含氧煤层气液化HYSYS模拟及安全性分析

设计了一种混合制冷剂和氮节流共同制冷的含氧煤层气液化精馏工艺,模拟结果显示,该工艺可以较为彻底地去除氮气、氧气等,对x(CH_4)为40%的煤层气进料,获得LNG产品纯度高达99.91%,甲烷回收率为97.12%,LNG生产能耗为0.94k W·h/m~3(STP)。对该工艺进行了爆炸安全性分析,表明煤层气仅在精馏塔顶部有爆炸可能性。采用往精馏塔通入氮气降低塔内氧含量的方法来保证操作安全,并对通入氮气的流量和位置进行了优化。结果表明从精馏塔内气体中氧的物质的量分数大于8%的最下层塔板处通入与煤层气同流量的氮气,对氧气稀释效果最好,在保证高纯度LNG产品和甲烷回收率的同时,生产能耗升高30%。     

含氧煤层气低温脱氧液化工艺及安全分析

国内煤层气井下抽采利用率低,造成大量的煤层气资源排空浪费。针对含甲烷浓度低(以甲烷摩尔分数40%为例)的含氧煤层气,提出含氧煤层气开发利用的低温脱氧液化工艺流程,并给出流程计算结果和液化系统单位能耗;通过HYSYS对含氧煤层气低温脱氧液化工艺流程进行模拟,结合爆炸三角形理论,对工艺流程的安全性进行分析,指出含氧煤层气采用低温脱氧液化技术可能存在的安全隐患,并通过分析提出消除安全隐患的方法和措施,指导含氧煤层气低温脱氧液化工艺设计。     

我国含氧煤层气分离液化成功

含氧煤层气分离液化2007年8月5日在山西省阳泉市阳煤集团实验成功。不仅可以清除煤矿爆炸的祸根，而且将其变成接替能源中的新宠。     

我国含氧煤层气分离液化成功

含氧煤层气分离液化在山西省阳泉市阳煤集团实验成功。不仅可以清除煤矿爆炸的祸根，而且将其变成接替能源中的新宠。中国科学院理化技术研究所的专家介绍说，成功地将含氧煤层气分离液化，即将煤层气中的甲烷等可燃性气体和空气分离，并将提纯后的煤层气液化，这在我国乃至国际上都是第一次。     

含氧煤层气的液化及杂质分离

煤层气是一种新型清洁能源,但是大部分含氧煤层气由于加工处理技术的限制没有被合理利用,而是直接被放空,不仅造成了资源的浪费,而且还会严重污染大气环境。为了更好地合理利用含氧煤层气,针对大庆庆深气田含氧煤层气气源条件和组分特点,设计了一种新型的煤层气液化及杂质分离工艺流程,采用精馏塔在低温条件下脱除煤层气中的氧气和氮气,精馏塔塔顶冷凝器和塔底再沸器的能量都分别取自于流程中的制冷剂冷却系统和煤层气液化系统,且从塔顶流出的低温杂质气体返回换热器进行冷量回收。采用流程处理软件HYSYS模拟计算的结果表明,所设计的工艺流程能耗较低,精馏塔脱氧脱氮彻底,产品中甲烷纯度高,甲烷回收率较高,该工艺流程的气源适应性和操作安全性都较好。该液化工艺流程的设计为含氧煤层气的液化及杂质分离提供了一种参考方法。     

含氧煤层气液化精馏提纯技术模拟研究

煤矿开采过程中产生的煤层气由于含有氧气,很难加工利用,绝大部分被放空。本文针对典型的含氧煤层气气源,设计了一种液化精馏工艺流程,并采用流程处理软件HYSYS对流程进行模拟分析。结果表明,该工艺总能耗低,可彻底除去氧、氮杂质,获得高纯的液态甲烷产品。     

我国成功实现含氧煤层气分离、液化并将工业化生产

中国对含氧煤层气分离液化已于2007年8月5日在山西省阳泉市阳煤集团实验成功，这标志着数以万亿计立方米的清洁能源将广泛地用于工业、民用等领域。该项目是由北京赞成国际投资有限公司、中国科学院理化技术研究所和阳煤集团共同主持，实验工厂设在位于阳泉市平定县的阳煤集团五矿。中国科学院理化技术研究所的专家介绍说，成功地将含氧煤层气分离、液化，[第一段]     

煤层气液化工艺模拟与对比

煤层气是近年来崛起的一种新型非常规能源,由于我国煤层气分布具有“偏、散、小”的特点,制约了煤层气的开发与利用。将天然气液化技术应用到煤层气的储存及运输环节,可以节省投资、提高利用效率,具有良好的应用和发展前景。选取了串联氮膨胀、氮气一甲烷膨胀、丙烷预冷氮膨胀、混合制冷剂和丙烷预冷混合制冷剂五种典型的煤层气液化工艺进行了流程模拟,从比功耗、液化率、工艺复杂度、适应性、处理能力和投资成本等方面对各流程进行了比较,得到各流程适用范围,为实际工程液化工艺的选择提供依据。     

含氧煤层气膜分离数学模型的建立与应用

针对井下抽采煤层气中混掺空气,给其后续加工利用造成很大困难的现状,首先对煤层气爆炸极限进行了修正,确定了压力条件下煤层气安全操作的临界参数。在此基础上,对含氧煤层气膜法分离进行了探索,建立了中空纤维膜组件分离含氧煤层气的数学模型,并通过正交实验考察了膜组件参数、操作条件等对膜分离效果的影响,以利于膜组件的选择和膜分离过程的设计与优化。     

含氧煤层气直接深冷分离甲烷的安全工艺方法

提出了一种含氧煤层气直接深冷精馏分离甲烷的安全方法,其通过在精馏塔内通入氮气降低塔内氧含量到极限氧含量以下以确保精馏过程的安全,避免了预先对含氧煤层气进行脱氧处理的过程,同时利用制氮装置可回收氮气循环使用。该工艺方法使用混合制冷和氮制冷提供冷量,并将制氮装置用于工艺过程,所需的设备成熟,工艺过程安全性和适应性好,在正常和非正常工况下都能保证安全,适用于不同甲烷浓度的含氧煤层气,LNG产品能耗在0.7kWh/m3~1.7kWh/m3之间。     

浅谈管输煤层气标准的制定

结合我国煤层气工业发展现状,分析了煤层气通过天然气管网输送的前景及制定管输煤层气标准的必要性。在充分分析研究国内外相关标准的基础上,根据我国煤层气气质特点及管输天然气标准指标,综合考虑经济效益、安全卫生和环境保护三方面因素,给出了制定管输煤层气标准应考虑的指标及建议。     

四川盆地页岩气与煤层气勘探前景分析

页岩气与煤层气是非常规气勘探的重要领域,国外早已进入实质性商业勘探开发。我国从本世纪初对页岩气关注渐增。页岩气以吸附、溶解、游离状态存在,形成于暗色高炭泥质烃源岩中。该文根据四川盆地烃源岩研究成果,论证了上二叠统龙潭组煤系利于煤层气成藏,有利区块位于华蓥山及其东南侧与南端地带。该地带以烟煤为主,瓦斯含量高、埋藏浅。上三叠统须家河组煤系,煤岩瓦斯含量低,有利页岩气成藏。有利区块有二：一是川西南威远背斜周缘及川南之北段区块;二是米仓山前缘,目的层埋藏较浅。 油系泥质烃源岩有利页岩气成藏的层系是下侏罗统,有利区块位于川东北、川北有机质成熟度高的高陡构造翼部及盆地边缘浅埋带。下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组暗色泥质烃源岩,在盆地内早期有利页岩气成藏。现今因成熟度剧增,不利页岩气保存,而且目的层埋深大,可在老气田“立体勘探”时关注。但在大巴山靠盆地一侧,江南古陆西北缘,其有机质成熟度有降低的趋势,不失为页岩气成藏的有利地带。     

煤层气化工利用技术进展

介绍了国内外煤层气资源的利用现状,重点对煤层气化工利用的几种主要技术途径进行了分析和展望,认为我国煤层气在满足国内燃料市场需求的同时,其化工利用也具有广阔前景;今后应重点发展煤层气制合成气、甲醇下游产品(低碳烯烃、二甲醚等)、煤层气制氢等新型技术,实现煤层气资源合理有效利用。     

中国低煤阶煤层气成藏模式研究

借鉴国外煤层气成藏理论研究的思路和方法,开展了中国低煤阶煤层气藏的地质特征和成藏模式研究.研究表明,中国低煤阶煤层气藏具有煤储层厚度大、含气量低、渗透率易改造、吸附时间短和两个解吸峰值的特征;存在深部承压式超压成藏模式、盆缘缓坡晚期生物气成藏模式及构造高点常规圈闭水动力成藏模式3种低煤阶煤层气成藏模式.在目前技术条件下,构造高点常规圈闭水动力煤层气藏和盆缘缓坡晚期生物煤层气藏是勘探开发的首选目标.     

煤层气开发利用前景诱人

介绍了煤层气开发现状、利用途径和净化提纯技术。指出了煤层气开发利用的重要意义和诱人前景。     

高煤阶与低煤阶煤层气藏物性差异及其成因

利用扫描电镜、煤层气成藏物理模拟及热变模拟实验手段,系统研究了高煤阶、低煤阶煤储层在孔隙特征、渗透性、吸附/解吸特征等方面的根本性差异,并深入剖析了该差异的形成机制。研究结果显示,高煤阶气藏的孔隙度低,渗透性差,吸附平衡时间长且较分散,初期相对解吸率与相对解吸速率低;低煤阶气藏孔隙度高,渗透性好,吸附平衡时间短而集中,初期相对解吸率与相对解吸速率高。煤的化学分子结构、物理结构及显微组分的差异是导致其差异的主要原因。因此,高煤阶煤层气藏解吸效率较低,开发难度较大,而低煤阶煤层气藏开发较容易。同时,构造热事件对高煤阶煤储层的改造作用很显著,有利于高煤阶煤层气藏开发。     

新型煤层气井口套管头的设计研究

传统的煤层气井口环形钢板套管头存在结构不合理,悬挂强度低,经不起井口作业反复撞击,安装时间长,悬挂质量不易保证,只能起悬挂套管作用,不具备油井后续处理功能等问题。为此,研究设计了新型煤层气井口套管头。对新型套管头的关键部位进行设计计算和受力分析,用Pro/E软件建立套管头实体模型,并保存为IGES文件格式,形成相应的三维有限元模型。用ANSYS软件对套管头结构进行有限元分析,结果表明,设计结构满足刚度和强度要求。