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。     

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。     

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...     

天然气净化厂SO2达标排放技术适应性分析研究

目的解决国内中小规模天然气净化厂硫磺回收装置烟气中SO₂达标排放及装置在低负荷或低H₂S含量的条件下开工、停工除硫及加氢催化剂预硫化期间高浓度SO₂短时超标排放的问题。 方法统计研究了国内28座天然气净化厂硫磺回收、尾气处理工艺和硫磺产量,分析了现阶段还原吸收、氧化吸收、碱液洗涤及液相氧化还原4种处理工艺在天然气行业的应用情况,介绍了天然气研究院开发的Claus尾气中SO₂催化吸附技术的相关情况。 结果对天然气净化厂SO₂减排技术提出以下建议:①充分重视气田潜硫量变化引起的装置低负荷稳定运行等问题;②现有装置增设尾气处理装置时,避免对原硫磺回收装置工艺进行改变,选择环保、无二次污染物产生且能与工厂智能化建设衔接的工艺技术;③SO₂减排需从源头解决问题,着眼于硫磺回收单元的精细化操作和管理、催化剂正确使用及性能跟踪分析,进而提高硫回收率,减少后端处理的负荷。 结论采用上述研究结果,一方面可保障硫磺回收装置长周期稳定运行,另一方面可在现有排放的基础上进一步减少SO₂排放。      

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。     

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工艺丙烷收率理论计算公式推导及影响因素研究

针对目前DHX工艺的模拟研究方式存在对现场操作指导不够具体的问题,从DHX工艺轻烃回收机理出发,推导出DHX全工艺丙烷收率的理论计算公式,由此直观地确定了多个影响收率的因素;并以塔里木轻烃厂基础设计参数为依据,分析了不同因素对丙烷收率的影响程度.结果表明:由于脱乙烷塔精馏系统的复杂性,精馏效果不易达到设计值,故其往往是...     

莺歌海盆地天然气气源及运移的地球化学特征

依据收集的莺歌海盆地20多个天然气样(其储层深度分布在1280m～2664m),分析了该盆地天然气组分及同位素组成。指出:天然气中烃类气以甲烷为主,气体偏干,C₁/∑C_(1-5)多数大于0.95;甲烷碳同位素偏重,δ¹³C₁为—37‰～—31‰,δ¹³C₂值均大于—28‰,为Ⅲ型母质形成的天然气特征,δ¹³C₂<δ¹³C₃<δ¹³C₄,且三者相互间差值小,天然气演化程度高。根据莺歌海盆地地层埋深与镜质体反射率(R_o),说明这些气体应从下部运移而来。通过对地层埋深与R_o和Ⅲ型母质有关的δ¹³C₁与R_o的关系,进行天然气垂向运距的计算,追索源岩的可能埋深在3364～3982m或更深部位。其天然气除源于莺歌海盆地莺-黄组外,其下层上第三系梅山组将成为盆地供气的重要来源之一。天然气中氦同位素³He/⁴He值为10^-7～10^-8,主要源于地壳,氩同位素具低比值⁴⁰Ar/³⁶Ar为302～326),呈上第三系特征,表明莺歌海盆地的天然气主要源于上第三系深部层有机母质达到高成熟阶段形成的天然气,并经中-长距运移在浅部储层聚集成藏。     

基于HYSYS的轻烃回收工艺方案优化

凝析气田天然气中含有丰富的轻烃组分。根据原料气独有的特点对不同的制冷工艺进行比选,在对现有回收工艺进行定性对比的基础上,运用HYSYS软件对所选工艺进行模拟,对工艺进行定量比选。并对所选直接换热(DHX)轻烃回收工艺分别进行流程及参数优化。结果表明,优化后的工艺方案流程更加简单,当膨胀比为1.79时,净收益最高。     

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。     

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。     

提高伴生气液烃收率的途径探讨

结合油气田轻烃生产的实际情况,讨论了可用于提高油气田轻烃回收率的技术和方法,认为可以从优化操作条件、改变制冷方法、应用DHX工艺等技术三个方面来提高伴生气液烃收率,并对装置提出了利用状态方程编制计算软件等建议。     

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。     

天然气深冷工艺装置提高乙烷收率工艺技术的研究与应用

目的针对天然气深冷工艺装置中因原料气气量下降、气质变贫造成C₂⁺轻烃收率下降、装置运行难度大等导致装置乙烷收率降低的问题,采用调配较富原料气气源、原料气中补充丙烷和原料气中补充丁烷等措施开展提高装置乙烷收率的工艺技术研究。 方法基于建立的工艺模型,对比核算原料气中补充丙烷和丁烷对提高乙烷产量的影响,考查分析原料气中补充丙烷和丁烷对改善脱甲烷塔运行状况的效果。 结果经现场验证得出,通过调配榆济线优质气源和补充丙烷等措施可有效提高装置乙烷收率,乙烷产品年产量可增加1 438.54 t,乙烷收率由62%提高至70%。 结论该工艺的应用不仅可以获得经济效益256.88 万元/年,而且具有较大的推广价值。      

膨胀制冷轻烃回收工艺参数优化分析

根据广安气田原料气气质条件及邻近工厂操作工况,采用HYSYS等软件对膨胀机制冷轻烃回收工艺中液烃收率、装置能耗等重要工艺参数进行参数优化,以达到提高液烃产量与节约能耗的目的。经参数优化,装置可生产液化气141．9t／d,轻油41．8t／d,具有较好的经济效益。     

南堡联合站轻烃回收工艺参数优化研究

目的提高南堡联合站天然气轻烃回收率,降低生产能耗。 方法基于HYSYS模拟软件建立模型,分别对天然气轻烃回收工艺的增压单元、冷冻分离单元、轻烃分馏单元等关键参数进行单因素分析。 得出各单因素的取值范围;依据各单因素的取值范围,以系统回收装置最小比功耗为目标函数,利用响应面分析法对参数进行优化,确定多因素关键参数的最佳组合。 结果优化后的流程比实际生产丙烷收率提升了5.62%,液化气产量提升了3.53%,产品比功耗减少了0.91%,装置总能耗降低了2.46%。结论响应面分析法用于天然气轻烃回收的各参数优化,提高了丙烷收率,降低了装置能耗,具有很好的经济性和应用前景。      

英买天然气处理装置提高丙烷收率工艺改进研究

英买天然气处理装置采用分子筛脱水及J-T阀节流制冷的低温分离工艺,以控制外输天然气烃、水露点为目标,附带回收少量液烃。目前,装置丙烷收率仅22.64%。为了提高气田开发的经济效益,分析了装置丙烷收率低的原因,提出以回收丙烷为目标的工艺改进方案。通过工艺比选发现,SCORE工艺丙烷收率高、能耗低,是最适合英买天然气处理装置的丙烷回收工艺。对装置的脱乙烷塔压力进行优化,当压力为3 900kPa时,装置收益较高,脱乙烷塔操作稳定性较好。工艺改进后,产品质量合格,装置丙烷收率提高至97.54%,装置收益提高了66.31%,经济效益明显提升。对英买天然气处理装置的工艺改进研究表明,与其他丙烷回收工艺相比,SCORE工艺的脱烃单元和脱乙烷塔之间的冷量集成更合理,在较高的脱乙烷塔压力下仍具有很高的丙烷收率,对于外输压力较高的丙烷回收装置,采用SCORE工艺可降低外输气压缩功耗,流程简单,节能高效。     

大涝坝天然气处理装置工艺改造研究

大涝坝天然气处理装置采用膨胀制冷工艺,其设计天然气日处理量为25×10^4m^3。自2005年投产以来,随着大涝坝凝析气田不断开发天然气的日处理逐渐增加至30×10^4m^3左右,超过了设计处理能力,装置处于超负荷运行,造成C3及C3＋收率降低;另外还存在大约每天10×10^4m^3未经过严格脱烃的天然气直接进入了外输管网,造成外输气烃露点无法保证以及C3＋资源未能充分回收。针对大涝坝天然气处理装置超负荷运行问题,在原有流程的基础上将分子筛脱水系统改造为四塔流程;制冷系统改造为副冷箱加双膨胀机流程,并进行了计算机模拟。结果表明：改造后装置的处理能力增加了15×10^4m^3/d,外输干气的烃露点下降了25℃,C3的收率增加了17.4%,C3＋收率增加11.8%;液化气产量增加了18.6t/d,稳定轻烃产量增加了2.6t/d。     

注烃溶蜡处理技术在凝析气田的研究与应用

在克深处理厂天然气处理过程中,因J-T阀及低温分离器析蜡导致系统堵塞,致使装置处理量受限,同时外输气烃露点不合格.针对此问题开展防蜡工艺研究,通过实验及HYSYS软件模拟分析蜡堵的具体原因后得出,克深区块的天然气组分不连续,C5～C8组分缺失,多环芳烃类物质存在于气相中,无法被溶解分离,在进入低温环境后容易凝结析出,最...