89.43%、液化气产量为19.04 t/d,分别较原工艺提高了46.32%和42.94%,同时其单位能耗较低,具有更好的经济效益,适合于该装置的工艺改造。     

煤制油尾气脱碳工艺影响因素分析与优化

针对神华宁煤集团有限公司400万t/a煤制油尾气脱碳工艺,为了解决脱碳净化气中CO_2超标、能耗高等问题,分析了装置运行过程中吸收塔压力、闪蒸槽温度、尾气处理量、K_2CO_3溶液质量浓度、活化剂质量浓度等因素对脱碳净化气中CO_2体积分数的影响,优化了降低净化气中CO_2体积分数的操作条件。结果表明:提高尾气脱碳工艺中吸收塔压力、K_2CO_3溶液质量浓度、活化剂质量浓度均有利于降低出口净化气中CO_2体积分数;优化工艺条件为吸收塔压力2.469 MPa、闪蒸槽温度98.52℃,尾气处理量低于6.80×10~5 m~3/h,K_2CO_3溶液和活化剂质量浓度分别为324,78 g/L,在优化操作条件下,净化气中CO_2体积分数可降低至0.17%。     

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品

<正>无焰放空系统装置装置特点集安全放空、环保处理为一体,节能、降噪、无辐射;兼自动点火、温控焚烧、高效、橇装、智能化。应用范围天然气处理系统:天然气净化厂各装置放空、LNG工厂各装置放空;天然气集气系统:单井站放空、集气站放空、阀室放空;石油、化工系统:各工艺气及废气排放,尾气处理,以及其他气体环保处理。处理能力常规处理能力0~100×104m~3/d,处理量增加时将作特殊设计。     

杭州中泰深冷技术股份有限公司

<正>专注·专心·专业LNG装置:先进深冷液化技术我们的产品LNG成套装置(EPC)高压绕管式换热器天然气(煤层气)液化冷箱天然气(煤层气)处理冷箱轻烃回收冷箱焦炉煤气制LNG冷箱铝制板翅式换热器常规LNG装置规模5×10~4m~3/d LNG 50×10~4m~3/d LNG10×10~4m~3/d LNG 100×10~4m~3/d LNG15×10~4m~3/d LNG 200×10~4m~3/d LNG30×10~4m~3/d LNG 300×10~4m~3/d LNG(0℃、101.32 5 kPa状态下)杭州中泰深冷技术股份有限公司(以下简称中泰)主营深冷技术装置的开发、设计、生产、制造和技术服务,专长能源化工领域的深冷技术装置成套。公司具有先进的设计能力、一流的加工设备和完善的质量量控制体系,是国家重点支持的高新技术企业。中泰核心制造产品:铝制板翅式换热器、高压绕管式换热器、塔器、容器及冷箱。中泰拥有中国国家标准、美国ASME、欧盟PED、韩国KGSC等资质或认证,具备向全球供应产品的能     

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品 燃烧器、焚烧炉、余热锅炉成套装置

正功能及组成用于天然气净化厂硫回收成套装置、废气处理成套装置等燃烧、焚烧、余热回收工艺。由燃烧器、焚烧炉、余热锅炉、燃烧控制系统、液位控制系统、水质监控(加药、排污)控制系统等组成。技术特点适用介质:天然气、酸气、工艺过程气、尾气、废气等。副产饱和蒸汽设计压力:0.8、1.5、3.3、4.7、7.2、11.34 MPa。     

三甘醇脱水装置尾气达标排放措施研究

原料天然气中硫化氢含量的增加,会导致甘醇富液和再生尾气中酸性成分增加．脱水装置尾气中污染物排放量增大。本文通过对具体脱水站的物料衡算和工艺分析,提出相应的尾气达标排放措施。分析研究表明：天然气中硫化氢含量超过1％（φ）．处理量高于80×10 4m3／d时,三甘醇脱水装置宜改用气提工艺流程。     

江油轻烃回收装置C3 收率的影响因素分析及其改进措施探讨

江油天然气凝液回收装置采取低温分离法回收天然气中C_3及以上组分,设计处理量为45×10~4 m~3/d,现天然气处理量40×10~4 m~3/d。目前,中坝须二气藏呈高压气量逐步降低、低压气量逐步增加的趋势。原料气压力波动也较大,高压气压力由3.65 MPa降至约2.8MPa,轻烃厂主要生产参数与设计值存在较大偏差。此外,GB 11174-2011《液化石油气》于2012年7月1日正式实施后,新增对液化气中(C_3+C4)烃类组分体积分数不小于95%的规定,对装置的生产操作参数、液化气产量及C_3收率将产生一定的影响。目前,液化气气质在满足新国标要求的前提下,C_3收率仅61.12%。为此,在不改变现有装置的条件下,借助计算机模拟软件分析相关参数的敏感性,针对装置现状及主要敏感因素,提出提高原料气压力、降低原料气温度、稳定脱乙烷塔再沸器温度、参数优化及进行工艺改造等措施,以提高装置C3收率。     

小型天然气液化装置的脱酸和脱水技术研究

当前适用于偏远井、分散井的小型天然气液化装置呈现持续增长的趋势,为了保证整套装置的稳定运行以及满足天然气液化对气质的要求,重点开展了天然气脱酸和脱水技术研究,先采用MDEA溶液脱酸,再采用分子筛脱水;同时对脱酸和脱水装备进行了研制:处理量5万m~3/d天然气,装置分为2个撬,塔类、容器类、换热器类、泵类等相关设备配套其中,经现场应用可满足天然气净化要求,CO_2体积分数稳定在32×10~(-6)～45×10~(-6),H_2O体积分数稳定在0.2×10~(-6)～0.5×10~(-6),具有一定的推广价值。     

大庆油田天然气连续8年保持增长

<正>从大庆油田开发部获悉,2018年,大庆油田提前11天完成集团公司下达的生产天然气41.8×10~8m~3、销售天然气27.2×10~8m~3的年度产销任务,全年生产天然气43.4×10~8m~3,销售天然气28.4×10~8m~3。这是大庆油田天然气产量连续8年保持增长,继2017年迈上40×10~8m~3新台阶之后,产气量再次提高,其中新增流转区块合川气田产气2.3×10~8m~3,松辽盆地深层气产量增加1.3×10~8m~3。天然气业务是大庆油田     

三甘醇撬装脱水装置在涪陵页岩气田的应用

涪陵页岩气田作为国家级页岩气示范区,已顺利实现50×10~8m~3年产能的建设目标。依据其高品位、不含H_2S的气质组分特点,采用多井集输、集中脱水的集输工艺,天然气只需经脱水站脱出部分饱和水达到外输商品气质要求后,直接供给下游用户。通过介绍三甘醇撬装脱水装置的工艺原理、系统组成和该工艺的先进性,并结合现场应用情况,表明该装置具有占地面积小、处理量和操作弹性大等优点,特别是能量泵和高效板式换热器的使用,极大的降低了能耗,年节约电量13.6×10~4kW.h。通过3座脱水站的应用实践,三甘醇撬装脱水装置经济效益和推广应用价值明显。     

重庆净化总厂天然气年处理量破百亿立方米

正截至2018年12月31日,中国石油西南油气田重庆净化总厂(以下简称重庆净化总厂)天然气年处理量达130.9×10~8 m~3,年处理量成功突破百亿立方米。重庆净化总厂肩负着中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)2/3以上的含硫天然气处理任务,2018年12月,该厂天然气处理量达到125.5×10~8 m~3。2018年,为实现千万吨级净化量,重庆净化总厂"方气必争",实施"精优强"战略。面对高负荷运行的挑战,重庆净化总厂做"精"     

桥古集中处理站工艺系统调整改造

桥古集中处理站天然气处理采用"辅助制冷+超音速涡旋管分离"工艺,该处理站为试采期简易建设,存在天然气处理能力不足、外输气质量不达标、凝析油蒸发损失大等问题。针对该处理站存在问题,结合本区块气藏特点、产能规模,合理制定产品方案,提出工艺调整改造方案。改造后,天然气经过干法脱硫、脱水、脱烃处理,达到国标二级管输气质量指标和CNG含H_2S指标,部分达标气(13×10~4m~3/d)进入现有外输系统,部分气(7×10~4m~3/d)就地生产CNG;凝析油经稳定处理后,减少了蒸发损失。桥古集中处理站的改造可为相似系统的改造提供借鉴。     

乙醇胺乳酸盐离子液体火电厂尾气深度脱硫工艺优化

采用Aspen Plus软件对以乙醇胺乳酸盐离子液体为吸收剂的贵州黔北某火电厂烟气脱硫工艺进行模拟与优化,并对工艺水网络和换热网络进行了优化设计。结果表明:在烟气处理量为9.48×10~5 m~3/h,烟气温度为55～65℃,粉尘质量浓度为100 mg/m~3,烟气初始SO_2质量浓度为4 179 mg/m~3(深度脱硫要求烟气中SO_2质量浓度不高于50 mg/m~3),脱硫效率99.20%的模拟条件下,将吸收段的水洗塔与吸收塔进行耦合,优化后新塔耗水量降低34.69%,吸收段塔板数确定为7块,塔外回流比、液气比(质量比)分别为0.850,0.454;在溶剂再生段采用新型热泵技术,利用对解吸塔塔底液经气液分离后得到的水蒸气进行压缩,将电能转化为热能;采用逐步线性规划法设计改进水网络,优化后的吸收段、净化段分别节约用水量1.89×10~4,3.99×10~4 kg/h,平均节水率为53.28%;利用夹点分析法设计换热网络,增加2台换热器后,热、冷公用工程分别节能11.57×10~7,10.56×10~7 kJ/h,平均节能76.42%。     

内蒙古某LNG项目脱碳单元参数优化

内蒙古某LNG项目脱碳采用混合醇胺法净化工艺,在实际运行中原料气的组分偏离设计工况较多。为了优化本项目脱碳单元的工艺参数,使净化后的天然气中CO2含量低于50×10-6,考察了LNG工厂的运行数据,并分析了操作压力、操作温度、贫液循环量、残余酸气负荷等重要工艺参数对脱碳装置的影响。参数调整后,天然气进入吸收塔的操作压力由设计值6.3 MPa降低到5.8 MPa,贫液循环量由15 m3/h减少到13 m3/h,可使天然气压缩机的轴功率减少37 k W,再沸器的能耗降低约13,对混合醇胺法净化工艺的设计具有指导意义。     

整体式天燃气压缩机控制系统的改进与应用

某天然气处理站安装有整体式DPC2803天然气压缩机三台,以燃气发动机为动力,单台设计处理量10×10~4m~3/d,控制系统采用为MURPHY公司CENTURION系列PLC,可以完成压缩机的参数检测、启停、运行等自动控制。     

天然气的脱碳、硫磺回收及尾气处理

在选择天然气脱碳方法时主要考虑以下几方面因素:天然气处理量、压力、温度;天然气中CO2组分的含量;重烃在气体中的数量;管输、下游加工工艺要求,以及销售合同、环保等强制性要求;是否需要选择性地脱除其他组分。脱硫厂送来的酸气,H2S含量一般不低于15%,有时高达90%,因此通常采用部分燃烧法或分流法回收。处理硫磺回收尾气的方法很多,斯科特装置是用加氢还原和二异丙醇胺脱硫的方法处理尾气,经硫磺回收后得到的尾气,其温度一般为120～130℃,压力为0.3 MPa。