浅冷装置综合节能措施

1.装置存在的问题 天然气分公司现有浅冷装置11套,其中采用氨压缩制冷工艺的4套浅冷装置(如中七浅冷)在生产运行中,主要存在以下几个问题: (1)冷量没有充分回收。-20℃左右的产品轻烃直接外输至管网,造成冷量浪费;如果将轻烃的温度由-20℃提高到10℃,则可充分利用这部     

喇压节能增产新工艺改造

1·项目提出1·1浅冷总回流工艺改造大庆油田天然气分公司的浅冷装置是为了控制天然气的水、烃露点,脱水并回收凝析轻烃,满足天然气外输要求的目的而建设的。喇压浅冷装置采用的是氨压缩制冷回收工艺,制冷深度为-18~-25℃。由于喇嘛甸地区的油田伴生气组分较贫、随装置使用年限     

天然气回收处理装置运行参数优化分析

为提高天然气轻烃回收率的途径,本文以某套天然气浅冷回收装置为研究对象,在大量模拟分析的基础上,提出切实可行的、适合本套天然气回收装置的优化措施,从而为正确选择轻烃回收工艺提供参考。     

浅冷装置轻烃冷量回收技术研究

浅冷装置轻烃冷量回收技术主要存在两方面的问题,第一点,使用中由于外界因素影响,其冷却温度达不到实际要求。第二点,外界因素会影响中转库液烃温度,导致储存罐和中转站压力失衡,不能进行正常传输。为了提高轻烃冷量的回收,必须对其加以改进,具体方法是对外输轻烃冷量有效进行回收,从而提高输轻烃实际的回收率,在轻烃贮罐向中转库输送线上设置轻烃外输泵,利用泵的动能将轻烃传递到中转库中,下面就对改进措施进行深入分析。     

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中国大庆喇萨杏油田伴生气甲烷含量为 73.4 %～ 88.1% ,采用氨制冷和丙烷制冷的 10套浅冷装置回收C3 + 轻烃组分 ,制冷深度为 - 2 0～ - 35℃ ,丙烷收率为 18.2 %～ 4 7.1% ,C2 + 组分的回收率只有 5 2 .72 % ,轻烃资源回收率低。在对大庆油田伴生气冷凝规律研究的基础上 ,提出了浅冷—油吸收复合轻烃回收工艺 ,并在萨中30× 10 4m3 /d浅冷装置上进行了现场试验研究。结果表明 ,浅冷—油吸收复合轻烃回收工艺丙烷收率可达到 6 1%～ 85 % ,比氨制冷、丙烷制冷回收工艺提高 30～ 5 5个百分点 ,轻烃收率可提高 30 %～ 5 0 %。浅冷—油吸收复合轻烃回收工艺装置的试验成功 ,为我国油田伴生气轻烃回收提供了新的工艺路线 ,特别适合于丙烷收率低于 6 0 %的轻烃回收装置改造和新建装置的工艺设计。     

宜宾大塔轻烃回收项目工艺设计及参数优化

宜宾大塔轻烃回收项目是对宜宾大塔浅层油气田气进行处理以回收天然气中的轻烃并联产液化天然气(LNG)的项目。根据油气田天然气组分和项目的特点,轻烃回收工艺采用DHX工艺,天然气液化采用单循环双节流混合冷剂制冷工艺。由于宜宾地区的外输气管网压力已定,需要对典型的DHX工艺进行调整优化。采用HYSYS模拟软件对轻烃回收及天然气液化过程进行模拟、计算和优化,对比不同操作温度下工艺装置运行结果,并从能耗、回收率、经济效益等方面进行比较以确定最优的工艺操作参数。     

天然气深冷装置余热回收技术

天然气初加工装置分为两种：一种是浅冷分离装置,以处理富气（Ｃ_３、Ｃ_４含量较高）回收轻烃为主;另一种是深冷分离装置,以进一步回收含Ｃ２、Ｃ３的轻烃为主。随着石油化工对Ｃ２＋轻烃需求的日益增长以及低温技术的发展,１９６６年美国开始将透平膨胀机应用于天然气凝析液的回收中。此法使原料天然气通过透平膨胀机降压膨胀,进口气的温度急剧下降至很低水平,结果大量液态烃冷凝下来。大庆油田有两套天然气深冷初加工装置,这两套深冷加工装置均以燃气轮机作为动力。燃气轮机的燃料是天然气,其排烟温度为４０５℃,原设计采用一台…     

一步法脱烃技术在英台气田开发中的应用

为使英台气田产气烃露点满足外输指标要求,同时提高产品附加值,对产气中的重烃进行回收,确定最优操作条件,采用一步法浅冷低温分离工艺回收天然气中的重烃。主要利用HYSYS软件模拟确定最优的制冷方式、冷凝温度、冷凝压力、防冻剂,以及脱乙烷塔、脱丁烷塔的操作条件。制冷方式采用J-T阀节流制冷+外加冷源制冷,冷凝温度为-35℃,冷凝压力为3.5 MPa,注甲醇抑制剂防冻堵,气提塔在线回收。脱乙烷塔操作压力1.5 MPa,理论塔板数7块,塔底再沸器温度为67.9℃;脱丁烷塔操作压力1.2 MPa,理论塔板数13块,塔顶冷凝器温度为57.11℃。经过处理天然气烃露点达到-15℃(3.5 MPa),满足GB 17820—2012 《天然气》 II类气指标要求,回收液化石油气(LPG) 10.5 t/d,稳定轻烃2.5 t/d。     

浅冷-油吸收复合工艺装置轻烃收率

浅冷-油吸收复合工艺是在现有的浅冷装置上嫁接油吸收工艺而形成的复合轻烃回收工艺装置，主要是为了回收干气中的C3、C4组份。2002年在萨中浅冷装置上进行了现场试验，试验结果表明：该装置丙烷收率可达到61％-85％，比氨制冷、丙烷制冷回收工艺提高30—55个百分点，轻烃收率可提高30％-50％。     

轻烃回收装置污染源分析与控制

结合西部地区某油田天然气轻烃回收装置的工艺特点,分析了天然气轻烃回收装置主要污染物的组成种类、污染物的主要来源,指出噪声是天然气轻烃装置的主要污染物,同时提出从污染源头着手,控制和减少天然气轻烃回收装置污染的一些措施。     

基于燃气调压工艺冷能利用的油气回收工艺

在对高压管输天然气调压工艺冷能可用性进行分析的基础上,针对冷凝法油气回收装置存在制冷系统复杂、成本较高的问题,提出了基于燃气调压工艺冷能利用的冷凝法油气回收集成工艺。新工艺不仅可以简化冷凝法油气回收的工艺流程、提高回收效率、降低制冷能耗,同时还可使调压工艺冷能的利用方式得以丰富和完善,具有显著的社会、环境和经济效益。     

英买天然气处理装置提高丙烷收率工艺改进研究

英买天然气处理装置采用分子筛脱水及J-T阀节流制冷的低温分离工艺,以控制外输天然气烃、水露点为目标,附带回收少量液烃。目前,装置丙烷收率仅22.64%。为了提高气田开发的经济效益,分析了装置丙烷收率低的原因,提出以回收丙烷为目标的工艺改进方案。通过工艺比选发现,SCORE工艺丙烷收率高、能耗低,是最适合英买天然气处理装置的丙烷回收工艺。对装置的脱乙烷塔压力进行优化,当压力为3 900kPa时,装置收益较高,脱乙烷塔操作稳定性较好。工艺改进后,产品质量合格,装置丙烷收率提高至97.54%,装置收益提高了66.31%,经济效益明显提升。对英买天然气处理装置的工艺改进研究表明,与其他丙烷回收工艺相比,SCORE工艺的脱烃单元和脱乙烷塔之间的冷量集成更合理,在较高的脱乙烷塔压力下仍具有很高的丙烷收率,对于外输压力较高的丙烷回收装置,采用SCORE工艺可降低外输气压缩功耗,流程简单,节能高效。     

膨胀制冷轻烃回收工艺参数优化分析

根据广安气田原料气气质条件及邻近工厂操作工况,采用HYSYS等软件对膨胀机制冷轻烃回收工艺中液烃收率、装置能耗等重要工艺参数进行参数优化,以达到提高液烃产量与节约能耗的目的。经参数优化,装置可生产液化气141．9t／d,轻油41．8t／d,具有较好的经济效益。     

南堡联合站轻烃回收工艺参数优化研究

目的提高南堡联合站天然气轻烃回收率,降低生产能耗。 方法基于HYSYS模拟软件建立模型,分别对天然气轻烃回收工艺的增压单元、冷冻分离单元、轻烃分馏单元等关键参数进行单因素分析。 得出各单因素的取值范围;依据各单因素的取值范围,以系统回收装置最小比功耗为目标函数,利用响应面分析法对参数进行优化,确定多因素关键参数的最佳组合。 结果优化后的流程比实际生产丙烷收率提升了5.62%,液化气产量提升了3.53%,产品比功耗减少了0.91%,装置总能耗降低了2.46%。结论响应面分析法用于天然气轻烃回收的各参数优化,提高了丙烷收率,降低了装置能耗,具有很好的经济性和应用前景。      

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鄯善 30× 10 4m3 /d轻烃回收装置是由加拿大THERMODESIGNENGINEERING公司设计制造的一套装置 ,也是吐哈油田建设的第一套轻烃回收装置。 1992年建成投运以来 ,原始设计制冷系统 (丙烷冷凝的干式空冷器 )不能适应鄯善夏季的气候条件 ,冷却能力达不到工艺要求。为了彻底改变上述状况 ,用一台表面蒸发式空冷器代替原来的干式空冷器 ,拆除原有的列管式换热器和凉水塔等水循环系统 ,进行了丙烷后冷工艺流程改造。运行证明 ,在夏季时 ,改进后的轻烃回收装置的制冷系统一直满负荷运行 ,而且制冷系统满负荷运行时的丙烷冷凝温度要低于制冷系统要求的最高的冷凝温度。可见表面蒸发式空冷器在高温干旱炎热地区具有非常好的适应性 ,由此证明表面蒸发式空冷器是一种结构紧凑、操作灵活、冷却效果好、节能、适应性强 (受环境温度影响小 )的冷却冷凝设备 ,可广泛用于对温度不太高介质的冷凝冷却。     

炼油厂干气中碳二回收新工艺

对干气回收装置通常所采用的浅冷油吸收法和变压吸附法的基本原理和工艺流程进行了比较,阐述了变压吸附与浅冷油吸收耦合回收干气中碳二的工艺技术。以某干气回收装置为例,对该工艺的技术特点做了介绍,从流程、能耗、占地等方面对干气回收的两种方法进行了对比说明。与传统的干气回收方法相比,变压吸附与浅冷油吸收耦合工艺有一定的优势,具有能耗较低、大幅降低吸收剂用量、减少装置建设工程费等特点,对工程实践具有指导意义。     

氨制冷技术在轻烃回收工艺中的应用

介绍了神华鄂尔多斯煤制油分公司首次采用液氨为制冷介质的轻烃回收工艺,分析了其运行情况。结果表明：采用吸收塔、脱吸塔、稳定塔的三塔轻烃回收工艺,吸收塔塔顶温度控制在18.4 ℃,较之现有成熟的吸收稳定系统的经典流程（吸收塔-再吸收塔-脱吸塔-稳定塔）节省了再吸收塔以及相应的配套设备,简化了流程配置;产出的干气中C3+体积分数仅为1.96%,液化气中C5+体积分数为0.07%,满足国标GB1174－1997液化石油气中C5+体积分数不大于3.0%的要求,并且C3收率为94.0%,比吸收稳定系统经典流程的C3收率高;原料、制冷的液氨均来自其它单元,可降低生产成本,实现装置间资源优化和整合。     

DHX工艺轻烃合格率低问题分析及工艺优化

目的解决天然气处理能力及轻烃产品质量均未达到设计指标的问题。 方法针对某终端投产至今,天然气制冷单元处理量在接近设计值的工况下,存在DHX工艺轻烃产品合格率低、制冷单元系统易回温、操作稳定性差等问题,通过优化设计操作、重新校核选型关键仪器仪表、制定新的工作制度等方式,对制冷单元DHX工艺处理能力及相关工艺参数进行了分析测试。 结果单套制冷满负荷连续运行90天,轻烃产品中C₃₊C₄回收率始终大于95%,解决了制冷单元DHX工艺轻烃产品合格率低的问题。 结论该方法可为同类型轻烃回收装置提高产品合格率提供经验借鉴。      

低成熟度页岩油加热改质热解动力学及地层渗透性

低成熟度页岩油加热改质是采用加热井对地层进行加热，将地层中滞留的重质烃转化为轻质烃，同时将尚未转化的固体有机质热解生成油气后采出。热解油气生成量预测及地层孔渗变化是页岩油改质开采研究的难点和挑战之一。利用页岩井下取心样品，采用黄金管实验装置，研究了页岩加热过程中的有机质热解规律及组分动力学，获得了烃类气体、轻质油及重质油的生成动力学参数。结果表明，在温度为280~500℃范围内，油的生成量先增后减，而气体量持续增加；低速升温条件下的转化率随温度变化曲线左移，热解温度变低。重质油、轻质油和气态烃的活化能分别为39~49，57~74和56~59 kcal/mol；动力学模型可预测任意时间的烃类生成量。应用三轴高温渗透率测试装置，获得了页岩从室温到高温（550℃）条件下的氮气测试渗透率动态变化规律。结果显示，页岩加热过程中的渗透性变化分为下降段、上升段和稳定段，在温度达到有机质热解温度后，基质及裂缝渗透率均出现明显改善，比初始渗透率提高1~2个数量级。热解油气生成量及渗透率变化可为低成熟度页岩油加热改质开采的产量预测提供依据。     

110kt/a催化干气回收乙烯装置运行总结

介绍国内第一套110 kt/a浅冷油吸收法催化干气回收乙烯装置工业试运行情况,分析存在的问题,提出解决措施。装置标定结果表明,运行工况良好,效益明显。