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。     

川渝安岳区块油气处理厂轻烃回收工艺选择

安岳气田须家河气藏为低压、低渗透、中含凝析油气藏,具有重组分含量高、烃露点高的特点,因此,需在安岳区块油气处理厂建设轻烃回收装置。根据目前国内外天然气脱烃与轻烃回收工艺的发展现状,以及安岳区块的具体情况,对7种主要轻烃回收工艺从轻烃收率、能耗、投资等方面进行了对比分析,并且,对膨胀制冷+DHX(双塔流程)制冷工艺及混合冷剂制冷脱烃+二次脱烃工艺的适用性进行了分析,得出结论:混合冷剂制冷+二次脱烃工艺适用于轻烃含量高、低压、低渗透、压力下降较快的安岳区块须家河气藏天然气处理。因此,安岳区块油气处理厂轻烃回收工艺推荐选择混合冷剂制冷+二次脱烃工艺。     

天然气液化与轻烃回收联产工艺研究

在分析天然气液化、轻烃回收工艺共同点的基础上,提出将混合制冷循环(MRC)天然气液化与吸收塔(DHX塔)轻烃回收等传统工艺结合的联产工艺,用液化过程的混合制冷循环为轻烃回收提供冷量,同时通过轻烃回收过程对原料气中的重组分进行分离、加工。为进一步研究联产工艺在提高产量、降低能耗方面的优势以及适用气质,利用HYSYS分别对7组不同原料气的联产工艺和传统工艺进行模拟。结果显示,在所有气质条件下,两种工艺的C_3收率、液化石油气产量、稳定轻油产量基本相等,联产工艺可提高液化过程重组分分离效率,使LNG中C_3摩尔分数≤0.3%。联产工艺生产一、二级LNG分别要求原料气中C_1、C_2摩尔分数y(C_1)/y(C_2)≥5.67、y(C_1)/y(C_2)≥3。同时,联产工艺适用于C_2~+摩尔分数≥7%的原料气,在该条件下,LNG产量提高约71.89%,单位能耗降低约17.66%。     

CT6-11低温加氢催化剂在塔河硫磺回收装置的应用

轻烃回收制冷方案对天然气处理厂的经济效益起着关键作用,以中海油拟在葫芦岛北港工业区新建一座天然气处理厂为例,通过Hysys、Pipeflow软件模拟,同时考虑到上游海上平台压缩机的能耗,结合上、下游对两种制冷方案———"膨胀机+DHX制冷工艺"和"膨胀机+丙烷辅冷+DHX制冷工艺"进行对比研究,确定了"膨胀机+DHX制冷工艺"和进站压力为3.2MPa的工艺制冷方案。     

天然气凝液回收直接换热工艺分析及改进

天然气凝液回收对防止天然气管道运输中轻烃凝液析出以及实现天然气资源的分层次利用具有十分重要的意义。但是,当原料气压力与外输气压力均较高时,回收能耗与成本将会大大增加。利用Aspen HYSYS,对直接换热工艺(DHX)凝液回收进行了分析及改进。在保证回收率的前提下,采用复叠式制冷循环代替膨胀机制冷,并增加精馏塔一台,进一步控制DHX工艺塔顶进料中丙烷含量。改进的DHX工艺综合能耗减少约30%火用损失减少1230.79 kW。改进的工艺在运行2.3年后,累计效益将高于改进增加的投资。     

基于多级闪蒸与多塔蒸馏耦合的贫氦天然气低温提氦工艺

聚焦从低品位含氦天然气中提纯氦气这一工程问题,在分析已有深冷工艺发展现状与改进方向的基础上,针对原料天然气中氦气浓度低与提氦能耗高的问题,提出一种基于多级闪蒸与多塔蒸馏耦合的贫氦天然气低温提氦工艺,并借助ASPEN HYSYS软件模拟设计了新工艺流程。结果表明：采用设计工艺可从氦摩尔分数为0.05%的贫氦天然气中分离得到纯度(摩尔分数,下同)为99%的氦气,同时得到纯度为99.96%的甲烷和99%的氮气、液化天然气及燃料气,增强了提氦装置的产品方案灵活性;通过工艺内部流股节流膨胀制冷为分离系统提供冷量及工艺内部冷热物流间合理匹配换热,实现了系统的节能降耗;该多级闪蒸+多塔蒸馏耦合工艺的单位压缩功耗为0.058 kW·h/kmol,远低于改进型ExxonMobil公司的提氦工艺(1.29 kW·h/kmol);综合分析工艺产品纯度及能耗,说明设计的提氦工艺具有一定的应用潜力。     

低压油田气混合制冷轻烃回收工艺能耗分析

低压油田气由于压力低,因此一般采用冷剂制冷法对其进行轻烃回收。用HYSYS软件对混冷剂制冷工艺进行模拟分析,研究了轻烃回收率与能耗的关系,同时建立了经济回收丙烷和乙烷的数学模型,总结了确定合理的丙烷回收率的思路。所得的结论对实际生产有一定指导意义。     

轻烃回收不同制冷工艺的技术分析

结合天然气组成、压力、温度等条件,分析了冷剂制冷、膨胀制冷和复合制冷工艺的工作原理、特点及适用范围,探讨了不同制冷方法的影响因素和选择参考条件.以降低制冷温度、改善制冷效率、提高能量利用率为前提,分析了提高装置运行灵活性,保障安全稳定生产的技术手段.混合冷剂制冷以大气环境作为冷凝介质,可灵活调节产生较单一冷剂更低且为一定温度范围的低温冷量以适应不同组成天然气的冷凝分离要求,安全性好、适应面广、灵活性大、能耗低、轻烃收率高,在轻烃回收中的应用将不断扩展.     

基于DHX工艺的伴生气处理工艺能耗分析与研究

随着环保、节能要求的不断提高,油田伴生气回收利用逐步趋于完善。为提高伴生气回收装置的运行效率,提高C⁺₃收率的同时降低设备能耗,采用HYSYS软件对直接换热(Direct Heat Exchange, DHX)工艺的运行参数与能耗和C⁺₃收率的相关性进行模拟研究、分析规律,并通过现场实践验证模拟数据与现场运行数据的相关性。验证表明,压力与温度的变化均会对轻烃回收系统的能耗和收率有明显影响：当系统压力为1.8 MPa、低温分离器冷凝温度为-42℃、DHX塔回流温度为-58℃时,DHX工艺从设备能耗、C⁺₃收率方面可达到最优效果,全年可实现轻烃增产233.6 t、节能降耗7 008 kW·h。研究结果表明,软件模拟与现场验证相结合的试验方法可有效应用于轻烃回收过程中的参数优化、节能降耗、提质增效等方面研究,DHX工艺能耗分析及节能研究对轻烃生产具有一定指导意义。     

油田伴生气轻烃回收工艺的优化

基于某油田开采的油气进站压力高的特性,利用主流的膨胀深冷分离法,以降低工艺生产能耗、系统总经济效益最佳为目标,在保障产品质量和回收率的前提下,对该油气加工处理流程中的轻烃回收直接换热(DHX)工艺进行优化。结果表明,与原DXH工艺相比,虽然优化工艺C_3~+回收率降低了3%,但运行成本降低58.7%,总经济效益增加了3 118元/h,并且系统无CO_2结冰风险,工艺运行安全可靠。研究结果可为油田轻烃回收工艺的设计和生产实践提供理论依据和参考价值。     

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本文描述了带透平膨胀机制冷天然气提氦的新工艺,代替焦尔-汤姆逊节流效应的制冷循环。该法制冷设备少分离流程短;产冷量自给,勿需外加冷剂;分离氮后近50％的天然气在自身较高压力下直接输出,节能效果较好;提取的粗氦浓度高、氦回收率高,技术经济指标较为合理。     

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。      

小型轻烃回收装置自凝液制冷工艺及应用

小型轻烃回收装置自凝液制冷工艺设计的指导思想是不设置外冷源,利用自产凝液把制冷系统复叠在小型轻烃回收工艺加工过程中,合二为一。利用小型轻烃回收装置低温分离器自产的凝液将其节流降压,在蒸发器中吸收热介质的热量,自身汽化,汽化后的气体进原料气压缩机与原料气一起增压、冷却冷凝、分离。与外冷源制冷工艺相比,自凝液制冷工艺具有简化工艺、降低能耗、减少投资的优势。自凝液制冷小型轻烃回收工艺适用于富原料气,且原料气体C_3~+含量不能低于25%。组分中C_3~+含量越高,制冷效果越明显。     

对轻烃回收装置直接换热工艺原理的认识与分析

以回收C3 为目的轻烃装置采用DHX工艺(DHX塔闪蒸 脱乙烷塔分馏)后,在相同工况下能使C2获得更高冷凝率,并通过液态乙烷的制冷剂(汽化制冷)和吸收剂作用使C3 收率大幅提高,达到节能降耗的同时也提高了C3 收率.本文在分析了国内DHX工艺运用的基础上,通过工艺过程分析,对DHX工艺原理、技术特点作了进一步的总结认识,对DHX工艺的推广应用具有一定参考价值.     

联产乙烷天然气提氦工艺的经济性与适用性分析

为提高氦气开发的程度,提高天然气中氦气的提取率,将乙烷回收工艺与深冷-膜分离提氦工艺相结合,得到联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦技术。经验证,回收率能够达到工艺设计要求。经济性与适用性分析结果表明,在相同操作条件下,联产乙烷的天然气深冷-膜分离提氦工艺相比于天然气提氦工艺与乙烷回收工艺的总压缩能耗、综合能耗及单位综合能耗均低20%;且在乙烷含量、含氦量、处理量等波动时,都有较好的适用性。     

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。     

等压开式制冷天然气凝液回收工艺优化研究

等压开式制冷工艺是一种较新的天然气凝液回收工艺技术,与目前广泛采用的直接换热工艺相比,该工艺所需设备数量少,投资和运行费用低。以长庆油田典型伴生气为例,对该工艺进行了模拟研究,分析并优化了影响该工艺C_3~+回收率以及能耗的主要工艺参数。计算结果表明:(1)C_3~+回收率随原料气预冷温度的降低而增加,当原料气预冷温度低于-30℃后,C_3~+回收率随温度变化的增幅变缓;(2)混合冷剂节流压力对C_3~+回收率以及脱乙烷塔塔底重沸器热负荷的影响不显著,但节流压力降低会增加混合冷剂压缩机的能耗;(3)混合冷剂冷却温度越低,C_3~+回收率越高。最优操作条件为:原料气预冷温度-30℃,混合冷剂节流压力500kPa,混合冷剂冷却温度-30℃。此时,C_3~+回收率可达96.1%。     

基于DHX工艺的LNG接收站轻烃回收流程改进

针对青岛LNG接收站轻烃回收流程存在的能耗较高、产品不易于保存和运输的问题,应用天然气丙烷回收中的DHX(直接换热流程)工艺,引入重接触塔,改进换热网络,设计了一种基于DHX工艺的LNG轻烃回收改进流程,运用Aspen Hysys模拟软件对改进前后的流程进行了模拟分析.结果表明:改进的流程可得到常压下的液态轻烃产品,并...     

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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。     

天然气提氦联产LNG新工艺特性及适应性分析

目的 为降低利用单一低温法从天然气中提氦的工艺设备投资及能量损耗,提出一种新型天然气提氦联产LNG工艺。方法 以国内某气田低含氦原料气数据为基础,对该新工艺的特性及适应性进行了模拟分析,并通过遗传算法对混合制冷剂制冷循环进行了优化。结果 (1)通过特性分析可知,节流前温度越低、节流压力越高,闪蒸罐对氦气的浓缩作用越好,同时可生产摩尔分数达到99.9%的高纯氮气产品,并自产液氮产品;(2)新工艺对原料气中氮气、氦气纯度变化及原料气压力均有很强的适应性,原料气压力越高、氮气和氦气纯度越低,压缩机轴功率越低;(3)通过特性及适应性分析、混合制冷剂制冷工艺参数优化可得闪蒸罐节流前温度为-150℃,节流压力为350 kPa,提氦塔压力为3 200 kPa,脱氮塔和提氦塔塔板数均为12块,混合制冷剂压缩机一级和二级最优增压压力分别为1 341 kPa和2 767 kPa,混合制冷剂循环量为1 722.7 kmol/h,压缩机总轴功率为3 765 kW,冷却水用量为6 474 t/d,综合能耗及单位能耗分别为1 097 216.00 MJ/d、3.66 MJ/m³。结论 该新型...