RSV深冷凝液回收工艺在准噶尔盆地气田的应用

中石油上游勘探板块已建凝液回收乙烷装置较少,多数采用LSP回收工艺,由于受制冷温度的限制,难以对C_2、C_3~+等烃类组分进行充分回收。新疆油田某凝析气田原料气中C_2含量达到7%,C_3~+含量达到2.5%以上,在国内首次采用了RSV部分干气回流深冷凝液回收工艺后,C_2收率达到96%以上,C_3~+收率达到99%以上,年均净利润增加11 140万元,有效提高了气田生产效益,对国内天然气凝液回收工艺设计与应用具有重要的现实意义。     

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。     

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%。     

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。     

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。     

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%。     

浅冷油吸收工艺回收炼油厂饱和干气的模拟

针对某炼油厂241.5 kt/a饱和干气,采用浅冷油吸收工艺回收其中的碳二及碳二以上馏分,用VMGSim流程模拟软件对浅冷油吸收工艺进行模拟,并对凝液直接送至碳四吸收塔(方案一)和凝液送至凝液汽提塔(方案二)两种方案进行比较。模拟结果表明,两种方案的产品产量及组成存在差别,方案一比方案二多产富乙烷气1.33 t/h,但轻烃产量减少1.38 t/h,方案一富乙烷气中乙烷的含量及轻烃中丙烷的含量均低于方案二;两种方案回收的富乙烷气和轻烃作为乙烯装置裂解原料产出的乙烯、丙烯等产品的产量基本相同;方案二中碳四吸收塔和碳四解吸塔的塔釜温度比方案一低3~4℃,但综合能耗(每吨原料的能耗合标准油)比方案一高2.4 kg。     

鄯善轻烃装置高低压干气冷量的利用

吐哈油田鄯善轻烃30×10~4m~3/d天然气轻烃回收装置(以下简称鄯善轻烃30~#)是吐哈油田建成投产较早的—套轻烃装置,该装置工艺设备相对落后,自动化程度不高,设备老化现象严重,且原料气变贫,处理量日趋下降,部分关键参数特别是C_3收率没能达到设计要求。针对上述情况,围绕如何提高C_3收率是挖潜增效的关键所在。本文将探讨一个小流程的更改是如何降低制冷温度,提高C_3收率的。     

深冷装置重烃塔顶回流技术研究与应用

针对大庆油田深冷装置原料气CO_2含量高,深冷自产重烃未有效利用的问题,分析重烃冷却温度、流量等因素对轻烃及CO_2吸收效果影响的规律,提出了深冷重烃塔顶回流改造技术。南八深冷装置现场应用证明,将深冷自产重烃作为吸收剂对干气中轻烃及CO_2进行二次吸收,可降低装置制冷温度,使装置轻烃收率显著提高。该技术相对于其他脱除CO_2方法工艺改造简单,投资少,不增加装置能耗,且轻烃增产效果显著,可以在天然气处理深冷装置中推广应用。     

天然气轻烃回收与提氦联产工艺

为了降低单一提氦过程的能耗和成本,实现冷量的最大化利用,将天然气轻烃回收工艺与提氦工艺有机结合,提出了自产冷剂制冷+膨胀制冷+冷箱集成换热的直接换热(DHX)—闪蒸提氦联产工艺。利用HYSYS软件对联产工艺、DHX轻烃回收和闪蒸提氦单一工艺进行了工艺过程模拟,并分析了关键参数对设备能耗、C3+回收率和粗氦回收率的影响情况,最终确定了DHX塔顶回流温度为-70℃、提氦闪蒸罐进料温度为-166℃等最优工艺参数。模拟计算的结果表明:(1)创新提出的联产工艺使用了自产冷剂循环制冷,有效地集成并回收冷量,针对给定的原料气条件,与单一提氦工艺相比,C3+回收率达到99.11%,并且粗氦回收率也达93.39%,粗氦浓度达38.30%;(2)从经济性和热力学角度的比较结果表明,联产工艺的总压缩功耗比单一工艺低1 118 kW,约低22.20%,单位综合能耗降低约17.27%。结论认为,直接换热(DHX)—闪蒸提氦联产工艺具有较高的经济价值和性能,为轻烃回收和提氦联产工艺的应用提供了范例。     

撬装式小型轻烃回收装置

1 研制目的在油田油气集输过程中,特别是中、小油田,许多大罐挥发气、小型原油稳定装置稳定气及一些油田伴生气无法纳入集中输气系统.其量小而质富,一个站的气量往往为每日几千至1、2万立方米.大罐挥发气及原油稳定气中C_3+C_4的体积百分比含量一般都在50%以上,一些油田伴生气C_3+C_4含量也高达百分之20-30.从这部分油气中回收轻烃具有很高的经济效益和社会效益.     

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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。     

提高C3收率的冷冻油吸收轻烃回收工艺

根据长庆油田第一采油厂王南区轻烃回收装置原料气的特点,为了提高其产品收率、简化流程和节省投资,对轻烃回收装置采用了中压空冷不脱水外加冷冻油吸收的工艺方案.该工艺以装置自产的稳定轻油为吸收剂,工艺简单,操作灵活,C3收率高,一般可达75%～95%.     

对苏1潜山凝析气藏循环注气地面工程设计的思考

确定了华北油田苏1潜山凝析气藏循环注气地面工程的基本模式,即选择分离-回注型回收C_3~+、回注半干气、外输干气的方案;并充分利用地层能量减少回注能耗,确定合理的分离压力;分别对苏1潜山气体在18MPa、12MPa、8MPa和28℃条件下的气液平衡进行了计算,给出了具体数据;介绍了对原料气组分的再划分,以及保证工艺装置的安全措施。     

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。     

天然气凝液回收工况点的合理确定

天然气处理站设计中，往往为了获得较高的轻烃产量，而过分追求较低的凝液回收制冷温度。但对制冷温度究竟确定为多少比较合适，是否制冷温度越低轻烃产量就越高等问题，却缺乏必要的分析。文章通过对天然气进行相态分析，根据天然气处理目的及边界条件，利用HYSYS软件模拟计算，确定合理的凝液回收工况，避免了工况点设计中的盲目性，为天然气凝液回收工艺的设计提供可靠的科学依据。     

炼油厂大检修后瓦斯中氢气、液化气组分的回收

某炼油厂于2019年进行了大检修改造,在开工初期,瓦斯系统中H2、C3+液化气含量发生了较大的变化,装置自产的富氢、富烃组分并至高压瓦斯系统,瓦斯系统中H2、液化气组分未充分回收,用作装置加热炉燃料气,造成H2、液化气资源的浪费.通过优化制氢单元原料气流程及操作参数、优化轻烃回收流程、调整常减压装置初馏塔定压等措施,回...     

轻油回收装置工艺设计中主要参数的选择

一、原料气增压的压力和制冷温度目前,油田轻烃回收装置大多数采用的是冷冻法,即首先把所需的烃从油田气中冷凝下来,再将凝液在塔中进行分馏。无论是氨冷、丙烷制冷,还是膨胀制冷,都需把原料气增压。但究竞压缩到多大压力才合适,需要考虑的因素很多,但首先应弄清在组成一定的情况下(已知进装置的原料气组成),其压力、温度的变化与液化率的关系。因为要使目标产品达到一定收率,必须保证一定的液化率。     

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。     

国外某油田放空天然气轻烃回收工艺研究

由于国外某油田伴生气全部用于放空,为了提高资源利用率,保护生态环境,对该放空天然气进行C3+组成回收,生产液化石油气(LPG)和凝析油。为此,开展了丙烷制冷+膨胀机制冷+DHX工艺回收轻烃方案设计研究,采用天然气两级预冷的丙烷制冷+膨胀机制冷+DHX工艺,并进行工艺参数优化。研究结果表明:设计的三种轻烃回收方案均能满足产品天然气中组成指标要求,DHX塔操作压力增加导致脱乙烷塔顶气抽出量明显增加,在满足产品天然气指标条件下,脱乙烷塔顶气抽出量范围逐渐变窄; DHX塔操作压力一定时,随着脱乙烷塔顶气抽出量增加,产品天然气中丙烷含量先减小后增加。较优的工艺参数是原料天然气一级预冷温度5℃,二级预冷温度-35℃,DHX塔操作压力1.60 MPa,脱乙烷塔操作压力3.05 MPa,脱乙烷塔顶气抽出量585 kmol/h。放空天然气能够回收LPG和凝析油47.97 t/d,生产天然气280×10~4m~3/d,经济效益显著。该研究成果对国内外油气田开展放空天然气回收利用具有参考意义。