海上天然气处理平台火炬气回收研究与探讨

南海某深水天然气平台,自投产至今火炬放空量非常大,最高达到4×10⁴m³/d,浪费了大量的清洁能源。针对此问题,在调研国内外火炬气回收方案的基础上,结合海上天然气平台火炬气来源和气量等,设计了火炬气回收的综合改造方案,整个方案根据火炬气类型分为低压火炬气回收和高压火炬气回收两个部分。通过设计总院论证,该火炬气回收改造方案,将从根本上解决火炬放空量大的问题,预计每年可回收天然气800×10⁴m³。     

边际海上油田零散天然气回收技术研究

目前边际油田伴生天然气均采取气液分离后排火炬烧掉的处理方式,既污染环境,又浪费能源,为有效地回收边际海上油田零散天然气,有必要进行回收技术的研究。采用"井口平台—自航船—陆地"的生产模式,天然气的压缩、集气、周转在自航船上进行。油气在试采平台上分离后,天然气通过高压软管,进入压缩天然气(CNG)生产、运输系统(自航船)。在该系统中,天然气首先进入缓冲罐,经天然气压缩机增压至20 MPa,经脱水装置脱水后,进入系统的储气装置中,储气到额定的压力或气量后,自航船将天然气运至码头,卸气至天然气管网。与其他生产方式相比,CNG生产方式具有工艺简单、投资少、适应性强、经营风险小等优点。通过边际海上油田零散天然气的回收,可以合理利用资源,保护环境,增加天然气产量和商品率,提高油田的经济效益。     

海上石油平台火炬气回收技术

在一些海上石油平台的生产过程中,会有部分天然气被排放到火炬进行燃烧,如果能将这部分天然气回收利用,不仅能达到节能减排的目的,还有较好的经济效益。本文通过增加控制阀组和优化压缩机选型的方法,对火炬气回收流程进行了优化,更适用于设备受空间和重量的限制的在役海上石油平台。     

浅谈射流装置应用于海上油田低压天然气回收

海上油田低压天然气常规回收流程设备多、流程复杂、占空间大,较难实施。为了减少火炬排放,有效利用能源,采用射流装置可有效回收低压天然气,并具备流程简洁、占地小、适用范围广等优点,本文的目的是依托于渤海某平台天然气回收项目,分析研究射流装置用于回收低压天然气的适用特点,从而为以后的低压天然气回收方案提供参考依据。     

海上天然气水合物试采过程中天然气 回收利用技术方案研究

水合物试采过程中的天然气基本以燃烧火炬的形式处理,造成能源浪费和环境污染。随着水合物试采气量 增多,有必要对水合物试采过程中天然气的回收利用工艺开展技术研究。本文基于南海某目标区块天然气水合物 分解后的天然气处理量(1.0×10 5 m 3/d)及组成特点,探索了适合于海上的高效紧凑天然气回收利用技术,完成了 天然气回收利用工艺集成设计。结果表明:推荐超重力脱酸作为预处理工艺方案,其占地面积仅为常规吸收塔面 积的1/7,大大缩小了设备的尺寸;推荐单氮膨胀作为液化工艺方案,其流程简单,设备数量少,没有易燃冷剂的储 存,适应海上恶劣环境,适合用于水合物试采过程中天然气的液化。     

轻烃回收技术在渤海友谊号FPSO的研究和应用

渤海友谊号FPSO天然气处理系统每天有4万m3天然气和20m3轻烃经火炬燃烧,资源浪费严重。根据工艺流程,利用HYSYS软件对新增工艺流程的各节点、海管外输进行模拟计算,经分析计算,采用两级压缩机回收天然气、柱塞泵回收轻烃的方案,回收了全部资源。该技术在我国海上油田第一次成功应用,对于油气田回收低压天然气具有一定借鉴作用。     

海上油田伴生气凝液回收工艺研究

海上油田生产过程中,各级生产分离器稳定闪蒸出伴生气,伴生气一般经洗涤、增压、冷却等处理后作为主发电机用燃料气或通过海管外输。各级洗涤罐凝液排放至闭排系统,部分闪蒸为气相,火炬放空,造成天然气资源浪费,若重烃含量较高,则产生较严重的黑烟。本文结合某海上油田开发项目,对伴生气凝液回收系统方案进行了研究。通过HYSYS模拟分析,确定了伴生气凝液回收系统的最优设计方案。     

基于动态仿真的火炬气回收系统超压保护措施

油气田火炬气回收是碳减排的重要手段,但目前针对火炬气回收系统(FGRS)尤其是超压保护方面还缺乏系统性研究。以文昌9-7海上钻井生产平台为例,采用K-Spice软件搭建了火炬气回收系统动态仿真模型,研究确定火炬气回收系统在不同放空工况下的超压保护措施。结果表明：火炬气回收系统分液罐的压力高高关断(PAHH)设定值应根据连续放空气量变化确定,参照现行规范设定的PAHH值(210 kPa)明显偏高,应调至38.5 kPa,以确保超压值不高于分液罐设计压力又满足平台低压设备的泄放背压要求;应急放空工况下,为确保一级保护和二级保护相互独立,火炬支路快速开关阀(ESD)的开阀时间应小于27 s;火炬支路ESD故障时,为确保应急放空过程中分液罐内压力不超过设计压力,同时考虑爆破膜泄压对上游设备泄放背压的影响,最终选择Z型爆破膜。目前该平台已结合上述关键参数形成了一套完整的火炬气回收方案,预期回收火炬气可达13万立方米/年以上,碳减排效果显著。本研究为火炬气回收系统超压保护措施关键参数确定提供了定量分析手段,为火炬气回收系统的设计提供了参考。     

天然气系统中的凝析油回收技术优化

某海上中心处理平台在生产中发现原油缓冲罐去火炬排放量巨大,且火炬伴有黑烟现象,通过对这一现象的深入分析,得出原因是高压天然气系统中的凝析油排放到低压原油缓冲罐内产生的大量闪蒸气排放到火炬,造成火炬燃烧不充分。现场人员在考虑了现有生产条件及未来平台发展的基础上制定出了天然气系统的凝析油回收改造方案,成功地解决了这一问题,同时每年可回收2.6×104m3凝析油,创造了良好的经济效益。     

火炬气回收利用技术的研究

通过研究火炬气回收利用技术,包括火炬气柜、螺杆压缩机及配套管线,燃煤锅炉掺烧火炬气,高含硫火炬气燃烧处理。分别从工艺流程、关键设备及经济效益进行分析。得出如下结论：从火炬气回收利用项目的工艺、设备及自控等方面的分析可以看出技术是可行的;火炬气回收利用的直接经济效益894．85万元RMB／年;锅炉掺烧了火炬气,将原有火炬气燃烧排放的烟气全部削减,温室气体排放量明显降低,从而产生了较好的环境社会效益。     

丘陵联合站回收火炬放空天然气新流程

吐哈油田丘陵联合站火炬放空天然气包括天然气压缩机加减载的排气、工艺阀门的泄漏气、设备气封耗气以及火炬长明灯用气等，每年共计约300×10^4Nm^3。文章介绍了丘陵联合站在现场调研的基础上革新原有放空流程，利用运行装置中的一台低压天然气压缩机回收火炬放空天然气的流程。应用该流程不仅达到了节能减排的目的，而且取得了可观的经济效益。     

吐哈油田天然气处理系统优化与实施

针对吐哈油田天然气处理装置负荷低、放空量大及边远气井零散气无法利用等现状,结合现场实际,对鄯善、温米、丘陵油田现有的3套天然气处理装置进行整合优化,将这3套装置处理的天然气集中至C3收率最高的丘陵天然气处理装置进行处理。同时,对温米、丘陵联合站、丘东天然气处理厂等火炬放空的低压气进行回收利用,并开展边远气井零散气的橇装回收。通过对天然气处理系统的优化简化,实现了提高设备运行效率及效益、降低能耗及成本的目的。     

海上平台化学药剂脱硫工艺研究与发展

天然气脱硫技术在陆上的开发非常成熟,但是在海上对天然气的脱硫工艺开发应用比较少,为了减少环境污染,把H_2S、CO_2、水份、有机硫等含在天然气中的杂质脱除,回收酸气中的硫。本文讲述了海上天然气脱硫工艺的研究和发展,使处理后的天然气满足要求,且燃烧产物SO_2排放量满足环保排放指标要求,并提升天然气的利用率。     

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。     

扬子石化火炬气回收效益显著

火炬气燃烧是石油化工企业的一大难题 ,既浪费了资源 ,又污染了环境。因此 ,都在进行火炬气的回收利用。扬子石化公司投资近一亿元 ,建成目前我国最大的火炬气回收装置 ,于 1998年 6月投产。回收了烯烃厂、芳烃厂、炼油厂、塑料厂等的火炬气。今年上半年 ,该公司共回收火炬气 3 .2万多吨 ,创造经济效益 3 2 0 0多万元。仅 6月份就回收了 85 0 0多吨火炬气 ,回收量达 40 0ｔ/ｄ以上。扬子公司回收的火炬气作为能源使用 ,用于各厂的燃料。但最佳的利用途径是作为化工原料 ,生产化工产品 ,将会创造更大的经济效益扬子石化火炬气回收效益显著$扬…     

渤西终端放空天然气回收工艺方案研究

渤西终端的放空天然气大部分去火炬燃烧。为了减少温室气体排放,节约能源,有必要将常规不予回收的放空天然气进行回收再利用。分析了国内外放空天然气回收工艺方法,针对渤西终端火炬系统的现状,提出采用气柜回收放空天然气的方法,不影响火炬系统紧急泄放。该方案实施可行,且能取得良好的效益。建议在各终端处理厂推广应用放空天然气回收工艺。     

水雾净化装置在火炬系统整改中的工艺研究

石化装置火炬气中蕴藏着大量的能量和有用成分,回收火炬气是一项重大节能措施。然而火炬气成分复杂含尘量高,经常堵塞下游管路及压缩机流道,降低了回收效率,增加了运行及维护成本。本次系统改造在火炬气管路中增加了水雾净化系统,并就其中的主要设备火炬气处理气罐进行了工艺计算。     

液化天然气(LNG)接收站BOG回收工艺研究

随着环境保护的需要和能源的日益紧张,国内液化天然气(LNG)行业发展速度越来越快.LNG气化产生蒸发气(BOG),若不对其进行处理,可能造成接收站超压继而引发事故;若对其直接放空至火炬燃烧,则不仅浪费了能源,同时又污染了环境.因此,BOG回收工艺成为LNG接收站的重要组成部分.BOG回收处理方法主要有2大类,即加压外输方法和再液化方法.由于不同规模的LNG接收站产生的BOG蒸发量不同,致使各LNG接收站的BOG回收工艺各不相同,本文主要针对直接压缩工艺、再冷凝液化工艺、直接压缩+再冷凝工艺、氮膨胀制冷液化工艺、混合冷剂制冷液化工艺、液氮(或丙烷)制冷液化工艺、蓄冷式再液化工艺7种BOG回收技术的适用条件、工艺流程及优缺点进行评述,并提出有针对性的优化建议.     

液化天然气(LNG)接收站BOG回收工艺研究

随着环境保护的需要和能源的日益紧张,国内液化天然气(LNG)行业发展速度越来越快.LNG气化产生蒸发气(BOG),若不对其进行处理,可能造成接收站超压继而引发事故;若对其直接放空至火炬燃烧,则不仅浪费了能源,同时又污染了环境.因此,BOG回收工艺成为LNG接收站的重要组成部分.BOG回收处理方法主要有2大类,即加压外输方法和再液化方法.由于不同规模的LNG接收站产生的BOG蒸发量不同,致使各LNG接收站的BOG回收工艺各不相同,本文主要针对直接压缩工艺、再冷凝液化工艺、直接压缩+再冷凝工艺、氮膨胀制冷液化工艺、混合冷剂制冷液化工艺、液氮(或丙烷)制冷液化工艺、蓄冷式再液化工艺7种BOG回收技术的适用条件、工艺流程及优缺点进行评述,并提出有针对性的优化建议.     

海上天然气液化装置中酸性气体的脱除技术

海上油田伴生气是一种宝贵的能源,但其日产量小,不适合管道运输。为此,自主研发了一套建在自升式移动平台上的橇装天然气液化装置。根据海上油田伴生气的气质特点,探讨了天然气脱除酸性气体工艺的选择原则,确定了适合该装置的MDEA+MEA混合醇胺溶液脱酸性气体净化工艺,分析了CO2含量、醇胺循环量的变化对再沸器热负荷、富液温度的影响,并对填料塔的高度进行了优化分析。结果认为:定期分析原料气中CO2含量,适当调节MDEA胺液循环量,能够有效降低净化系统的运行成本,提高净化装置对海上油田伴生气不同组成的适应性;对于天然气处理量为11.6×104m3/d的脱碳工艺,天然气中CO2体积分数在0.45%～5.54%时,MDEA醇胺溶液循环量宜为200～500kmol/h,再沸器热负荷宜为200～600kW。该装置集天然气液化、LNG的储存与卸载于一身,简化了海上油田伴生气的开发过程,具有适应性强、投资小、建设周期短、现金回收快等优点。