再论长庆气田含硫天然气脱硫工艺技术

针对长庆气田含硫天然气CO2含量高、H2S含量低、碳硫比高的特点,提出应用MDEA专利配方溶液法或选用活化MDEA法脱硫、脱碳。此外,还对脱硫装置的原料气进塔温度、吸收塔内温度检测、循环溶液串联加压、汽提塔筒体材质等提出了建议。     

炼厂气脱硫技术改进措施

探讨了炼厂气用作燃料的脱硫净化度要求 ,建议H2 S浓度不大于 10 0mg/m3,总硫浓度不大于 50 0mg/m3,分析了脱硫溶剂的选择及脱硫中存在的问题 ,提出了相应的改进措施 :应减少原料气重烃含量 ,加强溶剂过滤 ,确定适宜的贫溶剂入吸收塔温度 ,搞好富溶剂集中再生 ,确定适宜的溶剂再生塔底温度并加强脱硫溶剂的管理工作。     

对长庆气田含硫天然气脱硫工艺技术的几点建议

针对长庆气田含硫天然气既要深度脱除H2S、又要大量脱除CO2才能符合商品气质量要求的特点,对其脱硫工艺技术中采用的脱硫溶液、吸收塔塔板型式、溶液浓度和酸气负荷提出几点建议。     

N-甲基二乙醇胺吸收法火炬气脱硫过程模拟

针对火炬气的工况,选择N-甲基二乙醇胺(MDEA)吸收法进行火炬气脱硫,以满足进一步利用火炬气的要求。采用AMSIM模块进行脱硫模拟计算,其中热力学方法选择Kent-Eisenberg模型。用炼油厂干气、液化气脱硫的实际操作数据对模拟方案进行检验,证明此热力学模型适用于MDEA吸收法脱硫过程的模拟。根据火炬气实际操作情况,分析了火炬气进口压力、碳氢化合物、吸收塔操作参数对脱硫性能的影响。模拟结果表明,当火炬气流量16000m3/h(标准状况下)、温度30℃、压力0.45MPa;循环MDEA溶液中MDEA质量分数25%、流量10.0m3/h、温度35℃;吸收塔的塔板数为15时,可将火炬气中H2S脱除到摩尔分数1.00×10-4以下,且具有较好的脱硫选择性。     

隆昌净化厂通过竣工验收

20 0 3年 3月 2 4日至 2 5日 ,西南油气田分公司组织有关单位对隆昌净化厂进行了竣工验收。隆昌净化厂设计处理能力4 0× 10 4m3 /d ,原料气H2 S含量 3g/m3 。运行考核证明净化气H2 S含量在 10mg/m3 以下。隆昌净化厂是西南油气田分公司天然气气质达标工程 ,其目的是脱除荷包场、螺观山气田含硫气中的H2 S ,从而提高内江市、自贡市的天然气质量。由于荷包场、螺观山气田天然气中H2 S含量不高 ,因而采用了MDEA脱硫 ,湿净化气采用TEG脱水 ,酸气处理采用引进的LO -CAT工艺技术 ,LO -CAT工艺技术尚属国内首次使用 ,具有硫回收率高 ,达…     

MDEA水溶液压力下选择脱除H_2S的工业试验

在川东净化总厂垫江分厂第一套脱硫装置上进行了MDEA水溶液压力下选择脱除H_2S的工业试验:当单套处理量为135×10～4m～3/d、压力为4MPa、R为7～10时,酸气中H_2S浓度不低于20％,净化气质量稳定合格。这既满足了后续的分流法克劳斯装置对酸气质量的要求,又显著降低了装置消耗及天然气加工损耗,取得了较大的经济效益。     

焦化富气代替天然气制氢技术改造

天然气制氢工艺产品成本高。炼厂气φ(烯烃)高达6%～20%,不能作为制氢原料使用。为扩大制氢原料来源,降低制氢成本,辽河石化公司采用逆流等温-绝热加氢精制串联氧化锌脱硫工艺,将10000m3/h天然气制氢装置改造成国内首套以焦化富气为原料的制氢装置。生产实践表明,加氢精制并脱硫后,焦化富气的φ(烯烃)小于1%,φ(H2S)小于0.5×10-6,满足制氢装置的原料要求。     

用物理—化学混合溶剂选择性脱除硫化氢与有机硫

在φ76×6的填料吸收塔试验装置上,采用甲基二乙醇胺－环丁砜－水溶液对高含硫天然气（H2S：7．1×10^-2φ,CO2：5．1×10^-2φ,有机硫：290mg/m^3)进行了3．3MPa压力下的选择性脱除硫化氢与有机硫试验,考查了溶液组成、吸收温度、气液比等对净化气中硫化氢含量、CO2共吸收率与有机硫脱除率的影响。在适宜的操作条件下,净化气中硫化氢含量稳定低于200mg/m^3,有机硫低于60mg/m^3,CO2共吸收率约为60×10^-2。     

轮南油田液化气联合装置的技术改造

轮南油田液化气联合装置由 4 0× 10 4m3 /d天然气处理装置 (装置 1)和 4 0 0× 10 4t/a原油稳定装置 (装置 2 )组成 ,产品为液化石油气和轻油两种。由于装置 2采用无压缩机运行 ,产生的大量不凝气 (6× 10 4～ 8× 10 4m3 /d)只能外输至装置 1处理 ,造成装置 1制冷系统和分馏系统负荷增加 ,液化气放空损失严重 ,大量滞留于轻油中 ,导致液化气总收率下降近 30 % ,轻油产品质量不合格 ,火炬冒黑烟。文章分析了影响该装置液化气收率的因素 ,提出了液化气增产技术的改造方案。采用轻油回炼技术对装置进行不停产技术改造 ,增加液化气产量 2 0 .2 3t/d ,提高收率 2 9.82 % ,完全解决了联合装置存在的一系列技术经济问题     

长庆靖边气田地面建设技术

1 气田基本情况1998年 6月 ,长庆油田在陕甘宁盆地中部靖边地区完钻的陕参 1井在奥陶系顶部风化壳马五层获天然气无阻流量 2 8 4× 10 4m3 /d的高产气流 ,从此揭开了长庆靖边气田勘探的序幕 ,先后在中部地区打出多口高产气井。长庆靖边气田自 1989年发现至 2 0 0 3年底 ,共经历了开发评价、探井试采和大规模开发三个阶段。探明天然气地质储量 32 73×10 8m3 ,含气面积 4 0 93km2 。到目前为止 ,长庆靖边气田已建成集气、净化、通信、自控、供电、供水和环保等 13大系统 ,年供气能力 6 0×10 8m3 ,并已向北京、上海、西安、银川、呼和浩特等…     

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中国长庆气田所生产的商品天然气主要输往北京、天津、西安、石家庄、银川等城市作为民用燃气 ,部分用于发电和化工原料 (例如合成甲醇 )等。长庆气田主要包括靖边、榆林、乌审旗及苏里格等气田 ,其中靖边气田已建成产气规模 34× 10 8m3 /a。在简述了长庆气田主要基础条件诸如天然气性质、单井配产及地面自然条件等之后 ,着重介绍了具有长庆气田特点的地面工程技术现状及今后发展设想 ,其中包括高压集气、脱硫脱碳、酸气处理、低温分离及其他配套的小型发电、甲醇集中回收技术 ,以及今后回收CO2 的初步想法等。     

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择取反映气田开发水平的几个主要指标分析了中国气田的开发水平现状。结果表明 ,中国气田的自然资源条件并不优越 ,目前的气田开发水平还相对较低。中国中部、西部和近海地区占有 83 %的累计探明天然气可采储量、85 %的剩余可采储量和 77%的年产量 (截至 1999年 12月 ) ;东部地区和四川气田的已开发程度和采出程度都高于 90 % ;而长庆气田、西部和近海地区却不到 10 %。必须看到 ,中国中部、西部和近海地区拥有未开发的天然气可采储量约 1× 10 12 m3;中国尚有未发现的天然气储量达 12× 10 12 m3。借鉴美国天然气工业发展历史试图说明中部、西部和近海地区应是中国气田开发的主力对象 ,应加大勘探和开发的力度。“西气东输”工程的实施 ,将使中国气田的开发水平得到较大提高     

苏里格低渗透气田开发技术最新进展

苏里格气田发现于2000年,2010年天然气产量达到10５×１０^８ｍ^３,生产能力达到135×10⁸ m³/a,是我国目前储量和产量最大的整装气田。该气田储层物性差,非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现高效开发。面对该气田的开发难题,以生产试验区为载体进行了针对低渗透气田高效开发技术的攻关,形成了12项开发配套技术。最近两年在精细气藏地质描述技术、丛式井和水平井开发技术、储层改造等关键技术上又取得了新的突破,应用效果良好,初步探索出了适合苏里格低渗透气田高效开发的方法,为今后苏里格气田年产230×10⁸ 3/a开发目标和持续发展提供了技术保障。     

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鄂尔多斯盆地油气资源丰富 ,目前已累计探明天然气地质储量 1 18× 10 12 m3 ,成为了中国第一个天然气探明储量超过万亿立方米的大气区。长庆油田作为盆地勘探的主体 ,在 30余年的天然气勘探历程中 ,经历曲折和挫折 ,终于取得了令人瞩目的突破。靖边下古生界气田 (长庆气田 )的发现 ,即是解放思想 ,重新认识 ,改变构造成藏的认识 ,提出风化壳古地貌成藏认识的结果 ;榆林气田和苏里格气田的探明 ,则是解放思想 ,提出上古生界大面积含气背景下 ,存在高渗储层而坚持勘探的成果。天然气勘探取得突破是勘探者解放思想 ,对盆地特征重新认识 ,应用勘探新理论 ,改变勘探思路的结果。     

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受加拿大阿尔伯达和北美其它一些含煤盆地勘探开发深盆气经验的启发，分析研究了鄂尔多斯盆地上古生界后发现，该盆地同样具备深盆气存在的基本石油地质条件和主要特征，是一个极其巨大的深盆气田。３项基本条件是：①有足够的、优质的、现今仍能生气生烃的烃源岩—煤系地层；②致密的储集层与烃源岩紧密配置，本区储层孔隙度绝大部分为５％～１０％，渗透率绝大部分小于１×１０－３μｍ２；③较好的区域性盖层。６个特征是：①下倾区大面积含气，上倾区含水，区域性气水倒置；②负压异常；③上古生界区域盖层以下整段厚４００ｍ地层饱含气（普遍含气）；④没有底水或边水，含气与构造无关；⑤盆地北部上倾水区内的中、小构造含气；⑥可能存在天然气泄漏区。采用类比法预测，上古生界天然气资源量为５０×１０１２ｍ３左右，多套透镜状砂体叠置连片，含气面积１０×１０４ｋｍ２，潜在可探明储量２×１０１２ｍ３，可能建成２００×１０８ｍ３／ａ产能。预测出４个有利区势带，其中Ｉ号区和Ｉ号区面积之和近２．５×１０４ｋｍ２，应作为近期主攻方向。     

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南海西部大气区包括莺歌海盆地、琼东南盆地和珠江口盆地西部的珠三坳陷,是一个快速沉降的新生界沉积盆地。研究成果表明,南海西部大气区的天然气资源十分丰富,具备形成大气田和万亿立方米以上天然气区的地质条件：①巨厚的以海相和海陆过渡相或湖沼相为主的烃源岩地层,烃源岩母质类型以主要的偏腐残混和型和腐殖型干酪根为主,平均有机碳含量为０．５％￣５％;②多套烃源岩和晚期快速沉降构成自渐新世以来多源组合、多期叠加,     

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长庆气田有上、下古生界两套成藏和岩性不同的气层,同属于低压、低渗、低产气层,在已探明的储量中以下古生界气层为主,已建成年20×108m3的生产能力,并以每年10×108m3的规模递增。目前的177.8mm套管完井方式和常规完井管柱有它的不足之处,按现有的钻井、气层保护、压裂酸化和完井技术,开发井完井方式采用139.70mm套管完成后,能提高钻井速度,降低材料消耗。完井管柱采用SAB—3、SB—3和CQ—7等永久性完井管柱,淘汰常规完井管柱,以保护套管、延长套管使用寿命,满足上、下两套气层分试分压分采或合采的要求,达到提高单井产量和提高气田开发效果的目的。     

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??Using equilibrium concentration of natural gas diffusion and Fik's Second Law,the total gas quantity diffusing from source rock upwards,diffusion time,diffusion quantity,quantity rate from source rock to a certain bed and denuded strata thickness can be calculated.The result of modelling an area of 124 km² in West Sichuan sag,Sichuan Basin shows that 3673×10⁸m³ of gas has diffused through the source rock,gas diffusion through the regional cap rocks is 672×10⁸m³ among which 583×10⁸m³ of gas has dissipated to the surface,that 1910×10⁸m³ of gas is still remained under the regional cap rocks,and that the denuded strata thickness is about 870 m.This provides a new method for studying diffusion in carrier beds and evaluating the formation of gas pools in this region.     

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��The industrial test of selective removal of H₂S by using aqueous MDEA at pressure had been done on the first desulfurizing unit at Dianjian Brench of Chuandong Natural Gas Purificating General Plant. When the handling capacity in one unit is 135×10⁴m³/d, pressure 4 MPa and R 7-10, the concentration of H₂S in sour gas is not less than 20% the quality of purified gas is stable and up to standard, and so it not only satisfies the quality requirement of sour gas for the succeeding split-stream Claus unit but also obviously reduces the consumption of the unit and the loss of natural gas processing, obtaining more economic benefit.     

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??Ya13-1 gas field is located in the Nanhai Sea waters at a distance of 100 km from Sanya,Hainan Island,Gas field area being 54 km²,mean gas reservoir effective thickness 93.9 m and gas reserves 889×10⁸m³.It is the largest offshore gas field found up to now in China,being of the properties of high formation temperature and high formation pressure.It is required that the individual well production must be high so as to stably supply gas of 29×10⁸m³/a to Hongkong and 6×10⁸m³/a to Hainan Province;the 711.2 mm gas pipeline to Hongkong,355.6 mm oil gas pipeline to Hainan Province,Hongkong acceptance station and Hainan processing station must be constructed;and the stable production period must be twenty years.The well completion technology design is relatively strict,which demands that all gas wells must be normally put into production and it is necessary to do the workover treatment without shutdown or by a short term shutdown.In the paper,the characteristics of the well completion technology in the field are simply introduced,including the structure of completion string,the structure,technical specification and function of the main down hole tools,the under balance perforation by MAXR hanger perforation gun and the procedure of the well completion operation,etc.