天然气净化厂蒸发结晶装置的试运分析

为保证蒸发结晶装置投产顺利,考虑到投产时间的紧迫性、试运投入的经济性、结晶排盐的快捷性等因素,通过分析装置工艺流程特点,有针对性地制定了析盐试运方案并实施。试运结果表明:试运方案切实可行,试运调试流程可靠,达到了析盐试运预期要求。试运中需重点关注并适时调试各效蒸发室液位及压力、各效料液及二次蒸汽温度、各效平衡桶液位、闪发桶液位等工艺参数,并明确合理的料液取样操作方法及排盐操作要求。     

蒸汽冷凝液回收装置常见故障处理措施

大庆石化公司腈纶厂蒸发线为五效蒸发装置,热源为0.4MPa的生蒸汽,各效(末效除外)的二次蒸汽大部分作为下一效蒸发器的加热蒸汽,少部分被引出用于预热原料。为及时排出生蒸汽形成的冷凝液,保证生蒸汽稳定加入及蒸发过程平稳,在蒸发线的一效设有蒸汽冷凝液回收装置,可将生蒸汽的冷凝液送至装置外的系统管网,实现余热的利用[1]。1设备工作原理蒸汽冷凝液回收装置由上、下罐组成,有管线相连,底     

简论过量洗效水对烧碱蒸发的影响

<正> 蒸发的主要作用是用外加蒸汽加热蒸出原料电解液中的水份,使其中的NaCl逐步结晶析出而与碱液分离,碱液经浓缩精制而达到成品碱质的要求。但蒸发过程中总会有部分结晶盐附着在设备与管道壁上而影响蒸发过程的稳定进行。因此,需定时向系统加水进行冲洗与洗效,使结晶盐溶解而改善蒸发系统的传热状况和物料通过能力,向系统加水进行冲洗与洗效虽有助于蒸发过程的稳定进行,但又必须严格控制加水量,因为过量的洗效水会打乱蒸发系统的正常运行规律而使蒸发生产陷入困境。为此,本文在定量分析的基础上简要论述了过量洗效水对烧碱蒸发的不利影响。     

污水汽提装置氨精制系统技术改造

某石化公司污水汽提装置氨精制系统原来采用氨压缩工艺流程生产液氨,由于存在氨精制塔温度难以控制、氨压缩机泄漏严重等问题而无法正常运行。将工艺流程改造为氨水精馏法并更换氨液循环泵密封后,氨精制系统实现正常运行,15%氨水产量1.46万t/a,产值1167.7万元/a。目前存在氨液循环泵易抽空、液氨产品外观不合格(颜色发红)、液氨外送泵密封泄漏等问题。     

乙二醇装置中多效蒸发的塔系布置及其配管研究

首先介绍了乙二醇在工业中的用途及制备方法,然后说明了环氧乙烷水合法制备EG(乙二醇)装置中多效蒸发系统的工艺流程,并分析了设备布置方案。根据泵的最小汽蚀余量得出最后真空效再沸器凝液罐的安装高度,结合凝液罐间工艺安装高度的要求,从而推算出前面几效凝液罐的安装高度,之后进一步计算得出再沸器和多效塔的最小安装高度。由此实现在满足工艺条件和配管要求的同时,最大限度地降低多效塔裙座和设备框架的结构高度,以此优化乙二醇装置中多效蒸发系统的设计。     

甲醇回收装置料液发泡原因分析

泡沫排水采气中泡排剂的加入,使得甲醇回收装置料液起泡,导致装置运行不稳定等问题。通过室内试验,依次研究了含醇污水矿化度、甲醇含量、pH值、凝析油含量以及温度对甲醇回收装置料液起泡的影响。结果表明:矿化度和pH值对料液起泡影响不大,甲醇含量、凝析油含量和温度是甲醇回收装置料液起泡主要影响因素。为制定消除甲醇回收装置料液发泡对策提供技术支撑。     

超滤+反渗透+三效蒸发器污水处理工艺在天然气处理终端的应用

为实现天然气陆上处理终端循环水污水零排放,对常规循环水处理工艺进行改进,采用"多介质过滤器+超滤+反渗透+三效蒸发器"工艺。介绍了该工艺的工艺流程、主要装置和参数。该新型循环水排污处理系统经过现场试运,运行平稳,各项指标均达到了设计要求,实现了经超滤装置、反渗透装置处理合格的清水输送至循环水池最终回用的目的,含盐量较高的浓水经过三效蒸发装置的处理,最终实现产出的结晶盐外运,使水资源得以充分利用,既避免了污水排放对环境造成的影响,又节约了大量了清水资源。     

脱硫装置贫液泵试运行故障分析与研究

贫液泵是用于天然气脱硫装置脱硫剂循环的关键设备。在川科脱硫装置投产试运行期间,贫液泵出现振动较大、过载停机等故障,影响了脱硫装置的正常调试运行。通过采用全面系统的分析方法,根据贫液泵现场故障现象,分析了引起故障的原因,并提出了解决方案。     

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品 蒸发结晶污水处理装置

<正>功能及组成适用于油气田污水处理。装置为油气田污水零排放处理系统的深度处理单元。装置由泵、离心机、蒸发室、加热室、循环管、平衡桶、阀门及相应管路等组成。技术特点适用介质:油气田生产污水、气田采出水、生活污水等。进水条件:流量5~500 m~3/h,压力0.4 MPa,温度100℃。处理效果:污水回收率100%,出水水质达到GB/T 19923-2005《城市污水再生利用工业用水水质》冷却水水质指标。     

高矿化度盐水钻井完井液损害气层防治方法

盐水钻井液完井液对防止地层中盐层溶解、粘土水化膨胀分散而导致井壁不稳定和储层产生水敏损害具有很好的作用。室内试验结果表明，高矿化度盐水钻井完井液对气层的渗透率产生严重损害，损害率在90％以上；无固相的高矿化度盐水压井液对气层渗透率的损害率达80％左右。通过研究其损害机理，损害的主要原因是高矿化度盐水钻井液完井液中的盐组分在干气返排过程中的结晶堵塞问题。提出了防治高矿化度盐水钻井完井液和射孔压井液损害气层的技术对策，即，调整井身结构，用套管将盐膏层封隔，将钻井液矿化度降低到气层的临界矿化度再钻开储层，能有效地防止钻井液的盐结晶损害；现场施工中，可以在射孔压井液前打入一段盐结晶溶解液作为前置液，投产返排时，天然气驱替前置液，前置液驱替进入储层的射孔液，这样在射孔液还没有析出盐结晶前，就被驱出了气层，从而消除了高密度盐水射孔液盐结晶损害气层问题，达到保护气层的目的。     

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。     

中国页岩气开发进展、潜力及前景

中国作为北美之外最大的页岩气生产国,随着页岩气勘探开发的持续快速推进,在埋深3 500 m以浅的海相页岩区已经建成200×10~8 m~3的页岩气年产规模。未来全国埋深3 500 m以浅页岩气能否继续稳产上产、埋深超过3 500 m的深层页岩气的开发潜力如何,既是评价和判断未来中国页岩气资源开发潜力和发展前景等的前提,也是决定能否在川渝地区建成"天然气大庆"的关键。为此,通过总结中国页岩气理论认识和工程技术发展成果,分析页岩气资源的开发潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①在页岩气理论体系方面,明确了海相深水陆棚笔石黑色页岩形成条件及页岩气富集机理,建立了"甜点区"和"甜点段"地质理论,初步构建基于"人造气藏"的页岩气开发理论,建立了四川盆地南部地区深层优质页岩厚度大、保存条件好、发育微裂缝与超压的页岩气富集高产模式;②在页岩气工程技术方面,水平井多段压裂等关键工程技术实现了跨代发展,支撑了中国仅用6年时间就实现了页岩气年产100×10~8 m~3、其后又用2年时间实现了年产200×10~8 m~3的历史性跨越;③在页岩气资源方面,明确了四川盆地中浅层海相页岩气是产业发展的"压舱石",而深层海相页岩气则是未来产量增长的主体,以川南海相页岩为重点具备还可探明页岩气地质储量超6×10~(12) m~3的资源条件,可以支持页岩气产量持续快速增长。结论认为,通过加快对于埋深3 500～4 000 m页岩气资源的开发,2025年全国页岩气年产量可以达到300×10~8 m~3;考虑到埋深4 000～4 500 m页岩气资源开发突破难度较大,2030年页岩气有望落实的年产量为350×10~8～400×10~8 m~3。     

元坝气田超深酸性气藏完井投产关键技术

元坝气田是中石化继普光气田后在四川盆地发现的又一个千亿立方米级储量的大型气田,也是国内目前埋藏最深的海相碳酸盐岩酸性气藏。其主力储层上二叠统长兴组具有超深、高温、高含硫、富含CO_2、气水关系复杂等特征,完井作业面临的工程地质条件复杂,井型及完井方式多样,作业难度大。为此,中石化西南石油工程有限公司通过攻关研究及实践,形成了完井试气及地面控制、深度酸压改造、元坝超深小井眼井筒处理、微牙痕上扣及气密封检测、安全管控等一系列完井投产关键配套技术,攻克了气田开发过程中的管柱防腐、储层深度酸化压裂、高产测试、安全管控等世界级完井投产工程技术难题,成功应用近40口井,为该气田34×10~8 m~3天然气产能建设目标的完成提供了重要的技术支撑。     

长庆油田天然气勘探开发进展与“十三五”发展方向

2013年中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田)在鄂尔多斯盆地建成我国最大的油气生产基地,2015年长庆油田天然气产量达到375×108 m~3。为了持续稳产和提质增效,首先总结了"十二五"期间长庆油田天然气勘探开发的成果,分析了天然气发展的有利条件:1天然气资源丰富;2勘探开发主体技术日趋成熟;3精细化管理水平不断提升;4天然气市场需求潜力大。然后梳理了长庆油田天然气发展所面临的挑战:1资源劣质化趋势明显;2已开发气田稳产能力减弱;3低产井随时间延长不断增多;4天然气市场供需矛盾显现。进而指出了"十三五"期间长庆油田天然气勘探开发的发展方向和目标:1天然气勘探围绕上古生界致密气、下古生界碳酸盐岩和新区新领域3个层次展开,实现天然气储量的快速增长及勘探领域的有序接替;2合理进行开发规划,重点做好老气田稳产工作,提高致密气采收率,加强新区产能建设,实现长庆气区天然气年产量稳中有升;3预计到"十三五"末,长庆油田天然气年产量将达到400×108 m~3。     

苏里格气田压裂返排液回收处理方法

为了实现气田高效经济开发,对鄂尔多斯盆地苏里格气田低渗透致密砂岩气藏采用了集群化布井和工厂化压裂技术,但井组集中压裂会导致作业现场短期内排液量急剧增加,环境保护形势严峻。为此,针对该气田压裂试气作业的特点,并结合其地形地貌特征等因素,研究形成了适合于苏里格气田的压裂返排液回收处理方法：①就井间压裂液回收再利用方面,形成了以多效表面活性聚合物可回收压裂液体系为核心的高效井间压裂返排液回收再利用技术,解决了常规胍胶压裂液体系处理效率低的难题;②针对井场末端液体回收处理难题,形成了以“混凝沉淀、过滤杀菌、污泥脱水”为主体的压裂返排液精细回收处理技术。该压裂返排液回收处理方法提高了现场水资源的利用率,并缓解了作业环保压力。2014年现场试验10个井组62口井,累计回收处理返排液32 980 m³,其中实现重复利用17 160 m³,回收再利用率超过70%,取得了显著的社会经济效益。     

三甘醇脱水技术在元坝气田净化装置中的应用

针对水摩尔分数约为0.09%、体积流量为9.6×10⁴~10.6×10⁴ m³/h的湿净化气,三甘醇(TEG)循环量为2.50~2.85 t/h,外输产品气水露点在-19℃以下,满足水露点要求。当TEG重沸器蒸汽用量为529~549 kg/h时,再生后TEG质量分数从96.9%升至99.7%。为了避免TEG再生热源不稳定、贫溶剂后冷管式换热器结垢严重等工艺缺陷,对脱水工艺进行了优化:①以自产表压为3.8 MPa的中压蒸汽为热源,确保TEG再生温度稳定,并使其易于调节,拟合蒸汽用量与TEG重沸器温度关系曲线;②采用富TEG未预热直接闪蒸工艺,减少富液预热过程,去除富TEG中大部分轻烃组分,在满足脱水单元要求的同时,减小能耗和节约成本;③将TEG贫液后冷器由管壳式换热器更换为不锈钢材质的波纹板式换热器,更换后换热器长时间运行平稳,减少了换热器配件的更换频次。     

气井络合铁脱硫工艺运行评价与优化

络合铁脱硫工艺正逐步在天然气净化处理领域开展工业化应用,但在运行控制的最优性能评价方面,没有成熟的理论依据。利用脱硫工艺的化学原理、气质组分及二价铁离子(Fe²⁺)等常规检测参数,建立硫磺产量、三价铁离子(Fe³⁺)需求量、系统循环量、铁盐日常添加量、铁离子再生率的理论计算式,为系统工艺运行评价提供最优的理论值。并运用理论计算成果,对CK1井络合铁脱硫工业应用开展运行分析,指出该装置工艺运行应在减少铁盐额外损失、降低硫膏含水率、提高铁离子氧化再生率三个方向进行攻关优化。通过药剂调整优化,系统运行效果显著提升。     

四川盆地及其周缘页岩气勘探开发现状、潜力与展望

历经10余年的探索与发展,中国南方地区已全面进入中浅层海相页岩气规模效益开发阶段,综合评价四川盆地及其周缘页岩气勘探开发潜力和发展前景,是关乎四川盆地能否建成"天然气大庆"的关键。为了给下一步的页岩气勘探开发提供理论支持,通过系统总结四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发理论和成效,分析了中国南方页岩气勘探开发现状与潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①川南地区4 500 m以浅五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源量为3.7×10~(12)m~3,其中可采储量超过2×10~(12)m~3,具备建成1 000×10~8m~3页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力,中国石油天然气股份有限公司迄今已累计提交页岩气探明地质储量1.061×10~(12)m~3,并建成百亿立方米年产量页岩气大气区;②渝东北—鄂西地区、川西南—滇东北复杂构造区五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源潜力较好,亦具有良好的勘探开发前景;③四川盆地及其周缘具有三套后备页岩气层系,即下寒武统筇竹寺组海相页岩、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩和下侏罗统自流井组陆相页岩,其中筇竹寺组海相页岩在绵阳—长宁拉张槽内优质页岩厚度较大、压力较高、孔隙较发育,是下一步页岩气勘探开发的重点,而川中—川东北地区自流井组大安寨段陆相页岩也具有一定的页岩油气勘探开发潜力。     

砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题,综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素,建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法,分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层,开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验,记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征,在此基础上,采用充注实验与核磁共振实验结合的方法,对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气,源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征,进气门限压力与储层渗透率关系密切,建立了门限压力与渗透率关系图版;②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律,拟合了含气饱和度经验计算公式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例,通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比,建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版,为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导;③以取心井为基础,根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数,建立不同渗透率储层储量辟分方法,为储量分类评价提供了依据。     

固定床反应器内构件-喷射型分配器性能的计算流体力学研究

采用欧拉两相流模型和标准的k-ε湍流模型,建立了一种喷射型分配器的数学模型。在对喷射型分配器基本构型进行模拟分析的基础上,从操作弹性和物性适应性等角度分析了分配器的性能,分析了液相密度、液相黏度和气相密度对分配器性能的影响。结果表明：喷射型分配器能够适应液相进料在某套加氢工艺装置设计负荷的60%~110%范围内的波动;分配器对气 液相物性的适应性较好,能够适用于高黏度油品,当液相密度低于800 kg/m³、气相密度低于30 kg/m³时,能够实现良好的液相分布效果。