超音速分离器在单井天然气脱水脱烃中的应用

针对塔河油田边远单井远离集输管网,其天然气脱水脱烃难度大的问题,在某单井应用了超音速分离器技术进行天然气的脱水脱烃。介绍了超音速分离器技术的基本原理和超音速分离器中涡流管的组成结构,以及超音速分离器撬装装置应用于某单井天然气脱水脱烃的运行情况,分析了其脱水脱烃工艺在技术、效率、能耗及经济效益方面较常规方式所具有的优势,以及运行中存在的不足。     

天然气超音速分离器中漩涡发生器及喷管的数值模拟研究

天然气超音速分离技术是近年来发展起来的新型天然气脱水技术。漩涡发生器及喷管是天然气超音速分离器的关键部件之一。通过对直叶片、折叶片和弯叶片三种不同叶片形式的漩涡发生器的流场进行了数值模拟研究,结果表明,弯叶片的漩涡发生器具有良好的性能。此外,对天然气超音速分离器的喷管流动进行了研究。结果证明,本文采用的漩涡发生器和喷管可以获得很低的温度和强大的离心力,可以使天然气中的水蒸气冷凝成小液滴并分离出来,从而达到天然气脱水的目的。     

天然气超音速脱水技术评析

在天然气集输和处理过程中,天然气中含有的水蒸气易凝结形成液态水,其存在有很大的危害,天然气脱水则是防止水合物形成的根本措施。天然气超音速脱水技术属于天然气脱水中的低温冷凝法,利用拉瓦尔喷管、分离叶片加速饱和湿天然气达到气水分离之目的。天然气超音速脱水将膨胀机、分离器和压缩机的功能集中到一个管道中,大大简化了脱水系统,提高系统可靠性,并降低其投资、运行费用和减轻环境污染。天然气超音速脱水技术易于形成体积小、质量轻、成本低、可靠性高的脱水橇,非常适合单井集气工艺的井口、多井集气工艺的集气站的天然气脱水。     

新型天然气超音速脱水净化装置现场试验

传统的天然气脱水技术存在处理量小、设备占用空间大、投资高、维护工作量大等缺点。2000年壳牌公司最先将超音速脱水技术用于天然气处理。它利用天然气在超音速状态下的蒸气冷凝现象进行天然气脱水，将膨胀机、分离器和压缩机的功能集中于一体。该装置具有无运动部件、结构简单可靠、无需人员职守、制造运行成本低等优点。2003年中国石化胜利油田和北京工业大学在国内率先开展了超音速分离管的研发工作，相继完成了基础理论研究、数值模拟研究、室内试验研究，近来又进行了现场试验研究，为超音速脱水工业化的可行性进行了验证。试验发现：超音速分离管进出口天然气露点降最大逾35 ℃，最小逾10 ℃；分离管的产液量为17 mL/m³，整个系统的产液量在28～40 mL/m³。该系统不仅有效地降低了天然气的水露点还可进行轻烃回收工作。     

天然气研究院涡流管技术获得3项专利授权

<正>经过10年的努力,目前,中国石油西南油气田公司天然气研究院在涡流管气液分离技术研究工作中,通过对亚音速涡流管和超音速涡流管的5轮研究,3项成果获得授权专利证书。这3项授权专利分别为:发明专利"一种超音速涡流管气体脱水脱烃的方法"(专利号:ZL201110071111.8)和"一种预成核超音速涡流管天然气脱水方法"(专利号:201010115527.0);实用新型专利"一种预旋流超音速旋流分离器"(专利号:ZL201120069282.2)。"一种超音速涡流管气体脱水脱烃的方法"设计了1种多级脱水、脱烃的流程,在能耗利用方面达到     

非常规天然气超音速脱水工艺与设备发展研究

超音速旋流分离技术是天然气处理技术的一大创新,是超音速冷凝和离心分离技术的有机结合,是天然气脱水处理技术的发展趋势。分析了国内常用天然气脱水系统中存在的主要问题,介绍了超音速脱水技术在国内外的研究及应用情况,并在此基础上提出了一种适用于非常规天然气的脱水处理工艺,分析了改进型Twister管的技术特点,并对该工艺中通用脱水设备的功能要求进行了详细介绍。最后指出非常规天然气脱水处理技术应进一步深入研究的内容。     

超音速分离管技术在海上平台的应用分析

天然气超音速分离管技术是一种全新的天然气脱水和脱重烃技术,同常规技术相比,具有投资少、效率高、能耗低、体积小等优点,但是存在处理过程压力损失过大的缺点。文中通过分析,探讨了超音速分离管技术在海上平台天然气脱水和烃露点控制工艺中的应用,并与常规的天然气处理技术进行了比较。     

超音速分离器：天然气脱水脱烃的新型高效设备

超音速分离器（3S）是分离油气田天然气中的水分和NGL组分的一种新型高效设备。3S与传统的油气田脱水脱烃设备相比，具有工艺设备简单、高效、节能、环保、运转安全性和可靠性高、经济效益显著等诸多优点，是天然气脱水脱烃技术的一项重大突破。文章介绍了3S的研发概况、工作原理、分离天然气水分和NGL组分方面的优势，以及分离气层天然气中水分和油田伴生气中NGL组分的典型工艺流程和示例。     

天然气分离器脱水效果检测装置的研制与应用

针对现场天然气分离器普遍存在脱水效率低，以及常用天然气含水检测方法难以检测和评价分离器的脱水效果的问题，研制出了一套精度较高的在役天然气分离器脱水效果检测装置。对重庆气矿在役的多种类型分离器的现场检测表明，所研制的天然气含水检测装置原理正确、性能稳定、工作可靠，能较准确地测试出在役分离器进出口天然气的含水率及分离器的分离效率，可用以对不同类型的分离器进行评价。最后对重庆气矿在役分离器的使用提出了建议。     

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。      

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天然气膜法脱水工艺技术是近年来发展起来的高新技术，该技术使膜分离技术和固体催化转化技术相结合，既克服了传统工艺脱水的不足，又使集成工艺的优势得以充分发挥。其中天然气膜法脱水工艺技术是天然气“净化”的重要核心内容之一。它利用气体不同组分通过薄膜时的速率分异现象将天然气中的饱和水蒸气除去，从而降低天然气水露点，以达到天然气管输要求。并介绍了天然气膜法脱水的工艺流程，该工艺通过在长庆气田的工业性试验，取得了技术上的成功，与常规的三甘醇脱水工艺相比，具有明显的优越性。     

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。     

在役天然气分离除尘设备性能评价

针对现有天然气分离除尘设备分离不彻底、除尘效率不高、评价困难等问题，利用3A分子筛吸附脱水和湍球水浴除尘原理，研制了橇装式天然气含水含尘检测装置。利用该检测装置对川东气田几十台次不同类型的分离除尘设备进行了检测。结果表明，现有分离除尘设备中，卧式气液分离器能很好地满足初分离需要，多管干式除尘器、过滤分离器分离性能较好，但对小直径粉尘分离效率仍然不高，其余类型分离除尘设备则性能较差，难以满足矿场分离除尘指标要求，亟待改进。     

分子筛脱水装置再生气中H2S含量升高原因解析及整改措施

土库曼斯坦一大型高含硫天然气处理厂共有4列装置,设计每年可生产优质产品天然气50×108 m3。该厂原料天然气中H2S含量为2.942%（y）,水含量为0.123%（y）,经过脱硫、脱水、脱烃后产品天然气中H2S含量小于7mg/m3,水露点在5.6MPa（G）下可达到-21℃。该厂脱水单元采用4塔分子筛脱水工艺,自动化程度高,脱水深度完全能够满足设计要求,但在运行中发现脱水再生气中H2S含量较高。通过分析已找到再生气中H2S含量随再生时间和再生气量的变化规律,并通过延长再生时间和降低再生气流量等措施,降低了再生气中H2S含量,取得明显的效果。     

凝析气田开发后期处理厂工艺改进

凝析气田处理厂通过节流制冷脱水脱烃来控制天然气的露点,气田开采中后期由于压力逐年递减,导致外输气不能满足烃露点要求。通过HYSYS软件模拟计算和工艺比较,得出"JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺"可以满足气田中后期的外输气烃露点要求。     

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车用压缩天然气（ＣＮＧ）能否达到汽车使用要求,在天然气硫含量、热值等符合商品天然气规定指标的前提下,关键在于脱水。ＣＮＧ的含水量达不到要求,ＣＮＧ加气站和ＣＮＧ汽车就无法正常运行,甚至可能导致危害极大的事故发生。因此,通过什么脱水方式将ＣＮＧ 中的水含量脱到合格是至关重要的。鉴于我国地域辽阔,油气分布广,全国性管网未形成,加之各油气田处理方式各异等原因,致使我国当前送往燃料市场的商品天然气的含水量随地区不同和季节变化而不相同。因此,在设计ＣＮＧ加气站时,必须根据具体情况正确、合理地设计ＣＮＧ脱水系统。介绍了ＣＮＧ脱水的必要性,脱水深度的确定,低压、中压、高压脱水方法说明,工艺流程、主要设备特点,以及最佳脱水方案选择等。最后指出,ＣＮＧ脱水系统成败的关键在于设计,只有正确的设计才能保证ＣＮＧ 脱水系统的安全、正常运行,从而保证ＣＮＧ 加气站和ＣＮＧ汽的安全、正常运行。     

CO_2的三甘醇脱水分析

天然气经过脱碳处理后剩余的CO2或电厂回收的CO2中还含有饱和水,为了阻止水合物的形成,防止两相流的出现和CO2溶于水后对管道、设备的腐蚀,在管输之前需要对主体为CO2的混合气体进行脱水处理。运用Aspen HYSYS模拟TEG脱除CO2中水分的过程。在一定气体流量下,通过改变吸收塔工作压力、温度、塔板数、再生塔的重沸器温度和TEG循环量,对影响CO2脱水的因素进行了研究。结果表明,在处理酸性湿气气体流量为46.64×104 m3/d(20℃,101.325kPa)的条件下,采用吸收塔工作压力为2 000kPa,工作温度为常温,吸收塔塔板数为8~10块,再生塔重沸器温度为200℃,TEG循环流率为1.1kg/kg(脱除水量)的工艺优化参数,可使处理后的混合气体含水量满足管输要求。     

顺北二区高含硫天然气脱水工艺技术研究

目的通过天然气脱水有效降低H₂S对高含硫天然气矿场集输系统的腐蚀危害。 方法在国内外高含硫天然气脱水技术研究的基础上,优选确定了三甘醇溶剂吸收法作为顺北二区高含硫天然气的脱水处理工艺,并在传统三甘醇脱水工艺流程的基础上充分考虑了顺北二区高含硫天然气的特点,局部优化改进了传统三甘醇脱水工艺流程,增加了原料气进吸附塔前的分离处理工艺和闪蒸气回收处理工艺;同时,基于富甘醇预热位置、再生纯度以及H₂S的影响,开发了两级贫/富液换热预热、LNG气化气提的富甘醇再生工艺流程。 结果改造后,脱水工艺通过增压回收处理实现了脱水系统含硫尾气零排放,通过LNG气化气提实现了三甘醇高效脱硫和提纯相结合,解决了酸性环境下再生装置的腐蚀及检修难题。 结论该脱水工艺有利于顺北二区总体开发规划的实现,形成了适用于顺北二区高含硫天然气的高压集输脱水流程,为后续顺北天然气区块的进一步开发提供了技术支撑。      

天然气脱水脱烃用SM系列分离器的研究与应用

Shell石油公司研发的SM系列分离器是一种高效的脱水、脱烃设备,对其发展历程、结构组成和工作原理进行了系统的总结,结果表明,采用重力分离与高效内构件相结合的SM系列分离器具有分离效率高、构件模块化等优点,适用于天然气脱水、脱烃装置。针对SM系列分离器开展的气-液分离应用基础研究,有助于了解其内构件工作情况及分离器内液滴平均尺寸分布情况,可为分离器内构件的结构优化设计和分离器性能的进一步提升提供参考。     

含BTEX三甘醇再生废气的回收利用

三甘醇脱水工艺是天然气工业中应用最早也最为普遍的一种方法。通常,采用气提再生对三甘醇贫液进行提浓,使得外输干气水露点达到环境要求。目前,由于三甘醇脱水工艺中再生废气采用直接排放的方式,当天然气中含有BTEX组分时,对环境与生产人员造成极大的危害。通过HYSYS模拟,论证了三甘醇脱水典型工艺流程,再生废气经过冷凝后回收用作气提气的改进工艺与DRIZO脱水工艺。分析得出,DRIZO脱水工艺脱水效果好,能耗低且能显著降低BTEX的排放,有效解决了再生废气的污染及三甘醇损失等问题,具有较高的推广价值。