吉拉克凝析气田地面工艺技术

吉拉克气田位于新疆轮台县境内，是中国石油塔里木油田分公司早期发现的高压、高产凝析气田，油气资源比较丰富，是“西气东输”工程的主要气源之一。在概述吉拉克凝析气田地面工程基本情况的基础上，详细介绍了凝析气的集输工艺、制冷回收轻烃和凝析油稳定工艺，并列出了单位能耗指标。经过多方案比较最终确定：①集气部分采用适当高压保温集输或加热节流后集输进站，合理利用压力能可以保证站内凝析气处理时最大限度的节能；②石炭系和三叠系凝析气采用分别处理的生产工艺；③合理确定丙烷收率为85%，既有良好的经济效益又可节约能源。该工程于2005年5月1～9日一次投产成功，已创造了可观的经济和社会效益。     

雅克拉凝析气田地面集输与处理工艺技术

雅克拉凝析气田于2005年正式投入开发，建成处理量为260×10⁴m³/d的集气处理站。该站系统压力高、工艺简单可靠、压力等级确定合理、轻烃回收率高、适应性强、能耗低，自2005年11月一次投产成功后长期平稳运行，C³回收率已达95％，创造了巨大的经济效益和社会效益。为此，介绍了有关凝析气集输与处理工艺，其中处理装置应用的高压分子筛脱水工艺、直接换热工艺回收轻烃、多级闪蒸+精馏凝析油稳定工艺、凝析液烃梯级回收等工艺技术先进、成熟、可靠，具有参考应用价值。     

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。     

牙喻凝析气田地面工艺技术特点

牙哈凝析气田是目前已开发的国内陆上储量最大、压力最高的高产凝析气田，也是第一个采用循环注气保持地层压力开采的整装凝析气田。介绍了牙哈凝析气田地面工艺中高压注气、凝析气集输和凝析气处理等工艺特点。经过两年多运转实践，证明牙哈凝析气田地面工艺简单、实用、经济、可靠，取得了很好的经济效益和社会效益．     

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温八块油气藏位于新疆吐鲁番地区鄯善县七克台镇附近，与温吉桑、米登油田邻近，属于温吉桑构造带。该油气藏是一个带油环的凝析气藏，自1993年8月W8－45井投产试采以业，堆止1996年12月止，有近4年的油环开发历史。随着鄯乌输气工程即将投运，温八块凝析气的开发成为研究的难点。文章在充分研究吐哈油田温八油气藏地质及开发特征的基础上，应用全组分模型，模拟计算了开采方式，开发层系、井网、井口压力、采气速度及规划配等因素对开发效果的影响，通过技术指标对比分析，优选出实施方案 ，配合丘东凝析气田，为吐哈凝析气地面轻烃回收和地面开发工程提供了依据。     

吉拉克凝析气田地面工艺技术

吉拉克凝析气田的井流物来源及井流物组分在同类气田中最为复杂。针对须同时处理三叠系、石炭系和吉南4这3个不同地质层系的井物流的的问题,在集中处理站的设计中,分别采用了丙烷辅助致冷与膨胀机致冷相结合的方法和J-T阀节流致冷两种不同的凝析气处理工艺。论述了吉拉克凝析气田地面工程方案及设计方法的优化方法,并阐述了设计系数的选取、设计成果的验证等内容。     

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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。     

雅克拉——大涝坝凝析气田轻烃回收现状

雅克拉——大涝坝凝析气田相继建立了雅克拉、大涝坝两座集气处理站,两站天然气处理主要以轻烃回收为目的,雅克拉轻烃回收装置处理规模为260×104m3／d,大涝坝轻烃回收装置处理规模为25×104m3／d。两轻烃回收装置通过工艺调参、工艺优化等关键技术手段,提高了装置轻烃回收率,产生了较大的经济效益。     

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。     

凝析油回收和天然气液化动态仿真模拟

焦汤绝热节流和透平机是凝析气轻烃回收和天然气液化的主要设备。给出了新的考虑效率核算的凝析气轻烃回收和天然气液化二级低温动态仿真模拟模型,利用PR方程对某凝析气藏地面工艺中的绝热节流膨胀和透平膨胀深冷分离过程进行了仿真模拟。结果表明,该方法可以较好地描述焦-汤绝热节流和透平膨胀过程。     

柴油加氢装置改为柴油-喷气燃料切换加氢装置

为适应生产发展需要,镇海炼油化工股份有限公司将一套柴油加氢精制装置改造为柴油-喷气燃料切换加氢精制装置。在改造中,主要对新氢流量控制流程和影响硫化氢汽提塔汽提效果的换热流程进行了优化改造(增加跨线),投资省(总投资约130×104RMB￥)。但改造后装置生产的喷气燃料银片腐蚀不合格,主要是设备系统内部脏、硫化氢汽提塔进料温度低、回流罐温度过低和产品分馏塔底产品带水等原因造成的,在操作上采取措施后,装置生产出了合格产品。生产实践表明,这次改造是成功的。     

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。     

丙烷制冷系统改造运行效果及水露点分析

苏里格气田天然气中含水和凝析油,基本不合硫等,苏里格第一天然气处理厂通过丙烷制冷低温分离工艺进行脱水脱烃,使露点达到国家二级气质标准要求,直接进入管道输送。苏里格气田在2002年先导性开发试验中,采用高压节流降温低温分离工艺取得了良好的效果。由于苏里格气田属于低压低产气田,单井压力下降快,2003年在原流程上增加了氨制冷设备,采用冷却法实现低温分离。现处理厂首先采用管壳式换热器利用净化后的产品气对原料气进行换热,再采用丙烷制冷方法来进一步进行降温来实现低温分离。现对丙烷制冷设备的现场运行情况进行分析,并针对运行中出现的问题提出整改的措施来保证以后生产的平稳运行。     

CNPC Poised for Ambitious Offshore Oil Operation

To tap the offshore oil and gas resources, China National Petroleum Corporation (CNPC)established an offshore oil engineering subsidiary - China National Petroleum Offshore Engineering Co Ltd (CNPOEC) - on November 3, 2004, a substantial move towards deep-sea oil operation four months after the oil giant was licensed to conduct exploration and development in 18 blocks in the South China Sea region in early July upon approval from the Chinese government.     

FCC装置采用两段提升管技术及扩能的改造设计

介绍了对中国石油天然气股份有限公司锦西石化分公司1987年投产的0.8 Mt/a馏分油催化裂化装置,采用两段提升管催化裂化工艺技术及扩能改造的情况,以及改造后的标定结果.通过对反应再生、分馏、吸收稳定、主风机-烟气轮机机组、脱硫、余热锅炉等部分的改造,装置在掺炼20%渣油又将加工能力由0.8 Mt/a提高到1.0 Mt/a的情况下,轻质油收率基本上达到改造前的水平,干气产率比改造前明显降低,柴油产率比改造前有大幅度提高.由于换热流程的优化以及与0.3 Mt/a气体分馏装置实现了热联合,装置的能耗大为降低.     

凝析油加氢装置生产低硫柴油及精制石脑油长周期运行分析

福建福海创石油化工有限公司5.0 Mt/a凝析油加氢装置通过全馏分加氢脱硫、脱氮和物理分离的方法连续稳定地生产出精制石脑油和低硫柴油产品。长周期工业应用结果表明：采用催化剂HR-608,通过对不同凝析油进行试验,全馏分凝析油加氢后可以生产符合重整装置进料要求的精制石脑油和低硫国Ⅵ柴油组分,精制石脑油能保证重整装置稳定运行。由此可见,通过对凝析油加氢装置生产工艺条件的优化,可以实现有效降低凝析油中的硫、氮含量,生产出硫质量分数小于3.0μg/g的精制凝析油产品,取得预期的技术效果。凝析油加氢过程放热量低,燃料气和高压蒸汽消耗在装置总能耗中占比较高,通过优化加热炉对流段取热量、排烟温度、加热炉氧含量及汽提塔塔底温度和回流量等参数,达到提高加热炉效率和降低高压蒸汽消耗的目的,从而降低装置能耗。     

塔里木盆地凝析油气及其运移模式

依据物系(如地下烃类体系)存在状态的内、外因条件和原理,结合塔里木盆地地质、物探、地化、测试等有关资料和国内外研究成果,论述了该盆地已知油气田(藏)地下烃类体系主要赋存形式,以及油气运移的可能模式。地下烃类主要以凝析气或者带轻质油环、或底油的凝析气形式赋存在凝析油气田(藏)中。在低地温、油气生成门限和生成高峰埋深大的特定地质条件下,初次运移是以微裂隙作为主要排出途径,二次运移以油溶于气和游离态油相为主。     

国内最大的蜡油加氢脱硫装置的设计和多方案运行

介绍了镇海炼油化工股份有限公司1．80Mt／a蜡油加氢脱硫装置的设计概况(主要技术特点、原料和产品性质、操作条件、物料平衡以及主要设备等)，简述了含硫蜡油原料自身部分硫化技术。多方案生产表明：该装置在不掺脱沥青油(DAO)及掺DAO条件下可生产重整料、精制柴油、精制蜡油；在掺DAO条件下可生产汽油、白油、精制蜡油；以伊朗轻质油的直馏含硫蜡油(VGO)、DAO、焦化轻重蜡油(CGO)混合油为原料，可生产汽油、精制柴油、精制蜡油。     

Thermohydraulic Efficiency of Heat Exchange of Gas Heat Carriers Under Different Temperature Conditions

Chemical and Petroleum Engineering - The results of analysis of thermohydraulic efficiency of the process of heat exchange of gas heat carriers under different temperature conditions are presented....