长庆油田注水地面工程技术优化分析

针对长庆油田特低渗透油藏的开发、注水地面开发系统的现状,对注水工艺流程不断进行优化,设计了具有长庆特色、适合特低渗透油藏开发的注水地面工艺技术。在长庆油田地面工程开发中,通过对长庆油田注水工艺的应用进行分析,进一步优化简化了注水工艺流程,从而达到了节约工程投资、降低生产运行成本的目的。     

对提高气体分馏装置加工能力的探讨

催化裂化装置改造后，液化气产量增加，需要提高气体分馏装置的处理能力。对提高气体分馏装处理能力的影响因素和解决的方法进行了探讨，得出通过对工艺流程进行局部调整、适当的改造和优化工艺参数，可以达到提高装置处理能力的目的。     

长庆油田脱水站油气集输工艺的优化简化

脱水站是油气田地面集输系统的核心处理场所。长庆油田传统脱水站运行不平稳、流程不密闭,不满足环保要求、流程复杂、占地面积大。2012年对长庆油田脱水站脱水流程进行了优化、简化,引入新型两室分离缓冲设备,经现场应用,效果较好,工艺流程完善,生产运行稳定,达到油田原油脱水要求,实现了节约占地,缩短建设周期,降低投资成本的目的。目前已在全油田范围内进行推广。     

国产气体处理装置的优化运行

针对油田进入开发后期,石油伴生气产量递减严重,东营压气站离心压缩机组和气体处理装置降压减量运行的实际情况,通过工艺流程模拟,分析了制约气体处理装置效益发挥的瓶颈,结合现状,提出了＂降低预冷温度和提高膨胀机效率＂的改造方案。为国产气体处理装置的优化运行提供了经验。     

煤制烯烃项目烯烃分离装置工艺流程优化研究

根据煤制烯烃工艺的技术特点,结合烯烃分离装置的生产运行经验,从水洗碱洗、产品气压缩、干燥、脱甲烷等系统进行分析,对工艺流程和设备选型提出优化建议,以达到减少项目建设投资、降低工厂运行成本和提高煤制烯烃的行业竞争力的目的,为以后煤制烯烃项目的工艺设计和工艺操作提供参考。     

从现场试验工程解析工艺概算投资控制

离心分离设备处理三元采出水、采出液工业性放大试验,目的是验证其工业规模的运行效果,并通过工业性现场试验确定适应于三元复合驱采出水和采出液处理的设备、工艺流程及操作参数,最终达到简化工艺流程、降低处理药剂费用的目的。该试验工程的投资控制重点是从价格和安装两方面对设备进行控制。三元复合驱采出水处理现场试验工程中设备费占工艺专业的89.44%,所占比重很大,因此对设备价格的控制显得尤为重要,尤其要做好设备价格的查价、询价及厂家报价工作。     

哈萨克斯坦扎那诺尔油田油气处理新厂多功能原油处理器的设计优化

扎那诺尔油气处理厂多功能原油处理器的设计充分考虑了哈国标准规范的要求和生产管理的需要,结合油田所在区域的建设条件、管理水平、标准规范等实际情况,从简化工艺流程、节约工程投资、降低管理成本和运行费用等方面出发,对多功能原油处理设备进行了技术改进和优化,经过几年的生产运行,达到了设计目标,满足了哈国规范标准的要求和生产管理的需要,取得了显著的经济效益和社会效益.     

地面工程优化简化与节约集约用地

大庆油田产能建设工程按照节约集约用地原则,在设计标准化中,对各类站场立体(联合)建站进行优化布置,应用高效多功能合一装置简化工艺流程,经过合理并归及充分利用减少了设备台数,提高了土地利用率;运用定向井减少了井场和通井路等配套工程用地;优化路面结构,降低道路宽度,达到了节约用地、节约土方的目的;通过新标准严格控制油田用地,既有效地缓解了土地资源紧缺与油田开发建设的矛盾,又提高了油田综合效益.     

连续重整装置反再构架平面布置优化

在石化装置的工程设计中，不断合理优化装置平面布置，能达到节省占地，降低能耗，节约装置投资的目的。文中以某炼厂连续重整装置反再构架平面布置设计为例，阐述平面布置优化的背景、过程及产生的经济效益。同时提出，装置设计初期对工艺流程及设备设计的改进建议。     

LNG接收站BOG再冷凝工艺的模拟及优化

BOG再冷凝处理工艺是LNG接收站的主要流程之一,利用ASPEN HYSYS流程模拟软件对BOG再冷凝工艺流程进行了模拟,并对影响再冷凝工艺的因素进行了分析,继而提出利用过冷的LNG对BOG气体进行预冷,通过减小物料比,最终达到降低BOG压缩机功耗的目的。利用HYSYS对优化后的流程进行模拟,发现优化后的再冷凝工艺BOG压缩机功耗降低了49.6 k W,节约功耗20.3%。     

炼油厂蜡油系统的运行及节能优化

通过分析炼油厂蜡油系统运行过程中存在的问题及节能潜力,在较少投入的情况下,实施优化蜡油加工总流程、改进加氢裂化原料供应方式、改善脱沥青油（DAO）供催化裂化装置流程、提高油罐储存温度、减少蜡油伴热管线数量、优化蜡油输送泵配置等措施,对蜡油系统的运行和节能方式进行优化,累计节能9 556 kW,年可节约燃料302 173 GJ。并针对目前优化后的蜡油系统运行工况,提出了扩大油罐储存温度的实施范围、进一步提高常减压蒸馏装置的热物料直供率等下一步的设想。     

延迟焦化装置接触冷却系统存在的问题及优化

延迟焦化接触冷却系统的主要作用是冷却焦炭塔处理塔在大吹汽、给水以及油气预热过程中产生的高温蒸汽及油气。中国石化某延迟焦化装置接触冷却系统在运行中存在接触冷却塔塔底油冷却水箱腐蚀、塔底介质带水以及塔底泵气蚀等问题。通过对接触冷却系统采取停用接触冷却系统冷却水箱、投用接触冷却塔跨线流程、接触冷却塔入口增设雾化喷淋系统、增加接触冷却塔塔底换热器等一系列优化和改造措施,有效地解决了接触冷却系统存在的问题,在节省设备检维修费用的同时全年可降低加工成本7.5万元。     

油品在线调合控制系统中分布式I/O卡件的应用

储罐占地面积较大,油品储运调合控制系统的设备和仪表布置分散,所以该系统建设方案的选择对工程投资、经济效益影响较大.在中国石油大连石化分公司罐区柴油在线调合控制系统项目设计中,结合储罐现场分布实际情况,在控制系统中采用了分布式L/O系统与Dcs结合的方案,应用防爆分布式L/O卡件,节省了控制系统投资,提高了经济效益.     

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现代管材技术为富气密相输送工艺打开了应用的大门。在正常操作条件下，富气密相输送工艺避开了富气两相输送所带来的问题。与传统压力下的干气输送工艺相比，富气密相输送工艺的管路压降小，压缩机表现出更高的效率。富气密相输送工艺对富气的烃露点要求不高，在矿场或采油平台，一般通过常温分离得到的富气就能满足密相输送的要求，因而可以简化油田、凝析气田的气体处理工艺，节省天然气凝析液储运费用。然而，富气中较高的重烃含量也给富气脱硫、脱水带来了困难。文中分析了富气的特性，讨论了富气处理与密相输送工艺技术，简述了国外富气密相输送技术应用概况。     

顺北五号联地面工程标准化设计实践

顺北五号联合站以“六个统一”为核心实施联合站标准化设计。在工艺设计方面,建立并定型了适用于顺北区块地面油气处理站场的工艺标准化模式,形成了7种标准化工艺流程;在站场设计方面,运用SP 3D三维设计软件完成了模块化的站场设计,形成了15个标准化功能单元,22套橇装一体化集成装置;在设备选型方面,最大限度采用橇装化设备,对于非标设备,统一设备规格及选型,形成了塔器、容器等43类系列化设计成果,构建了一套工艺、设备标准化定型图库;在平面布局方面,采用“油预留、气列装”优化设计理念,站场面积由23.53×10⁴ m²优化为18.20×10⁴ m²,减少22.65%;在视觉形象方面,依据功能单元及规模,形成了5类标准化建筑外观以及11种典型的功能处理平面布置。通过标准化设计,联合站施工质量和效率得到显著提高,工程投资得到有效控制。     

煤层气三甘醇脱水优化设计

目前,我国煤层气脱水工艺主要参照低压气田脱水处理方法,存在工程投资大、工艺能耗高等问题。煤层气低产的开采特点决定了煤层气集输处理工艺的重点在于节省投资提高处理工艺的适应性。对现役煤层气脱水工艺存在的问题进行了分析,发现现役工艺主要存在过滤分离器、甘醇泵及缓冲罐使用效果差、贫富甘醇换热效果差等问题。针对工艺流程和工艺设备提出了改进措施,以提高脱水效率,降低工程投资,改善工艺适应性,达到节约能耗的目的。最后以山西沁水煤层气气田的气质为例,使用HYSYS软件分别对传统设计和优化设计进行了模拟比较,模拟结果显示,与传统设计相比,该煤层气三甘醇脱水优化设计可有效降低约65%的综合能耗,具有脱水效率高、适应性强、工程投资和能耗低的特点。     

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崖１３—１气田处于我国南海热带气候区,全年气温高,海浪大,受台风和热带风暴影响。崖１３—１气田的主要工程设施包括井口平台、处理平台、香港输气管线、海南输油管线、香港终端站和海南终端站;其生产设施设计的处理能力为１１３２×１０４ｍ３／ｄ;其生产、处理及集输工艺设备主要分布在海上平台,南山终端、香港终端及海底输油（气）管线。简要介绍了崖１３—１气田生产处理设施的设计参数,工艺流程设备及处理能力、处理工艺等。     

回收边远小油田放空天然气的撬装设计

地处戈壁沙漠中的小油田在采油时，常常将与石油伴生的天然气排往放空火炬烧掉。回收利用这些放空天然气．不仅可以防止宝贵资源的浪费和燃烧气体对大气的污染，而且还能取得十分可观的经济效益。文章结合实例介绍了采用撬装设计回收放空天然气中的NGL组分，并对回收NGL后的天然气进行压缩，然后用高压集装管束拖车运往用户的装置的设计特点、工艺流程、撬板设计、投资估算和经济效益进行了分析，认为采用撬装设计装置是回收边远小油田放空天然气的可靠且行之有效的方法，应鼓励有能力的企业进军戈壁、沙漠以回收利用仍在大量放空的天然气。     

延迟焦化装置三种换热分馏流程的比较

以一套加工大庆减压渣油的2．4Mt／a延迟焦化装置为例,经过模拟计算及用能分析,对原料油与反应油气塔外换热流程（流程一）、原料油与反应油气塔内换热流程（流程二）、蜡油与反应油气塔内换热流程（流程三）等三种流程进行了能耗、能质利用及固定设备费等方面的比较,针对不同的进料情况提出了相应的推荐方案：三种流程可以达到同样的分离精度;流程一能耗较高,设备费较高;流程二能质利用最优,设备费低;流程三能耗最低,设备费较低;对于易结焦的物料来说,推荐流程一、流程三;对于进料不易结焦、大循环比操作的装置来说,推荐流程二、流程三;对于原料性质变化大,循环比变化大的装置来说,推荐流程一、流程三。     

催化干气中乙烯的回收利用

介绍了几种干气回收乙烯技术：干气生产乙苯技术，工艺比较简单，可以直接生产乙苯．但因催化干气中乙烯浓度较低，相对高纯度乙烯来说，其设备投资相对较大；深冷分离技术能耗高，装置投资大；变压吸附的主要缺点是难以通过一次分离得到聚合级乙烯，一般条件下得到的乙烯纯度为80％（体积分数），如采用配套组合工艺生产高纯度乙烯，投资相应增大；中冷油吸收技术，只能生产84％（体积分数）粗乙烯；先进的回收系统技术．能耗低．比常规的深冷分离技术节能15％-25％，烃类回收率达到96％，对原料适应性强、产品纯度高，但该工艺为国外技术．涉及的专利费用较高。