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。     

大牛地的“牛气”更环保了

<正>12月15日,中石化华北油气分公司大牛地气田采气一厂脱水脱烃站全面投产运行。大牛地气田具备53×10~8m~3的年外输天然气能力,但是,由于气田外输气中含有气化水、烃类超标一直影响了天然气质量。脱水脱烃项目投运后可以脱掉天然气中多余的水分及轻烃类杂质,不仅提高了天然气外输质量,也解决了烃类杂质积累在管道内需要清理这一环保隐患难题。同时,所产出的副产品液化气和稳定轻烃具有较高的商品价值,年增值近亿元。     

利用天然气压力能的轻烃分离方法

天然气产业的迅速发展需要建立统一的天然气热值标准。为了降低富含轻烃的天然气的热值,回收轻烃资源,提出了一种利用天然气压力能的轻烃分离方法。利用高压天然气压力能转化的冷能,用于高压天然气的预冷,再通过脱甲烷塔将天然气中的轻烃分离出来。整个系统的能耗较低,经济效益较显著。     

北Ⅰ-1原油稳定装置油吸收技术试验

大庆油田北I-1原油稳定装置首次采用常温油吸收技术,不但能解决北I-1天然气深冷装置负荷低和分子筛吸烃的问题,而且可避免原油稳定装置与天然气深冷装置检修期相互制约的问题。现场实施后,不凝气轻烃收率达到16.3 t/104m3,关键组分C2收率达到85%,天然气深冷装置年可增加湿气处理量990×104m3,减少分子筛吸烃损失800 t/a、轻烃2780 t/a。降低了丙烷制冷机耗电量,原油稳定和深冷装置合计年节电量为60×104k Wh。     

下期要目

<正>1 基于HYSYS的轻烃回收工艺方案优化2 FH-98型催化剂在焦化汽油加氢精制中的应用3 影响江油轻烃回收装置C_3收率的因素分析及其改进措施探讨4 国内天然气管网春节期间运行分析5 吸附天然气储罐吸附过程温度场的数学模拟及实验研究     

克拉美丽气田油气处理装置工艺改进

克拉美丽气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级闪蒸+一级稳定+提馏工艺。现有油气处理装置工艺流程存在醇烃分离困难、乙二醇再生塔再生损失严重、凝析油余热利用不合理、部分液烃进入排污管线排放等问题。通过提高醇烃分离温度、改进乙二醇再生工艺、改进凝析油换热流程、回收富气增压单元排出的液烃等措施,改进现有工艺流程,能够有效解决装置存在的问题。同时,每年使凝析油稳定装置节约燃料气10.9×104 m3,处理装置天然气产量增加13.2×104 m3,凝析油产量增加145.2t。     

迪那2气田液化气无水冷却工艺研究

迪那2气田液化气生产设计采用空冷加水冷工艺,存在能耗大和水冷器易腐蚀结垢等安全隐患。利用HYSYS软件对迪那2气田轻烃回收工艺进行分析,并增设液化气后冷器,利用脱乙烷塔气相对液化气进行冷却,通过醇烃液分离压力、后冷器及空冷器冷却能力等参数的模拟计算和优化,将醇烃液三相分离器压力由常规的2.5 MPa提高至5 MPa,取消醇烃液导热油加热和液化气水冷,降低了装置能耗,年节水1.44×104 m3,节电1.45×105 kW?h,杜绝了水冷器腐蚀穿孔的安全隐患,最终提出了醇烃液高压分离＋空冷器＋后冷器的液化气无水冷却工艺。     

原油稳定及常温油吸收一体化装置

<正>由大庆油田天然气分公司自主研究的常温油吸收技术,已在大庆油田4套原稳装置成功应用,实现了不凝气轻烃资源就地回收。原油稳定及常温油吸收一体化装置应用后,增产了轻烃,降低     

山东LNG接收站轻烃回收分析

相比国内其他LNG接收站,山东LNG接收站已确定的200万t/a气源中重组分多,热值高。由于我国当前的天然气贸易计量一直是在法定的质量指标下按体积计量,如果山东LNG接收站天然气不经处理直接进入中国石化现有的山东天然气管网,一方面,由于两者沃泊指数偏差大,将出现与现有山东管网天然气互换困难的问题,另一方面,如果两者按照同样价格销售,将偏离山东LNG接收站天然气本身的价值,从而降低山东LNG接收站的经济效益。为解决以上问题,需将天然气热值降低。本文阐述了降低天然气热值的方法,即掺混空气或氮气法、多气源混配和轻烃分离法等,并重点分析了山东LNG接收站引入轻烃回收的优势和必要性。     

LNG接收站冷能用于轻烃回收工艺

近几年,随着大型LNG接收站的快速发展,LNG冷能利用的研究也日益迫切。利用LNG冷能回收其中高附加值的C+2轻烃则是一种有效的方式。提出了一种利用LNG冷能回收轻烃的改进流程,利用脱甲烷塔进料为脱乙烷塔塔顶冷凝器提供冷量,得到液态乙烷和C+3,方便产品的储运。以国内某LNG接收站的富气为例,模拟计算得到:该流程中C+3收率可达97.5%,乙烷回收率可达95.78%。对装置的经济性进行了分析,结果表明,使用该流程进行轻烃回收效益显著。并提出了LNG冷能用于轻烃回收工艺中冷能利用率的计算方法,得到单独采用该流程的冷能利用率为38.93%。针对LNG组分、温度等参数进行了敏感性分析,考察对C+3收率、乙烷回收率及能耗的影响,可以为接收站的优化运行提供指导。     

优化油气分输工艺 实现边远油井天然气零排放

文中-文东油田近年来滚动开发的边远断块具有低渗、高气油比、低产等特点,不具备建站集输条件,存在天然气浪费现象。技术人员创新设计思路,研制了具有撬装化、模块化特点的地面集输工艺技术,通过油、气、水三相分输,实现了边远油井天然气零排放。该技术现场应用,不但提高了边远井天然气回收利用率、增加了轻烃回收收益,而且降低了单井拉油费用、减少了环境污染,取得了明显的经济效益,也为今后同类边远油井高效开发提供了技术借鉴。     

天然气管网压力能利用研究进展

高压管网输送的天然气在调压过程中释放巨大的压力能,通过降压设备将这部分能量有效回收,用于发电、天然气脱水、轻烃分离、LNGS~NGH调峰、橡胶粉碎和冷库等领域。,具体描述了联合循环发电和回收压力能所制得的冷能在冷库中的运用;,针对天然气供气不平衡、调压站分布不集中以及能量高效利用的问题,提出了改进方案,充分利用膨胀机输出的功驱动压缩机等设备的运转,将膨胀制得的冷量运用在相应的冷产业中,保证了压力能的高效利用。     

回收零散天然气 节约宝贵资源

天然气资源非常宝贵,大港油田积极有效利用天然气,但仍存在各种类型的零散天然气燃烧放空,既造成了一定的能源浪费,又可能带来环保问题。回收这些天然气,可以用作油田加热炉的燃料,节约燃油,也可以通过发电机发电,节约电力能源,也可以通过CNG销售,增加收入。随着天津滨海新区建设对清洁能源需求量的不断增大,将零散天然气回收,合理利用资源,减少环境污染,已经成为大港油田节能创效的重要课题。本文描述了大港油田天然气生产现状,分析了天然气放空情况,并提出了具体回收零散天然气的方式。     

某油田北区轻烃管网分质分输方案研究

基于某油田北区轻烃管网目前混合输送模式带来的轻烃质量较差、系统压力偏高、外输泵能耗增大等问题，同时考虑到未来深冷烃大幅增产规划，提出浅冷烃、原稳烃、深冷烃分质分输输送方案，确定每种烃类的最优方案并分析其水力可行性，并将各方案与现用混合输送方案进行经济性分析。经验证，该区轻烃管网分质分输的输送模式是经济可行的，能极大改善轻烃质量，减轻对环境的污染。     

液硫脱气及废气处理工艺技术探讨

为了解决天然气净化厂硫磺回收装置液硫脱气废气中硫化物的回收处理问题,降低污染物排放,现场取样检测液硫池废气组成。根据天然气净化厂液硫脱气工艺及废气组成的特点,采用专业硫磺回收计算软件分别对液硫池废气引入燃烧炉、克劳斯反应器和加氢反应器3种方案进行了计算和研究,比较了引入上述设备后对单元设备操作参数和装置总硫回收率的影响,提出了3种适用于天然气净化厂液硫脱气废气处理的工艺技术方案。此外,还研究探讨了利用固定床催化转化回收液硫池废气的处理工艺。同时,预测了未来进一步降低含硫污染物排放的发展趋势之一是多种组合工艺对液硫脱气或脱气后废气的处理。     

天然气管网及工业气体压力能利用技术开发

结合工程实例,对天然气管网压力能、工业气体压力能的利用技术进行分析。天然气管网压力能利用包括:智能管网中为调压箱电控装置、数据远传装置供电的微小规模发电,调压站发电、加热天然气。工业气体压力能利用包括:工业尾气压力能发电与重烃回收、钢厂氮气压力能发电。     

回收高压管输气压力能用于冷库的技术

天然气以高压方式通过长输管道输送到终端用户后,通常需要通过调压设备进行降压处理,以便与用气设施匹配。国内外的现实情况是,调压过程中天然气内蕴含的巨大压力能不仅被白白浪费掉,而且还因为急剧降温对调压及管道设备运行安全构成威胁。研究压力能回收利用技术,将其用于发电、冷库、冷水空调、制冰、滑冰场、空气分离、干冰生产、橡胶深冷粉碎以及天然气轻烃分离等领域,节能效果显著,同时可消除生产过程产生的噪音和设备安全隐患,经济、社会效益都将十分可观,市场推广应用前景广阔,对于提高能源利用效率、促进循环经济发展有着重要的现实意义。     

轻烃加工存在问题探讨

本文就目前轻烃生产中炭黑、甲醇、水、硫等有害有毒物质超标等问题通过对轻烃生产处理装置的改进,采取干法脱硫、选用一次性过滤器、液/液聚结器等工艺方法使问题得到解决,提高了轻烃生产的质量和效益。     

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。     

我国首个液化天然气冷能利用项目动工建设

据悉,中国海洋石油总公司下属中海石油基地集团有限责任公司与关国空气化工产品公司合作,我国首个液化天然气冷能利用项目,于2007年9月28日在福建省莆田市动工建设,这标志着中国海油液化天然气冷能综合利用项目的全面启动。液化天然气气化为气态天然气时需要吸收大量热量,相当于释放冷能。释放出的冷能可以用于空气分离、轻烃分离、低温粉碎、海水淡化、冷冻冷藏、制造干冰和发电等项目。液化天然气冷能的利用,不仅可以有效降低能源供给,而且相对于传统能源,液化天然气冷能在开发使用过程中,几