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。     

小型轻烃回收装置自凝液制冷工艺及应用

小型轻烃回收装置自凝液制冷工艺设计的指导思想是不设置外冷源,利用自产凝液把制冷系统复叠在小型轻烃回收工艺加工过程中,合二为一。利用小型轻烃回收装置低温分离器自产的凝液将其节流降压,在蒸发器中吸收热介质的热量,自身汽化,汽化后的气体进原料气压缩机与原料气一起增压、冷却冷凝、分离。与外冷源制冷工艺相比,自凝液制冷工艺具有简化工艺、降低能耗、减少投资的优势。自凝液制冷小型轻烃回收工艺适用于富原料气,且原料气体C_3~+含量不能低于25%。组分中C_3~+含量越高,制冷效果越明显。     

小型橇装LNG装置液化工艺对比分析

小型橇装LNG装置具有工艺流程简单、安装搬迁方便、原料气适应性强等特点,对于偏远地区油气回收、海上油气回收、散井气回收以及沼气回收利用等具有重要作用。对目前运行的小型橇装LNG装置所采用的混合冷剂循环制冷(MRC)工艺、N2膨胀制冷工艺、丙烷预冷混合冷剂制冷工艺和高压引射制冷工艺等4种液化工艺,从能耗、核心设备选型、可操作性、可成橇性等方面进行对比分析。通过分析得出,MRC工艺比较适合5×104m3/d及以下规模的橇装天然气液化项目。该研究结果对小型橇装LNG装置液化工艺的选择有借鉴意义。     

利用LNG冷能回收轻烃和BOG的综合工艺系统

目前,中国液化天然气(Liquefied Natural Gas, LNG)进口量已超过天然气进口总量的50%,LNG的组分会因产地不同产生差异,76.6%以上的进口LNG中轻烃摩尔含量超过5%。同时LNG中蕴含大量冷能,利用LNG冷能回收LNG富液中的轻烃,利用效率高达90%。在对现有工艺系统优缺点分析的基础上,提出了一种利用LNG冷能回收轻烃和闪蒸气(Boil-off Gas, BOG)的综合工艺系统,以某LNG接收站LNG富液为例进行了模拟计算,并对关键运行参数进行了分析研究。结果表明,采用新工艺系统,轻烃回收率高达95.7%,单位产品能耗仅688 MJ/ t,同时实现了低能耗回收接收站BOG,新工艺系统各项指标均达到了国内外先进水平。研究结果可为LNG接收站轻烃回收装置建设提供借鉴。     

天然气轻烃回收与提氦联产工艺

为了降低单一提氦过程的能耗和成本,实现冷量的最大化利用,将天然气轻烃回收工艺与提氦工艺有机结合,提出了自产冷剂制冷+膨胀制冷+冷箱集成换热的直接换热(DHX)—闪蒸提氦联产工艺。利用HYSYS软件对联产工艺、DHX轻烃回收和闪蒸提氦单一工艺进行了工艺过程模拟,并分析了关键参数对设备能耗、C3+回收率和粗氦回收率的影响情况,最终确定了DHX塔顶回流温度为-70℃、提氦闪蒸罐进料温度为-166℃等最优工艺参数。模拟计算的结果表明:(1)创新提出的联产工艺使用了自产冷剂循环制冷,有效地集成并回收冷量,针对给定的原料气条件,与单一提氦工艺相比,C3+回收率达到99.11%,并且粗氦回收率也达93.39%,粗氦浓度达38.30%;(2)从经济性和热力学角度的比较结果表明,联产工艺的总压缩功耗比单一工艺低1 118 kW,约低22.20%,单位综合能耗降低约17.27%。结论认为,直接换热(DHX)—闪蒸提氦联产工艺具有较高的经济价值和性能,为轻烃回收和提氦联产工艺的应用提供了范例。     

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。     

海南小型LNG工厂液化工艺方案特点

海南LNG工厂在国内首次利用氮气二级膨胀液化工艺。为此,讨论了海南LNG工厂天然气净化、液化系统技术方案的制订,针对原料气气质特点设计了DGA溶液脱酸工艺和氮气膨胀制冷工艺方案,对其进行了流程模拟计算,得到了各物流节点的设计参数,并计算出了天然气液化流程中压缩机能耗、制冷剂流量、各换热器的换热量等参数。装置运行考核结果表明：该DGA溶液脱酸工艺和氮气膨胀制冷工艺技术运用合理,工艺路线可行,工艺技术指标均达到了设计要求,为其他小型LNG工厂提供了一种新的天然气液化工艺选择方案。     

级联式天然气液化工艺能耗优化

以脱酸、脱水、脱汞等净化处理后的天然气为原料,丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂,采用级联式制冷工艺,利用HYSYS软件建立了天然气液化工艺流程模型。以单位能耗为流程优化的目标函数,各制冷循环的制冷剂压力、温度和循环量作为决策变量,并设定相关约束条件,对液化工艺能耗进行了优化。结果表明:在优化操作条件下,单位能耗为1 301 k J/m~3,压缩机总功耗为90.37 MW,二者分别低于优化前;随着天然气处理量的增加,压缩机功耗增加;当CH_4摩尔分数较高时,功耗相对较低;C_2H_6摩尔分数较高时,功耗相对也较高;N_2摩尔分数较高时,功耗变化不明显。     

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。     

炼油厂干气轻烃分离与LNG冷能利用的集成

中国乙烯装置原料以石脑油等重质原料为主,而原料越重,乙烯成本也就越高。从炼油厂干气中回收轻烃组分可以为乙烯装置提供优质原料,从而能降低乙烯成本,但是轻烃深冷分离工艺中压缩制冷系统能耗很高。液化天然气(LNG)气化过程中释放大量的冷能。为了降低深冷分离所需压缩能耗,以中国国内某炼油化工厂为研究对象,将LNG冷能用于炼油厂干气深冷分离工艺,取代三机压缩制冷系统。结果表明,利用820 t/h的LNG可替代原工艺约14373 kW的冷量负荷,节省约7973 kW的冷剂压缩制冷系统功耗,大幅度降低炼油厂干气深冷分离装置的能耗成本。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。