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。     

轻烃回收装置中DHX工艺的应用

目前国内油气田大部分轻烃回收装置主要以回收C3+,生产液化石油气等产品为设计目标。DHX工艺作为一种在不回收C2情况下,能大副提高C3收率的轻烃回收新工艺,在近年国内引进的几套轻烃回收装置中被广泛采用。从运行情况看,DHX工艺冷量利用合理,在提高装置C3收率方面效果显著。文章介绍了DHX工艺的适用范围。     

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...     

天然气液化与轻烃回收联产工艺研究

在分析天然气液化、轻烃回收工艺共同点的基础上,提出将混合制冷循环(MRC)天然气液化与吸收塔(DHX塔)轻烃回收等传统工艺结合的联产工艺,用液化过程的混合制冷循环为轻烃回收提供冷量,同时通过轻烃回收过程对原料气中的重组分进行分离、加工。为进一步研究联产工艺在提高产量、降低能耗方面的优势以及适用气质,利用HYSYS分别对7组不同原料气的联产工艺和传统工艺进行模拟。结果显示,在所有气质条件下,两种工艺的C_3收率、液化石油气产量、稳定轻油产量基本相等,联产工艺可提高液化过程重组分分离效率,使LNG中C_3摩尔分数≤0.3%。联产工艺生产一、二级LNG分别要求原料气中C_1、C_2摩尔分数y(C_1)/y(C_2)≥5.67、y(C_1)/y(C_2)≥3。同时,联产工艺适用于C_2~+摩尔分数≥7%的原料气,在该条件下,LNG产量提高约71.89%,单位能耗降低约17.66%。     

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。     

基于DHX工艺的伴生气处理工艺能耗分析与研究

随着环保、节能要求的不断提高,油田伴生气回收利用逐步趋于完善。为提高伴生气回收装置的运行效率,提高C⁺₃收率的同时降低设备能耗,采用HYSYS软件对直接换热(Direct Heat Exchange, DHX)工艺的运行参数与能耗和C⁺₃收率的相关性进行模拟研究、分析规律,并通过现场实践验证模拟数据与现场运行数据的相关性。验证表明,压力与温度的变化均会对轻烃回收系统的能耗和收率有明显影响：当系统压力为1.8 MPa、低温分离器冷凝温度为-42℃、DHX塔回流温度为-58℃时,DHX工艺从设备能耗、C⁺₃收率方面可达到最优效果,全年可实现轻烃增产233.6 t、节能降耗7 008 kW·h。研究结果表明,软件模拟与现场验证相结合的试验方法可有效应用于轻烃回收过程中的参数优化、节能降耗、提质增效等方面研究,DHX工艺能耗分析及节能研究对轻烃生产具有一定指导意义。     

对轻烃回收装置直接换热工艺原理的认识与分析

以回收C3 为目的轻烃装置采用DHX工艺(DHX塔闪蒸 脱乙烷塔分馏)后,在相同工况下能使C2获得更高冷凝率,并通过液态乙烷的制冷剂(汽化制冷)和吸收剂作用使C3 收率大幅提高,达到节能降耗的同时也提高了C3 收率.本文在分析了国内DHX工艺运用的基础上,通过工艺过程分析,对DHX工艺原理、技术特点作了进一步的总结认识,对DHX工艺的推广应用具有一定参考价值.     

市场动态信息

合作 新疆天然气轻烃回收项目寻求合作 阿克苏地区是塔里木石油天然气开发的主战场,目前境内已探明13个油气田,有油气井315口,含油气面积1076.4平方千米。阿克苏地区天然气轻烃回收工程能够日处理天然气10万立方米,年产轻烃(液化石油气、轻质油)3万吨。装置采用橇装式,便于移动,就近设置在油气井旁     

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...     

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。     

小型液化天然气生产装置

介绍了目前国内外小型液化天然气(LNG)的生产装置及其液化工艺现状。重点介绍了俄罗斯近年来在天然气加气站和配气站,利用天然气压差能量膨胀制冷生产LNG的技术。建议建设此类工艺的小型LNG生产装置。     

用于燃气调峰和轻烃回收的管道天然气液化流程

管道天然气的长途输送一般都采用高压管输的方式，高压天然气经各地的调压站降压后才能供应给普通用户使用，调压过程中会有大量的压力能损失。为解决城市燃气用户特有的用气不均匀性问题，介绍了一种利用高压天然气调压过程的压力能膨胀制冷的管道天然气液化流程。应用该流程可以将管道里的一部分天然气液化制成LNG并储存起来，在用气高峰时将储存的LNG再汽化以增加供气量，满足下游用户的需求。这样能够增强燃气企业的“调峰”能力，有利于天然气管网的平稳运行。同时，利用该流程还可以回收天然气中的轻烃资源，为石化工业提供优质的化工原料。     

油田伴生气液化利用探讨

油田伴生气的合理利用可以减小直接燃放造成的一次性能源浪费,同时创造新的经济价值。国内城市燃气的快速发展对LNG的需求量不断增加。建立液化天然气(LNG)工厂,将LNG作为城市燃气气源成为伴生天然气利用的一个新途径。本文结合某油田的实际情况,考虑了建立LNG工厂及配套系统设施的可行性,通过分析指出该项目具有良好的经济性和市场前景。     

气体膨胀式天然气带压液化流程的设计与优化

天然气带压液化（PLNG）技术可在较高的压力和温度下储存液化天然气,为海上天然气的液化提供了可能,但对于PLNG流程的相关运行参数、性能优化方面的研究几乎还未见报道。为此,借鉴气体膨胀式天然气液化系统的优点,针对CO₂含量较低的海上天然气设计了一种气体膨胀天然气带压液化流程,并利用HYSYS软件进行了模拟和优化。结果表明：①分别采用N₂、50% N₂+50% CH₄、CH₄作为制冷剂,以产品LNG的单位能耗为衡量指标,对流程的4个关键参数（进口天然气压力、LNG储存压力、气体制冷剂膨胀前压力及气体制冷剂膨胀前预冷温度）进行了优化分析,并得到了它们的最优值;②比较了N₂、50% N₂+50% CH₄、CH₄分别作为制冷剂时,流程的能耗情况,发现CH₄是能耗最低的制冷剂;③将优化后的氮膨胀天然气带压液化流程与常规氮膨胀天然气液化流程进行比较,结果表明前者不仅占地面积小、流程简单、设备初始投资低,而且运行工况更优良、能耗更低（仅为0.218 9 kWh/m³,比常规流程的能耗降低了46%）。     

2×104m3/d��Ȼ��Һ��װ�õ���Ƽ�����

文章介绍 1999年 1月建成投运的 2× 10 4m3 /d“陕北气田液化天然气示范工程”是发展我国LNG工业的先导工程 ,也是我国第一座小型LNG工业化装置。该装置的主要特点是 :①采用天然气膨胀制冷循环 ;②采用低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化 ;③采用气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷 ;④采用燃气机作为循环压缩机的动力源 ;⑤利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。本装置设备全部国产化。该装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产LNG提供了经验。     

Use of piston expanders in plants utilizing energy of compressed natural gas

A comparative analysis has been performed of the suitability of using turbo-and piston (reciprocating) expanders in low-consumption units of natural gas liquefaction plants operating at an initial pressure p_i = 3–5 MPa. Two versions have been investigated: 1) monoblock (single-block) expander-compressor unit (ECU) consisting of a turboexpander and a turbocompressor and 2) expander-generator unit (EGU) consisting of a piston expander and a generating engine. The merits and demerits of both versions have been indicated. It has been shown that in the liquefied natural gas (LNG) output range m_LNG ≤ 1.0–1.5 ton/h use of EGU is preferable because it ensures partial recovery of power expended for compressing and movement of natural gas in trunk pipelines. Based on an analysis of domestic opposite compressors pressed into production, it has been concluded that it is possible to build efficient EGU on Y-and E-like bases for plants producing up to 5 ton/h of LNG with a power recovery of up to 1 MW.     

基于混合冷剂外冷的分输站压差液化天然气研究

为了提高利用分输站压差制冷液化天然气工艺的液化率,该工艺增加了混合冷剂外冷,其液化流程可分为膨胀前预冷液化天然气流程和膨胀后外冷液化天然气流程。对两种工艺流程建立最大年均利润总额目标函数,并对其自由度敏感性进行分析。通过实例分析计算得出,分输站利用压差液化天然气工艺采用膨胀前预冷比膨胀后外冷经济效益更高。     

液化天然气建设项目环境影响评价中工程分析的要点研究

2013年6月18日至6月20日,中国石油西南油气田举办了全国首届天然气质量与计量学术论坛。此次论坛旨在探讨我国天然气质量与计量技术、标准化以及未来天然气计量技术进步发展概况,展望中国天然气工业的蓬勃发展前景。会上,来自全国各地专家学者围绕"天然气上游领域分析和测量技术"、"天然气能量计量技术"、"天然气质量控制技术及标准化"、"天然气计量技术及标准化"4个专业领域进行了学术交流。     

CⅡ法天然气液化HYSYS软件模拟计算

上海浦东LNG装置是我国第一座CII法的调峰型天然气液化装置,采用法国燃气公司新型混合冷剂制冷流程,该流程代表了目前国际上天然气液化流程的发展趋势,其设计目的是为液化装置提供投资少、运行成本低的流程。对于该装置的模拟计算不仅可对天然气液化的设计提供参考,还可以对装置的生产状况通过模拟计算进行分析,对设计和生产都有一定的借鉴意义。     

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。