液化天然气冷能回收系统的设计与优化分析

液化天然气(LNG)在气化过程中释放的冷能通常未被有效利用。提出了制冷与发电相结合的LNG冷能回收系统,可以有效地回收LNG冷能。该系统的结构包括两级有机朗肯循环(ORC)、空调(AC)和直接膨胀循环(DEC)。利用HYSYS软件,对系统性能进行了模拟分析,采用遗传算法(GA)对系统中四元混合工质(甲烷、乙烷、丙烷和异丁烷)配比、蒸发压力、冷凝压力和一级膨胀压力进行了优化,随后对优化方案进行了经济性评价。结果表明,两级ORC最佳的四元混合工质配比(质量分数)前级为28.9%、57.3%、5.5%和8.3%,后级为0.4%、20.3%、56.4%和22.9%。优化方案中,系统的净输出功率可达218.28 kW,LNG冷能利用率、热效率和(火用)效率分别为54.69%、20.89%和41.18%。系统具有良好的经济可行性,经济收益可达160.30×10⁴ CNY,设备的总投资成本为1215.91×10⁴ CNY,平均能源成本为0.63 CNY/(kW·h),预计7.59 a内可收回投资成本。     

不同合成工艺的二氧化碳催化加氢制甲醇装置经济性分析

为研究二氧化碳催化加氢制甲醇规模化装置的经济性，以较有代表性的3种工艺(单塔带循环工艺、双塔带循环工艺和双塔带循环加小合成工艺)为研究对象，以10×10⁴ t/a甲醇产能为例，分别从固定资产投资、公用工程消耗和总成本费用这三方面，对3种工艺的经济性进行了分析和比较。结果表明，双塔带循环工艺较单塔带循环工艺的总成本费用减少5.3%，双塔带循环加小合成工艺较单塔带循环工艺的总成本费用减少9.0%。在总成本费用中，氢气占比为46%～52%，因此氢气是影响总成本费用的决定性因素，当甲醇价格取2696.9 CNY/t，二氧化碳价格小于等于0.4 CNY/m³，氢气价格小于等于0.7 CNY/m³时，双塔带循环加小合成工艺具有经济可行性。     

工业副产醋酸甲酯制醋酸正丙酯工艺设计与优化

工业生产精对苯二甲酸的过程中会产生大量醋酸甲酯。为实现醋酸甲酯的有效利用，提出了一种利用酯交换和反应精馏技术的工艺，将醋酸甲酯和正丙醇转化为高附加值的醋酸正丙酯和甲醇，并进行了稳态建模计算。为降低产品分离过程的公用工程消耗，进一步采用变压精馏和热集成技术，对醋酸甲酯处理量为50 kmol/h的工艺进行了优化设计，并从技术(系统能耗和CO₂排放量)和经济(年均总成本)两方面对优化前后的工艺进行了比较。结果表明，优化前，工艺的系统能耗为7.85 MW,CO₂排放量为1.33×10⁴ t/a，年均总成本为4.71×10⁶ CNY/a；优化后，工艺的系统能耗降至4.44 MW,CO₂排放量降至0.75×10⁴ t/a，年均总成本降至3.29×10⁶ CNY/a。本研究可为醋酸甲酯的高效利用和醋酸正丙酯的工业生产提供参考。     

180×104 t/a甲醇装置合成催化剂国产化应用探析

国内大型甲醇装置主要采用国外甲醇合成工艺包和催化剂,不利于我国现代煤化工技术的长期稳定发展。中国神华煤制油化工有限公司首次在一个产能180×10⁴ t/a的甲醇装置中实现了国产甲醇合成催化剂的应用。对比分析了国外某甲醇合成催化剂(M催化剂)和国内某甲醇合成催化剂(C催化剂)的物化参数、升温还原过程及生产运行情况。结果表明,与M催化剂相比,C催化剂的优点在于活性高(尤其是低温活性突出)、稳定性强、气体单程转化率高,以及副产物和结蜡较少。此外,C催化剂较M催化剂具有更好的节能降耗效果,在设定条件(电价格0.3 CNY/(kW·h)、水价格0.15 CNY/t和蒸汽价格100 CNY/t)下,使用C催化剂可节约667.8×10⁴ CNY/a左右。目前,C催化剂在该装置中已稳定运行超过1年,装置生产负荷接近110%。     

海上油田水平井蒸汽驱工艺研究与先导试验

为探索海上非常规稠油多轮次热采吞吐后有效接替开发方式,以渤海A油田Bm井组为例首次开展了海上油田水平井蒸汽驱先导试验。针对蒸汽驱开发面临井筒安全控制要求高、汽窜防治难度大、设备吊装摆放困难等问题,开展了水平井蒸汽驱关键工艺研究,包括水平井蒸汽驱注热安全控制工艺、高温堵调工艺等,并试制了一套适用于海上的小型化/分段卧式过热蒸汽锅炉及配套水处理设备。水平井蒸汽驱先导试验项目于2020年6月进行现场实施,过热锅炉及配套水处理设备运行平稳,水平井蒸汽驱井口、井下管柱工具性能稳定,现场通过注入泡沫段塞实现了液流调控和化学堵调增效的目的。截至2022年12月底,先导试验累产油20.70×10⁴m³、累增油5.97×10⁴m³,取得了良好的增油效果,为后续渤海油田蒸汽驱扩大应用奠定了基础,可为海上稠油热采高效开发提供借鉴。     

LNG卫星气化站冷能利用技术

我国LNG产业的迅猛发展和天然气管网基础建设的相对落后,使得LNG卫星气化站成为各地主要用气来源之一,其冷能利用受到了越来越多的关注。为此,对LNG冷能的利用方式及工艺进行了研究,论述了LNG卫星站冷能利用项目的特点及其关键的实施技术,开发出了LNG冷能开质低温火用发电工艺,提出了福建德化LNG卫星站冷能利用总体原则流程,结果表明输气规模为16×10⁴ m³/d的LNG卫星气化站其LNG所蕴含的冷能可发电200×10⁴ kWh/a,同时可供1 500 t、10 000 m³果蔬保鲜库、800 m²室内滑冰场、4 500 m²供冷面积冷水空调项目的用冷需要,整个项目年节电效益达600万元人民币。     

热泵及热集成萃取精馏分离异丙醇-水的流程设计与比较

以乙二醇为萃取剂分离异丙醇和水的混合物。为降低能耗、节约成本和减少CO₂排放量，采用热泵和热集成技术强化萃取精馏过程。利用Aspen Plus软件，对常规萃取精馏、热泵萃取精馏和热集成-热泵萃取精馏等工艺进行了模拟和优化。从能耗、年度总费用(TAC)和CO₂排放量等方面对上述工艺进行了评价和比较。结果表明，在相同的设计基础和要求下，压缩机性能系数为10.19的热泵技术能显著降低能耗；与常规萃取精馏相比，热泵萃取精馏方案二节能效率为28%，可减少CO₂排放3.746×10⁶ kg/a，投资回收期为3 a时，TAC可节约0.72×10⁵ USD；充分利用循环萃取剂显热的热集成-热泵萃取精馏更具优势，节能效率达到了35%，可减少CO₂排放8.457×10⁶ kg/a,TAC降低了1.70×10⁵ USD，具有显著的环境效益和经济效益。     

强化生产管理确保冬季天然气保供

2021年12月28日,中国石化天然气分公司天津LNG接收站岗位员工在码头卸料区平台检查设备运行装置。当日是天津LNG接收站投运的第1421天,投运以来强化生产管理、优化工作流程,确保接卸工作安全平稳高效,累计接卸LNG 353船次、2336.4×10⁴ t,累计气化外输天然气255.5×10⁸ m³。     

以太阳能为高温热源的LNG卫星站冷能发电系统

如何高效合理利用LNG所携带的冷能一直是人们关注的话题。为此,对LNG卫星站中LNG冷能利用方式及工艺流程进行了研究。以山东淄博LNG卫星站为例,建立了一种以太阳能加热的水为高温热源,LNG储罐输出的LNG液态工质为低温热源的热力循环发电系统。设计了该系统的工艺参数,计算了该系统日均净发电量和能量利用效率,分析了该系统的经济性和环保效益。结果表明：在日供气量为12×10⁴ m³的山东淄博LNG卫星站中建立该热力循环系统,能量利用效率可超过30%且符合工程实际,年可发电27×10⁴ kW·h,每年带来约30万元的经济效益;同时,还可以节约气化LNG所需的燃料费用6～8万元/a,减少因燃烧煤炭和天然气而带来的400～1 000 kg/a的SO₂排放量和56～146 t/a的CO₂排放量,实现了节能、环保、增效三赢。     

我国中长期石油天然气的多元发展战略建议

世界常规石油可采资源3200×10⁸t,人均53t,我国仅10t/人,是世界平均水平的1/5;世界天然气可采资源量400×10¹²m³,人均6.7×10⁴m³,我国仅0.77×10⁴m³/人,是世界人均水平的1/9。 这个大的宏观环境决定了我国必然是要走“油气能源多元发展”战略的道路。具体来讲,就是一要“立足国内,放眼世界,开源节流,多元发展”;     

萨尔图油田三类油层弱碱三元复合体系性质参数在不同注入阶段的变化规律

用相对分子质量为620×10⁴、700×10⁴（抗盐）、1400×10⁴的聚合物(P₆₂₀、P₇₀₀、P₁₄₀₀)和石油磺酸盐表面活性剂、Na₂CO₃配制弱碱三元复合体系。通过分析萨尔图油田三类油层弱碱三元复合体系在岩心中流动时,不同注入阶段采出液黏度、界面张力、注入压力及阻力系数等参数,得到三元复合体系驱油性质在岩心中的变化规律。结果表明:随着复合体系注入量的增加,表观黏度不断增大;注入后续水时,随着注入量的增加表观黏度升高到最大值后降低,P₆₂₀、P₇₀₀和P₁₄₀₀三元复合体系的最高黏度保留率分别为81.53%、17.22%和12.05%。随着驱替过程的进行,采出液界面张力先降低后升高,P₇₀₀、P₆₂₀界面张力最低值分别为6.59×10^-2和2.38×10^-2mN/m。随P₇₀₀、P₆₂₀、P₁₄₀₀三元复合体系注入量的增加,注入压力先增大并分别达到最大值2.88、0.60、0.87MPa;注入后续水时,注入压力降低。P₆₂₀、P₇₀₀、P₁₄₀₀弱碱三元复合体系的阻力系数分别为75.00、360.00、109.25,残余阻力系数分别为22.25、155.00、28.25。P₆₂₀弱碱三元复合体系在岩心中流动达到稳定时的注入量最小。图3表2参10     

双螺旋转子泵在油田污水处理系统中的应用

油田污水处理站是地面工艺系统的重要站场,污水回收泵是其中主要耗能设备之一。当前在用的污水回收泵为卧式螺杆泵,采取负压回收方式,受采出液特性影响,螺杆泵运行状况不稳定,其表现为故障频繁、能耗高、维修费用高,困扰油田生产。为此,某油田应用双螺旋转子泵替代螺杆泵工艺,更换后,平均单台能耗下降30%,共节省电量约32×10⁴kWh,节约维修成本费用80万元。通过对螺杆泵工艺现状进行客观论述,对双螺旋转子泵应用情况进行客观分析评价,为油田污水回收工艺提供借鉴参考。     

山东武城地热供暖项目建设与实践

“双碳”目标下,2021年冀东油田在山东省德州市武城县建设了首个中国石油域外清洁能源地热供暖项目,建成集中供暖面积235×104m²,后期扩建至310×10⁴m²。文章从地面工程建设布局、抽水回灌试验及实施效果、地质资源评价体系、“6类18项”地热能开发技术运用,以及管理经验等方面进行分析,认真分析武城县地热地质情况,通过地热资源评价,合理制定及实施采灌试验,依托中国石油勘探开发、地质评价及工程建设等地热能开发利用技术优势,进行地热开发工程建设,达到项目建设运行效果,实现政府民生供暖项目保障要求,满足各项地热开发利用规范标准。该项目每年供热量55.656×10⁴GJ,折合标准煤5.417×10⁴t/a,减排CO₂量3.7919×10⁴t/a,为成功实施城区集中供暖清洁替代探索出一条可行路径。     

SHB油田联合站热能系统分析与优化

为进一步减少SHB油田联合站热能消耗，降低运行成本和操作难度，系统归纳SHB联合站热能的消耗量及各用户的使用量，并针对性总结出关于热量供需不平衡的3个主要问题。在此基础上，结合联合站工艺装置特点和生产运行规律，从优化工艺参数、调整生产模式和流程改造建议(热量综合利用)3个方面进行联合站热能利用系统优化。该优化措施已在现场应用，通过工艺参数优化，可减少混烃脱硫塔和液化气塔塔釜用热负荷的11.5%和10.2%；在凝液回收系统停产期间调整生产模式，每月降低自用气消耗4.79×10⁴m³；流程改造还将进一步降低自用气消耗329.9×10⁴m³/a，降本增效效果明显。     

焦炉煤气变压吸附提氢典型工艺及选择

介绍了焦炉煤气变压吸附提氢的主要工艺，包括往复式压缩机提氢、螺杆压缩机提氢、焦炉煤气提氢联产SNG(Substitute natural gas)和蒸汽转化制氢；比较了不同工艺的技术特点、工艺配置和动力设备配置、操作难点和维护难点；计算了各种工艺提氢的运行成本。结果表明，当焦炉煤气价格为0.6 CNY/m³、电价为0.5 CNY/(kW·h)时，上述工艺生产单位氢气的运行成本均在0.7 CNY/m³以下，是比较廉价的氢气来源。其中，往复式压缩机提氢工艺和螺杆压缩机提氢工艺的工艺简单、操作维护难度低，应用更为广泛。     

江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组盐间页岩油资源评价与甜点区预测

中国陆相盆地页岩油资源丰富,页岩油作为国家油气资源接替的新阵地,加强陆相盐湖盆地盐间页岩油资源潜力评价,可为中国东部陆相盆地页岩油勘探提供重要依据。为此,以江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组盐间页岩油为例,突出烃源层系页岩油资源潜力评价的有效性与创新性,优选出以TSM盆地模拟法为主,辅以体积法、热解参数法及资源丰度类比法的页岩油资源评价方法,进一步明确了页岩油资源潜力及有利分布区。潜江凹陷潜江组盐间页岩油资源主要分布在13个单韵律层、1个复韵律层,预测地质资源量8×10⁸ t、技术可采资源量1.26×10⁸ t,其中潜3⁴-10韵律层资源量最大;平面上,预测潜江凹陷中北部是潜江组页岩油勘探有利区,其中,Ⅰ类地质资源量2.43×10⁸ t、技术可采资源量0.38×10⁸ t,Ⅱ类地质资源量5.57×10⁸ t、技术可采资源量0.88×10⁸ t。     

聚驱油气分离站所进入后续水驱后的节能优化措施

某油田某区块2001年开始聚驱开发,目前已全面进入后续水驱阶段,区块内水驱、聚驱转油放水站负荷率分布不均衡,平均负荷率34.2%,设备利用率低、能耗大且腐蚀老化严重,针对5座站场不同的工艺流程,针对性的开展优化合并节能措施,对于站内各容器负荷率均较低的情况实施站内容器设备的连通改造,停运拆除无效设备,针对站与站间负荷率均较低的情况实施站与站的优化合并,取消低负荷站场,将采出液处理统一合并至1座站场内,通过站内、站与站的优化整合,年节约用电672.05×10⁴kWh,年节约用气162.09×10⁴m³,优化岗位员工16人,减少年运行费用640.46万元。     

大型炼化一体化项目炼油加工方案的优化研究

目的 在国内某1 500×10⁴ t/a炼化一体化项目中新建100×10⁴ t/a乙烯裂解装置及80×10⁴ t/a对二甲苯装置,设计与原1 200×10⁴ t/a炼油项目及新建300×10⁴ t/a炼油改扩建项目相匹配。项目实施后,全厂柴汽比偏高,成品油总量偏多;乙烯裂解原料不足,且组分偏重;对二甲苯装置技术路线竞争力较弱,故需解决装置存在的上述问题。方法 确定300×10⁴ t/a炼油改扩建项目采用新增“220×10⁴ t/a柴油加氢裂化+260×10⁴ t/a连续重整”路线对炼油加工方案进行优化,以增产乙烯裂解及对二甲苯原料。结果 与优化前相比,全厂柴汽比由1.74降至1.00,成品油总量减少187.68×10⁴ t/a;乙烯裂解原料总量约降低1.74×10⁴ t/a,但乙烯产品量增加5.61×10⁴ t/a,乙烯裂解原料进一步轻质化;对二甲...     

16×104 m3LNG储罐罐顶气顶升工艺的计算分析

16×10⁴ m³LNG储罐是国际上LNG接收站存储系统的常用储罐,其制作一般采用气顶升工艺。该工艺施工速度快,成本相对较低,但影响因素多、施工难度高、安全风险大,国内项目以前均是由国外工程公司总承包,气顶升方案也均由外方制订,没有给出详细的计算分析过程与步骤,目前,国内施工单位对该工艺的施工一般也是参照国外通俗做法,鲜有详细的计算分析。为此,对大连LNG项目16×10⁴ m³LNG储罐罐顶气顶升工艺方案的供气装置和密封装置进行了计算分析,确定了16×10⁴ m³LNG储罐的施工方案,并以计算分析结果为依据指导实际施工,收效良好,对类似大型LNG储罐罐顶气顶升工艺的设计具有一定参考价值。     

美国常规油气资源现状与未来的勘探潜力

由美国内政部所属的美国地质调查局（USGS）和美国矿产管理署（MMS）对其油气资源现状、构成及未来勘探潜力进行资源评价,结果表明,美国陆上和海域待发现常规技术可采油气资源尚有113.7×108t和14.9×10¹²m³,现有油气田可增加的油气储量105.5×10⁸t和10.2×10¹²m³,另外还有39.7×10⁸t和4.6×10¹²m³的剩余探明油气储量（表1）。