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。     

从伴生气中回收C_3~+烃类时冷凝压力与温度的确定

油田伴生气中一般均含有较多的C_2~0及C_3~0以上烃类(以下简称C_2~+及C_2~+)。从伴生气中回收C_2~+或C_3~+是充分利用伴生气资源、降低油气损耗、提高油田技术水平和经济效益的一项重要措施。随着我国油田地面建设的迅速发展,近几年来国内已有几套从伴生气中回收液烃的生产装置(一般称为液烃回收或轻油回收装置)投产。这些装置大多采用以氨为制冷剂的浅冷分离工艺流程。除此之外,采用膨胀机法制冷的装置也正在设计或试验中,其中有的是采用深冷分离工艺,其目的是回收C_2~+,有的则仍属于浅冷分离工艺,其目的是提高C_3~+的收率。     

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%。     

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。     

DHX工艺在膨胀制冷轻烃回收装置上的应用

江油轻烃厂45×104 m3/d轻烃回收装置是以回收中坝气田须二气藏不含硫天然气中的C_3H_8、C_4H_10、C_5H_12及C_6~+以上轻烃组分为目的的生产装置。2017年以前,江油轻烃厂生产工艺为单级膨胀制冷(ISS)工艺,2017年对装置进行了工艺技术改造,在其原有基础上将工艺流程改为DHX工艺。经技术改造后,江油轻烃厂C_3收率由原来的61.87%提高到83.46%,每天增加液化石油气约3t,年创效益约400万元。     

不同类型气田凝液回收工艺的选择

不同类型气田的工况条件、介质和环境条件差异较大,导致凝液回收工艺种类繁多,能耗、投资水平相差悬殊。针对不同类型气田的气质特点和处理要求,分析了多种凝液回收工艺和应用情况,根据气质条件和产品要求的不同,提出了凝液回收工艺选择的原则;针对不同类型气田的不同组成、压力、回收价值等条件,提出了凝液回收工艺的具体选择方法。     

中国石油工程建设有限公司西南分公司1500×10~4m~3/d天然气凝液(C_(3+))回收工艺包顺利通过协会鉴定

正天然气作为一种宝贵的资源,在人民生活和工业中有着广泛的应用。天然气中除含有甲烷外,还含有一定量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及更重烃类。天然气凝液(C_(3+))回收是指天然气中比乙烷更重的组分以液态形式回收的过程。近年来,随着石油天然气开采和石油化工行业的快速发展,凝析气田大力开发,天然气附属产品提取工艺不断发展,C_(3+)回收     

巴基斯坦凝析气田轻烃回收投标项目工艺技术

中油辽河工程有限公司和中国石油建设集团合作，投标巴基斯坦TAY和SIN两个凝析气田地面工程总承包项目，以前者为主要编写单位的技术标获得第一名。对两个凝析气田处理工艺及替代方案进行了介绍，希望提高国内的凝析气处理水平。针对巴基斯坦两个气田的具体组分，通过对凝析气田地面建设工程中应用不同轻烃回收方法进行比较，得出如下结论：采用直接换热工艺回收天然气中的轻烃同样能达到冷油吸收工艺所能达到的高丙烷收率；直接换热工艺的工艺流程较为简单，装置总能耗较冷油吸收工艺法减少22%以上, 装置总投资减少30%以上。因此，针对具体的凝析气组分，回收轻烃方案应进行多方案比较，回收液化气时应采用直接换热吸收法。     

凝析油中C1－C4烃组份的回收

(一)概述从凝析气田采出的凝析油中,C_1—C_4烃组份的含量颇高,以致在贮存和运输的过程中造成很大的闪蒸损失。而这些烃组份却是极为宝贵的化工原料、工业和民用燃料,应当加以回收和利用。我国凝析气田的开发不多,C_1—C_4烃组份的回收和利用尚属空白,国外不但有成熟的工艺与之配套,C_1—C_4烃组份的回收和利用都有较高的水平。在凝析气田的开发设计中通常采用吸收—稳定工艺进行凝析油的加工,既回收 C_1—C_4烃组份又稳定凝析油,从而减少其闪蒸损失取得了双重效果。中坝气田现开采气藏的凝析油中 C_4—C_4烃组份的含量高达30％(Ⅴ％),为了进     

凝析油中 C_1—C_4烃组份的回收

(一)概述从凝析气田采出的凝析油中,C_1—C_4烃组份的含量颇高,以致在贮存和运输的过程中造成很大的闪蒸损失。而这些烃组份却是极为宝贵的化工原料、工业和民用燃料,应当加以回收和利用。我国凝析气田的开发不多,C_1—C_4烃组份的回收和利用尚属空白,国外不但有成熟的工艺与之配套,C_1—C_4烃组份的回收和利用都有较高的水平。在凝析气田的开发设计中通常采用吸收—稳定工艺进行凝析油的加工,既回收 C_1—C_4烃组份又稳定凝析油,从而减少其闪蒸损失取得了双重效果。中坝气田现开采气藏的凝析油中 C_4—C_4烃组份的含量高达30％(Ⅴ％),为了进     

阿姆河右岸萨曼杰佩气田凝析油潜含量确定方法

土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田第一天然气处理厂投产前几年,实际回收得到的商品凝析油产量与理论设计指标出现了重大偏离,合作方对此提出了严重质疑,要求中方给出科学合理的解释。为了准确测定该气田的凝析油潜含量和处理厂凝析油产量,根据气田的实际情况建立了流体取样技术规范和流体分析实验方法(以下简称新方法),据此测定气田井流物组成和凝析油潜含量,并采用新方法和俄罗斯方法对凝析油相关参数、凝析油潜含量进行了计算和对比分析。结果表明:(1)新方法要求天然气组分分析到C_(10)~+以及组分中的N_2、He、H_2、O_2+Ar、CO_2、H_2S,凝析油组分分析超过C_(30)~+;(2)按俄罗斯方法计算的凝析油潜含量为77.27 g/m~3,按中方新方法计算的凝析油潜含量为76.21 g/m~3,双方计算结果一致;(3)较之于其他老方法,新方法的精度更高、计算结果更加可靠。结论认为,新方法准确地确定了该气田的凝析油潜含量,解决了困扰中国石油阿姆河天然气公司在阿姆河右岸油气开发合作A区生产中的重大技术难题,为该公司A区扩能改造和B区气田开发方案设计、二期产能建设提供了重要的技术支持。     

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%。     

LNG凝液回收技术经济浅析

依据液化天然气的组成特点，从经济和技术两方面入手，初步论述了LNG凝液回收的必要性和可行性，分析了LNG凝液回收的典型工艺流程和参数，并以青岛进口300×10⁴t/a 萨哈林LNG项目为背景，对凝液回收项目的投资和效益进行了预测。结论认为，对大部分LNG而言，C₂及C⁺₂重组分含量高，有利于进行凝液回收；回收凝液不仅可为LNG接收公司和下游用户带来现实和潜在的经济效益，同时还可调整LNG热值，使之与陆上天然气热值匹配，减少热值变化对用户的干扰；凝液回收工艺成熟，操作灵活；进行LNG凝液回收是必要和可行的。建议及时开展LNG凝液回收及下游综合利用方面的相关研究。     

我国油气田凝液技术及其发展

概述众所周知,油气田凝液回收技术系指从油田伴生气和气田天然气中分离和回收乙烷及其以上烃组分的回收技术,属于天然气加工范畴。分离和回收乙烷及其以上烃组分除了降低气体的烃露点以满足管输要求而外,还要最经济地回收凝液资源,这是摆在天然气加工者面前的重要任务。70年代以来,凝液回收技术的发展很快,回收方法诸如:固体吸附剂法、油吸收法、低温油吸收法、冷冻分离法、透平膨胀机法等都得到了广泛的应用。目前,虽然各国凝液回收水平参差不齐,采用的回收方法不完全相同,但是回收     

江油轻烃回收装置C3 收率的影响因素分析及其改进措施探讨

江油天然气凝液回收装置采取低温分离法回收天然气中C_3及以上组分,设计处理量为45×10~4 m~3/d,现天然气处理量40×10~4 m~3/d。目前,中坝须二气藏呈高压气量逐步降低、低压气量逐步增加的趋势。原料气压力波动也较大,高压气压力由3.65 MPa降至约2.8MPa,轻烃厂主要生产参数与设计值存在较大偏差。此外,GB 11174-2011《液化石油气》于2012年7月1日正式实施后,新增对液化气中(C_3+C4)烃类组分体积分数不小于95%的规定,对装置的生产操作参数、液化气产量及C_3收率将产生一定的影响。目前,液化气气质在满足新国标要求的前提下,C_3收率仅61.12%。为此,在不改变现有装置的条件下,借助计算机模拟软件分析相关参数的敏感性,针对装置现状及主要敏感因素,提出提高原料气压力、降低原料气温度、稳定脱乙烷塔再沸器温度、参数优化及进行工艺改造等措施,以提高装置C3收率。     

利用PSA技术回收炼油厂干气中氢气的实践

介绍了某炼化企业利用变压吸附(PSA)技术回收炼油厂干气中氢气的情况。结果表明:PSA技术可从氢气体积分数在70%以下的炼油厂干气中回收体积纯度大于99.5%的产品氢气,氢气回收率达到92%以上,装置能够实现长周期稳定运行;部分PSA装置副产的解吸气中C_2~C_5~+组分体积分数可达到70%以上,是一种优质的乙烯裂解原料。在变压吸附工艺设计方案中:(1)建议吸附塔的数量设置在8台以上,并且尽量采用两塔同时吸附的方案;(2)采用较高的吸附压力和产品氢气体积分数不低于98%等方式来提高装置的技术经济性和运行可靠性;(3)通过优化原料气管理及净化预处理措施,从源头上减少装置可能存在的腐蚀问题。     

20万t/a硫磺回收装置液硫脱气工艺研究与应用

液硫中硫化氢含量是影响液硫循环、输送、储存及成型系统安全运行的关键因素,对于大规模Claus工艺硫磺回收装置尤为显著。目前,国内对液硫脱气工艺及脱气效果验证的研究甚少。通过对普光气田单套20万t/a硫磺回收装置液硫脱气不达标问题进行分析研究,对液硫脱气工艺技术进行研究优化,设计并应用空气汽提与机械搅动组合脱气工艺,将液硫中硫化氢含量脱除至2.33μg/g,达到国际液硫脱气领先水平。     

塔中Ⅰ号酸性凝析气田地面工艺技术

塔中Ⅰ号气田是我国最大的碳酸盐岩酸性凝析气田,地面工程包括井口至油气处理厂的油气集输、天然气脱硫脱水脱烃、硫磺回收、凝析油处理和各种产品外输等主体工程、辅助工程和公用工程,工艺装置复杂。介绍了塔中Ⅰ号气田油气集输工艺和油气处理工艺。气田集输采用气液混输工艺,设置了高、低压两套集气系统,较好地适应了碳酸盐岩凝析气田压力及产量衰减较快、单井生命周期短的特点;油气处理工艺采用MDEA(甲基二乙醇胺)脱硫工艺、注醇+丙烷制冷脱水脱烃工艺和CPS(中国石油硫磺回收法)硫磺回收工艺,硫磺回收率可达99%,适合塔中碳酸盐岩凝析气田中低含硫的现状,为其他同类酸性凝析气田提供了可借鉴的经验。     

火炬可燃气压缩机系统结硫原因分析及解决措施

介绍了中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司炼油厂老区火炬可燃气压缩机系统结硫堵塞的情况,对结硫堵塞的原因进行分析,结硫反应机理是在液相含水的环境和铁离子的催化作用下,硫化氢被氧气氧化成单质硫。分析了铁离子的来源以及形成液相环境的原因,认为含HCl的重整气体排入火炬系统会造成管线腐蚀,进而产生铁离子。老区火炬可燃气C_4~+组分体积分数在15%左右,而新区只有2%左右。利用流程模拟软件HYSYS进行分析,发现火炬可燃气C_4~+组分含量高导致在压缩机系统更容易析出液态水。根据压缩机系统结硫的原因分析,制定了针对性的解决措施:将含HCl的重整氢凝液改去稳定塔;排查并消除老区火炬C_4~+组分排放源;火炬可燃气定期取样分析,发现分析异常及时排查非正常排放源。通过采取以上措施,压缩机系统结硫堵塞的现象逐步消失。     

春晓气田陆上终端天然气轻烃回收工艺介绍

随着我国东海春晓气田的开发,建于宁波市的陆上终端已于2005年11月投产。该陆上终端是目前国内最大的气体处理厂,主要处理海上气田管输来的经过三甘醇初步脱水的天然气。设计能力为日处理天然气760×104m3,年产丙烷13.26×104t,丁烷10.28×104t,戊烷3.75×104t,稳定轻烃2.90×104t。其生产装置包括段塞流捕集器及凝析油稳定、分子筛干燥脱水、凝液深冷分离、凝液分馏、凝液储运等设施;其凝液分离工艺采用节流阀和膨胀机制冷相配合的工艺技术,结合冷残余气循环工艺、液体过冷工艺和直接换热工艺,充分利用冷量,C3收率最高可达98%。文章介绍了春晓终端设计所采用的先进深冷处理工艺技术,并就如何合理应用深冷工艺技术,提高产品收率,降低能耗,减少投资进行了分析和探讨,提出了工艺设计的基本思路和原则。