玛河气田天然气处理站工艺改进

玛河气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级降压闪蒸+提馏工艺。油气处理装置存在乙二醇再生系统设计不合理、乙二醇再生损失严重、凝析油余热未能有效利用、增压富气直接外输影响外输干气烃、水露点等问题。通过改进乙二醇再生塔结构、设置乙二醇富液过滤装置和乙二醇贫液冷却装置、改进稳定凝析油换热流程及增压后富气流程等措施,每年油气处理装置可节约燃料气32.18×104m3,减少乙二醇损失15.55 t,增产凝析油231.0 t。玛河气田天然气处理站的工艺改进是有必要的。     

LNG装置脱酸系统塔提前液泛的原因及改造

克拉美丽气田油气处理装置以控制外输天然气烃、水露点为目标,采用注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺对凝析气进行处理,凝析油处理采用二级闪蒸+一级稳定+提馏工艺。现有油气处理装置工艺流程存在醇烃分离困难、乙二醇再生塔再生损失严重、凝析油余热利用不合理、部分液烃进入排污管线排放等问题。通过提高醇烃分离温度、改进乙二醇再生工艺、改进凝析油换热流程、回收富气增压单元排出的液烃等措施,改进现有工艺流程,能够有效解决装置存在的问题。同时,每年使凝析油稳定装置节约燃料气10.9×104 m3,处理装置天然气产量增加13.2×104 m3,凝析油产量增加145.2t。     

克拉美丽气田天然气处理装置工艺改造研究

克拉美丽气田天然气处理装置采用注乙二醇防冻,J-T阀节流制冷,低温分离脱水脱烃工艺。但克拉美丽气田自投产后,井口压力差异大、压力递减快、气量变化幅度大等特点越发明显,部分运行参数远偏离设计值,导致外输天然气水露点和烃露点达不到要求,给天然气处理装置可靠运行带来严重的影响。针对天然气处理装置存在的问题提出了"分子筛脱水、外加丙烷制冷和浅冷分离脱烃"工艺改造方案,原料气温度、压力以及气量变化具有更强的适应性,装置操作灵活且稳定,满足克拉美丽气田中后期开发的需要。工艺改造后液烃产量由124 t/d提高到156 t/d,产量增加了25.81%,静态投资回收期为0.71 a,回收期较短。     

2012年我国液化天然气产能同比逾增151％

截至2012年10月底,国内液化天然气（LNG）产能已达到2301×10^4m^3／d,预计到今年年底,产能将达到3695×10^4m^3／d,比2011年年底时1470×10^4m^3／d的产能增加了151％。     

基于RSV工艺装置提高乙烷收率的工艺技术北大核心CSCD

目的为研究大型天然气深冷工艺装置因膨胀机未投运、关键工艺参数未及时优化调整造成脱甲烷塔操作难度大等导致装置乙烷收率降低等问题,现采用适时投运膨胀机、优化液烃回收装置关键工艺参数等措施开展提高乙烷收率的工艺技术研究。方法基于Aspen HYSYS软件建立装置工艺计算模型,对比分析低温分离器温度、回流贫气和过冷原料气流量及温度等关键设计运行参数对提高乙烷收率的影响,考查上述关键工艺参数对装置乙烷收率的效果。结果经现场验证得出结论,低温分离器温度优化为-68.8~-68.0℃,回流贫气流量和温度分别调整为(7.38~7.60)×10^(4) m^(3)/h、-101.45~-100.05℃,过冷原料气流量和温度分别调整为(7.45~7.63)×10^(4) m^(3)/h、-101.48~-100.45℃,装置实现液烃产品年增产17.56×10^(4) t。结论该项目的应用可实现装置乙烷平均收率由30%提高至90%以上,每年可以获得较高的经济效益,具有较大的推广价值。     

英买天然气处理装置提高丙烷收率工艺改进研究

英买天然气处理装置采用分子筛脱水及J-T阀节流制冷的低温分离工艺,以控制外输天然气烃、水露点为目标,附带回收少量液烃。目前,装置丙烷收率仅22.64%。为了提高气田开发的经济效益,分析了装置丙烷收率低的原因,提出以回收丙烷为目标的工艺改进方案。通过工艺比选发现,SCORE工艺丙烷收率高、能耗低,是最适合英买天然气处理装置的丙烷回收工艺。对装置的脱乙烷塔压力进行优化,当压力为3 900kPa时,装置收益较高,脱乙烷塔操作稳定性较好。工艺改进后,产品质量合格,装置丙烷收率提高至97.54%,装置收益提高了66.31%,经济效益明显提升。对英买天然气处理装置的工艺改进研究表明,与其他丙烷回收工艺相比,SCORE工艺的脱烃单元和脱乙烷塔之间的冷量集成更合理,在较高的脱乙烷塔压力下仍具有很高的丙烷收率,对于外输压力较高的丙烷回收装置,采用SCORE工艺可降低外输气压缩功耗,流程简单,节能高效。     

大涝坝集气处理站分子筛脱水工艺流程改造

大涝坝集气处理站通过增设一台同型号的干燥塔,将原两塔脱水流程改造为三塔流程后,有效解决了原分子筛脱水系统超负荷运行问题。使脱水后原料气的水露点满足了轻烃回收的露点要求,既确保了装置平稳运行,又使收率和轻烃产量大幅提高;既停运了甲醇加注系统,降低了运行成本,又能有效回收冷吹过程中的热量,降低了能耗。其节能降耗、降本增效效果较为显著,改造较为成功,为类似问题的处理积累了经验。     

工艺气脱水装置外输管线中液滴来源及分布特性研究北大核心CSCD

目的对天然气净化厂内脱水装置出口净化气中夹带的液滴进行溯源与分布特性的定量分析。方法对外输管线内液滴取样进行组分分析,并对4列稳定生产运行的天然气脱水装置(三甘醇吸收塔)出口开展了液滴在线检测。结果实验分析发现,收集液样品主要由三甘醇和环丁砜组成,其质量分数分别为89%和10%,出口液滴质量浓度小于300 mg/m^(3),粒径小于1μm的液滴占比大于90%,峰值粒径d mod约0.2μm。湿气处理量和气相压力变化直接影响液滴的分布特性。结果表明,脱水装置下游外输管线内的液滴由三甘醇吸收塔和上游脱硫装置的气液夹带产生,在湿气处理量(20℃,101.325 kPa下)为260×10^(4)~290×10^(4) m^(3)/d、550×10^(4)~650×10^(4) m^(3)/d的范围内,处理量的增加导致吸收塔内夹带液滴的质量浓度明显增大,出口气体中更易夹带较大液滴(粒径>0.5μm)。当气相压力为5.1~6.0 MPa时,压力升高对夹带液滴的质量浓度无明显影响,但会导致出口液滴粒径分布变窄。结论明确了三甘醇脱水装置外输气中夹带的液滴来源和分布特性,可从技术层面为夹带液滴的过滤分离方案提供理论参考依据。     

克拉美丽气田天然气烃水露点控制工艺改造

克拉美丽气田天然气处理站烃水露点控制工艺采用J-T阀节流制冷,注乙二醇防冻的低温分离工艺,但其外输天然气烃水露点出现不稳定、不合格现象。应用HYSYS软件根据天然气处理流程的物料及能量平衡评价烃水露点控制工艺,结果为:高压节流注醇工艺选择合理;通过对其核心设备包括低温分离器和气-气换热器结构及工作性能分析,找出烃水露点不合格的主要原因是低温分离器和气-气换热器选型不合理。根据克拉美丽天然气处理站烃水露点不合格原因提出了改造方案:沿用高压节流注醇工艺,其关键设备选型采用两台管壳式换热器(固定管板式)串联+SMMSM高效分离器的组合方案,将外输天然气烃水露点计算值控制在-13℃左右,考虑低温分离器与烃水露点的实际温差,可控制外输气烃水露点能达到小于-5℃的要求。     

天然气小压差节流制冷脱烃工艺技术

针对已建成的长庆榆林气田外输天然气烃露点超标的情况,在尚有0.5～0.8MPa的压差可以利用的情况下,设计了小压差节流制冷脱烃工艺。日处理天然气89×104m3/d,原料气温度从20℃降至-18℃,脱出重烃1.1m3/d,使外输天然气露点达到了要求。     

DHX工艺轻烃合格率低问题分析及工艺优化

目的解决天然气处理能力及轻烃产品质量均未达到设计指标的问题。 方法针对某终端投产至今,天然气制冷单元处理量在接近设计值的工况下,存在DHX工艺轻烃产品合格率低、制冷单元系统易回温、操作稳定性差等问题,通过优化设计操作、重新校核选型关键仪器仪表、制定新的工作制度等方式,对制冷单元DHX工艺处理能力及相关工艺参数进行了分析测试。 结果单套制冷满负荷连续运行90天,轻烃产品中C₃₊C₄回收率始终大于95%,解决了制冷单元DHX工艺轻烃产品合格率低的问题。 结论该方法可为同类型轻烃回收装置提高产品合格率提供经验借鉴。      

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。     

加砂压裂用滑溜水返排液重复利用技术

迪那2凝析气田天然气处理采用J-T阀+乙二醇抑制剂低温冷冻分离工艺,设计单套处理量400×104 m3/d、制冷温度-20℃,投产后进站温度由设计的45℃升至65℃,乙二醇加注量不能满足设计制冷温度的要求,低温分离器频繁发生冻堵,单套处理能力限制在200×104m3/d、制冷温度-15℃。利用HYSYS软件对脱水脱烃装置进行模拟优化,确定天然气饱和水增加是造成装置冻堵的原因,制定了装置适宜运行参数表,避免装置发生冻堵,提出了分水器改造建议,实施后脱水脱烃装置达到设计参数,大幅度提高了液化气和轻烃产量,减少了乙二醇损耗,并提出了凝析气先空冷再分离的标准气处理工艺。     

膨胀制冷轻烃回收工艺参数优化分析

根据广安气田原料气气质条件及邻近工厂操作工况,采用HYSYS等软件对膨胀机制冷轻烃回收工艺中液烃收率、装置能耗等重要工艺参数进行参数优化,以达到提高液烃产量与节约能耗的目的。经参数优化,装置可生产液化气141．9t／d,轻油41．8t／d,具有较好的经济效益。     

克拉气田某处理厂干气烃露点问题的探讨

克拉气田某处理厂采用三甘醇脱水工艺对原料气进行脱水处理,脱水后的干气水露点合格,但烃露点较高。由于天然气具有反凝析现象,随着干气在输送过程中压力的降低,会有液态烃析出,从而对管道、设备、下游用户造成不同程度的危害。为了达到合格的烃露点,避免液态烃的析出,根据我国国家标准对烃露点的不同规定,提出了烃露点控制的改进流程及两种烃露点的控制方案。使用HYSYS软件进行模拟比较,确定采用GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的控制要求,以保证处理厂至轮南首站的外输管线内无液态烃析出。同时,对气-气换热器和低温分离器进行初步选型,并提出了反凝析现象的控制措施。     

反凝析现象对雅克拉凝析气处理工艺的影响

雅克拉凝析气田位于塔里木盆地北部，地处新疆维吾尔自治区阿克苏地区境内，它是中国石化集团公司西北分公司探明并投入开发的最大凝析气田，采用衰竭式开采。通过对井口物流的相态研究，认识了凝析气的反凝析规律，采取了提高凝析气中C^＋₃收率的方法，以确保外输干气的烃露点达到管输要求，并提高该气田开发的经济效益。在工艺方案设计过程中，通过多种工艺方案比选，确定选用膨胀机进口压力为6.0 MPa的膨胀机制冷工艺， C^＋₃收率达到92％以上，外输干气烃露点满足管输要求。     

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。