含氧煤层气直接液化工艺能耗比较研究

利用HYSYS软件,对甲烷含量30%~35%的高浓度含氧煤层气直接液化工艺流程进行模拟,并比较级联式制冷、氮气膨胀制冷、多级混合冷剂制冷3种工艺条件下LNG单位产品液化能耗,结果表明级联式制冷能耗最低为0.898 k Wh/Nm3。对甲烷浓度在30%~35%的含氧煤层气,其实际单位产品液化能耗大于1.5 k Wh/Nm3,与目前已有的装置运行参数吻合。     

含氧煤层气脱氧液化系统爆炸危险性分析

本文对一种含氧煤层气脱氧液化过程的工艺流程进行了简单描述。在理论分析的基础上,对整个脱氧液化工程各环节进行了爆炸危险性分析,并提出了相应安全对策及措施,为安全合理的开发利用含氧煤层气提供了有力依据。     

低浓度煤层气含氧液化冷箱试验参数研究

根据低浓度煤层气含氧液化中试装置冷箱的运行试验数据,从理论上分析了原料气甲烷浓度的波动对液化装置运行性能的影响,指出LNG中甲烷回收率对原料气甲烷的浓度比较敏感;在设计时,应考虑到液化装置可以调节冷剂循环量。如果甲烷浓度提高,则应减小原料气处理量,从而维持LNG产品的纯度和回收率;或者通过增加冷剂的循环量,提高液化装置的LNG产量,从而增加其经济性能。     

低浓度煤层气含氧液化冷箱的研制

针对低浓度煤层气含氧液化中试装置,采用混合冷剂制冷循环为冷箱提供冷量,利用铝制板翅式换热器作为冷箱内部的主换热器,在此基础上分析了液化冷箱内部低浓度煤层气含氧液化的工作原理,并介绍了液化冷箱的安全保障措施。     

基于AspenPlus的低浓度含氧煤层气低温精馏的模拟研究

针对低浓度煤层气深冷液化工艺,使用化工流程模拟软件Aspen Plus,对低温精馏过程进行了模拟研究,发现当原料气入口流量为552 kmol/h,精馏塔压力为0.34 MPa时,塔底液态甲烷的纯度为99%。分析了抽采煤层气流量波动对低温精馏效果的影响,发现当煤层气流量降低时,塔顶氮氧尾气中的甲烷含量增加,并且处于爆炸界限内;随着煤层气流量增加,塔底甲烷的纯度和回收率均降低。     

煤矿区低浓度煤层气含氧液化工艺技术研究

介绍了国内外低浓度煤层气含氧液化技术的研究现状,论述了煤矿区低浓度煤层气含氧液化工艺技术方案、安全保障措施等,对处理能力为4800 m3/d的低浓度煤层气含氧液化中试装置进行了性能考核,其工艺技术指标全面达到预期目标。     

HYSYS在含氧煤层气液化分离中的应用研究

在煤矿开采过程中采出的煤层气因含有空气难以加工利用,直接放空,不仅污染大气环境,而且浪费燃气资源。针对某典型含氧煤层气气源,设计了一种氮—甲烷膨胀制冷的液化精馏工艺,并利用HYSYS进行了模拟计算,结果显示,该工艺可较彻底除去氮气、氧气等杂质,获得较高浓度的甲烷产品,甲烷回收率达到99.99%。同时分析了回流比、塔板数以及入塔温度对塔底产品含氧量和甲烷含量的影响。     

低浓度含氧煤层气深冷精馏流程模拟研究

利用深冷技术对含氧煤层气进行液化处理,可回收其中的甲烷,减少污染排放。应用HYSYS软件对低浓度含氧煤层气液化精馏工艺流程进行了模拟,并考察精馏塔回流比、塔板数量、精馏压力对甲烷回收率、LNG产品纯度和LNG单位产品生产能耗的影响。综合考虑可取回流比为1.1~1.2,精馏塔板为25~30块,精馏绝对压力为300~400 kPa。模拟结果可为工艺设计和实际操作提供参考。     

低浓度煤层气含氧液化制LNG储存的安全性分析

针对低浓度煤层气直接液化浓缩制得的液化天然气LNG产品中含有一定量氧气的情况,分析了其储存可能存在的安全隐患,并对这一安全问题进行了计算与分析。结果表明,合理控制进入储罐LNG中的氧含量,可有效避免安全隐患的产生;对储罐采用多通道BOG气体组分与温度检测系统以及BOG气体置换系统,可进一步加强LNG的储存安全。研究成果对含氧LNG储存的安全预防措施和标准制定提供了理论指导。     

含氧煤层气的分离与液化

煤矿开采时所抽采的含空气的煤层气难以得到很好的利用。本文介绍了一种专利技术及其工业化试验装置。该装置采用低温精馏的方法将空气和煤层气分开，同时将提纯后的煤层气液化。分离液化后生产的液化煤层气纯度达到99．86％，分离后排放的空气甲烷含量小于0．1％。这种方案和流程设备简单、能耗物耗低、产品纯度高、具有很好的经济效益和社会效益。     

低浓度煤层气深冷液化工艺爆炸危险性分析

我国煤层气资源丰富,低浓度煤层气的安全利用问题亟待解决。对煤层气深冷液化工艺过程进行了描述,在对工艺过程进行整体爆炸危险性分析的基础上,对煤层气深冷液化工艺各环节进行了爆炸危险性分析,并提出了相应安全对策及措施,为安全合理地开发利用含氧煤层气提供了有力依据。     

低浓度煤层气液化中缩径阀门流场的数值模拟

采用计算流体力学的方法,用k—ε两方程模型封闭N—S方程,对缩径阀门结构进行合理简化,对低浓度煤层气深冷液化装备的管线中,不同变径角度和不同通径缩径阀门的流场、流体流动稳定性及局部阻力系数进行了数值模拟。模拟结果表明:缩径阀门的缩径角度在大于等于50°时,流体脱离边界层现象严重,流体流动出现漩涡,缩径阀门具有较差的过流特性;在相同流动条件下,局部阻力系数随着变径角度的增大而增大。模拟计算结果可为项目建设时管线阀的选型提供参考。     

低浓度煤层气液化自控难点分析

低浓度煤层气易燃易爆,对其进行深冷液化处理时,需要采用十分可靠的控制方案。通过对低浓度煤层气脱水控制方案和脱酸工序再生塔温度控制方案进行分析,提出优化的SFC时序控制和串级PID调节的控制方式,以满足低浓度煤层气液化工艺对安全性的要求,并对其进行了详细描述。     

煤层气深冷液化关键机电设备在线故障诊断系统的研究

分析了离心压缩机在低浓度煤层气深冷液化工业化工艺中的重要性,并针对离心压缩机的工作特点,利用采集其工作过程中的振动信号实现对离心压缩机的故障诊断,在此基础上,在Labview8.5软件开发环境下,对低浓度煤层气深冷液化工艺中的原料气压缩机以及混合冷剂压缩机进行了网络化在线故障诊断系统的设计与开发。     

低浓度煤层气含氧液化项目选址关键因素探讨

通过对我国产煤区煤层气分布特点的描述和低浓度含氧煤层气深冷液化制取液化天然气(LNG)的工艺流程介绍,结合实际工程经验,对影响煤层气液化项目选址的关键因素进行了分析。强调了有效的安全防护距离是液化项目选址的前提,可靠的气源供给是选址落地的关键,合理的投资成本控制是选址的目标。通过对相关因素的深入探讨,可避免因选址不当而造成投资失利或被迫改选建设场地的情况发生,为选取最佳的方案提供依据,同时也为其他低浓度煤层气液化项目选址提供一定的参考。     

低浓度含氧煤层气提浓技术研究进展

介绍了变压吸附、直接深冷液化、溶液吸收法、膜分离法、水合物法等低浓度含氧煤层气提浓技术的进展情况。变压吸附技术在国内外已有较多成熟案例,直接深冷液化技术在国内也成功实现了工业化应用,而膜分离法、低温溶液吸收法、水合物法等仍在研究阶段,尚无重大突破及工业应用。对各项提浓技术的优缺点进行了对比分析,认为可根据其优缺点进行提浓技术耦合,形成更具经济性的低浓度含氧煤层气提纯利用工艺组合。     

煤层气吸附解吸实验过程对吸附量的影响分析

提出了在煤层气吸附解吸实验过程中,吸附相体积和自由空间误差体积是造成吸附量测试误差的主要因素。通过分析吸附量的计算公式发现:这两种误差之和与吸附量误差成正比,而吸附解吸曲线之间的差异与这两种误差无关;增大样品缸容积可以减小自由空间误差体积对吸附量的影响,却不能改变吸附相体积对吸附量的影响。     

煤层气井固井质量测井深度校正方法探讨

固井质量检测是煤层气开发中必不可少的重要环节,而作为检测固井质量主要手段的测井施工,包含2个重要任务:①利用声波对套管间水泥环肢结程度进行评价,检测固井质量;②利用自然伽马对目的层位置进行深度校正,从而为后续射孔工序提供准确数据.分析了裸眼测井和套管测井之间产生深度误差的原因,介绍了2次测井的深度校正方法,探讨了深度校正后的深度误差对射孔位置的影响.     

保德区块煤层气丛式井快速钻井技术研究

保德区块位于鄂尔多斯盆地东缘,构造位置属于晋西褶曲带北段。该区块地层岩性以泥岩和砂岩为主,岩石硬度高,可钻性较差,钻井速度慢。由于煤层气开发具有低产多井的特点,随着保德区块大规模产能建设启动,对钻井进度提出了很高的要求,因此需要研究丛式井快速钻井技术。依据保德区块的地层条件,分析测井资料,从钻头选型、钻具组合、钻井液性能和施工工艺几个方面出发,研究保德区块快速钻井技术。通过理论研究和现场试验,提出了一套适合保德区块丛式井施工的钻井工艺技术,为保德区块煤层气大规模开发奠定良好的技术基础。     

煤与煤层气共采的研究进展与面临的问题

介绍了世界上当前煤层气的应用现状和研究进展;阐明了我国煤与煤层气共采技术的发展阶段,论述了当前实现煤与煤层气共采技术的理论基础;分析了我国煤与煤层气共采面临的新问题,指出了煤与煤层气共采技术的重点研究方向。