进口天然气橇装式脱水装置运行评价及参数优化

靖边气田投入开发以来使用了几十套进口橇装式脱水装置，良好的性能为气田的生产提供了有力保障，成为集气站生产的核心设备。随着气田的进一步开发，部分橇装式脱水装置出现了三甘醇溶液发泡、盐结晶堵塞、三甘醇损耗量增大等问题，这些问题给气田的生产组织带来一定困难。因此，挑选了部分具有代表性的橇装式脱水装置进行性能评价试验，通过对橇装式脱水装置各单元运行参数以及脱水后水露点等进行现场测试，进一步摸索了橇装式脱水装置的合理处理能力，优化运行参数，完善工艺，确保脱水装置平稳、经济运行。     

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达—卧输气管线(达县站—卧龙河集气总站)全长148.086 km，管线规格为Φ429×10(9) mm，沿线共有石河、大竹、福成寨、张家场和卧龙河等5个集气站。该管线是川东地区连接南、北的天然气集输枢纽干线，对四川、重庆地区的工农业生产及经济发展都具有重要的作用。为了改善达—卧线输气现状，在其沿线安装了从加拿大Propak公司部分引进的天然气橇装脱水装置。文章以石河脱水站装置为例，简明介绍了其工艺流程、设计参数和技术要求，并根据试运行情况，详细分析了主要工艺参数、装置操作要点及试运行中的合理性，并从现场操作的角度对其做出了评价和建议。     

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原川东气田采出的天然气经集中脱硫脱水后再输出,这种集中脱硫脱水管网布置会使单井至脱硫厂输送湿含硫天然气管道腐蚀严重,爆管事故频繁发生;管内积水严重,管输效率低,冬天经常发生管道冰堵,影响安全生产。为了有效缓解湿天然气给管线站场带来的危害,在新建大天池输气干线沿线进气点均设置了脱水装置,保证了干线干气输送。其中,引进的四套橇装脱水装置均采用三甘醇作为脱水剂。整个脱水装置采用橇装布置,由吸收橇、再生橇、燃料气脱硫橇、仪表风橇四个橇块组成。引进脱水装置试运考核的结果表明,装置各项技术指标均达到或接近设计值。并简要介绍了龙门气田引进的四套天然气脱水装置主要工艺流程、设计参数及试运情况,详细分析主要工艺参数、消耗指标、突出特点及尚需完善的问题,并从现场操作维护的角度对引进脱水装置作出评价、建议。     

橇装式污水处理装置在渭北采出水处理工程中的应用

为解决渭北油区采出水处理不达标问题,研发了橇装式污水处理装置,装置工艺流程为:脱水系统来水→700 m~3调储沉降罐→橇装式污水处理装置→500 m~3注水罐→外输泵→去站外注水管线。橇装式含油污水处理装置占地少,集中布置并采用先进自控系统便于操作管理。装置运行一年后,水质得到明显改善,水质稳定且达到该油田对地层注水水质的要求。处理后的主要水质指标含油质量浓度≤5 mg/L、悬浮物质量浓度≤3 mg/L、悬浮物颗粒直径≤2μm。     

三甘醇脱水装置再生模块减振技术研究与应用

大型天然气橇装设备长距离运输过程中,在一定工况下管道运动剧烈,产生较大变形,管道连接件长时间暴露在变载荷情况下易松动,对设备造成损坏。针对某三甘醇脱水装置再生模块,结合三甘醇脱水装置往复泵往复振动特性,利用有限元技术分析橇装设备在过坑、制动、侧倾三种典型工况,及交变载荷激励下的模态刚度、应力、应变分布,提出支撑方案并进行有限元分析验证。在动力学仿真环境下建立橇装运输系统刚柔耦合模型,对优化方案进行仿真验证。仿真验证结果表明,结构优化后三甘醇脱水装置再生模块振动情况得到明显改善,路面激励与往复泵往复振动对设备整体稳定性的影响明显减小,橇装设备因振动而损坏的可能性大大降低。研究结果证明采用增加支撑的方法能够有效提高三甘醇脱水装置再生模块的结构稳定性和运输安全性,可为类似工程提供一定借鉴。     

天然气三甘醇脱水一体化集成装置

为解决长庆气田开发中大量使用的天然气三甘醇脱水橇装装置长期依赖进口的不利局面,对长庆气田数字化集气站的流程和运行管理进行分析,优化天然气三甘醇脱水工艺,匹配先进的控制系统,创新研发了处于国内领先水平的大处理量(200×104~500×104m~3/d)橇装脱水装置,更加适应气田生产开发需要。装置主要包括三甘醇吸收脱水、甘醇溶液再生、加热精馏、闪蒸、循环、换热、散放等功能。应用后脱水单元施工周期缩短50%以上,征地面积较数字化减少30%以上,规模化应用后投资降低30%以上。集成设备提高了成橇水平,定型设备提高了安装质量,操作维护方便。     

橇装式伴生气吸附脱水装置及吸附脱水工艺

伴生气除了富含轻烃组分,同时也含有水蒸气、H2S和CO2等会使管线和处理设备腐蚀的气体,必须予以脱除。针对长庆油田第四采油厂产伴生气原始工艺条件和输往轻烃回收装置的产品气的要求,对比论证了多种常用脱水方法,提出了长庆油田产伴生气橇装式吸附脱水技术方案,确定了其工艺流程、技术参数和控制方案,对主要设备的工艺尺寸进行了设计计算,成功开发出橇装式伴生气吸附脱水装置。     

新疆油田SAGD测试橇装连续油管起下装置的现场应用及技术优化

橇装连续油管起下装置具备结构简单、操作方便灵活、作业人员少、维护保养方便等优势,可以完成连续油管车作业任务,4个独立的单元橇在现场实际作业过程中合理的摆放,便于井场的布置,解决连续油管车车身庞大不便于在空间狭小的井场开展作业等突出问题。主要阐述了橇装连续油管起下装置在新疆油田SAGD测试现场应用中,各单元橇技术优化机构的原理和特点,并探讨了橇装连续油管起下装置技术优化机构的结构特点及功能作用。     

标准化设计在吉林油田的推广应用

通过总结吉林油田推广标准化设计工作的实践,坚持标准化设计与油气田开发生产实际相结合、与优化简化相结合,从标准化定型设计、规模化采购、模块化建设、一体化橇装集成装置的推广应用角度全面阐述了开展标准化设计的主要做法。一体化橇装集成装置包括橇装密闭单井罐装置、天然气单井橇装站、一体化橇装注水装置,提出了吉林油田推广标准化设计今后的工作目标。     

橇装装置的发展及橇装特点

本文阐述了天然气地面建设中橇装装置的发展情况，并总结了近年来引进的磨溪天然气净化装置的橇装特点。     

国外某大型硫回收装置设计特点剖析

对国外一个大型加工含硫原油的石油化工厂的硫回收装置进行了剖析,该装置有如下设计特点:①工厂总流程和总平面布置合理,将各装置气体脱硫的溶剂集中再生,各装置的酸性水集中汽提,并将溶剂集中再生和酸性水集中汽提装置布置在硫回收装置附近;②利用尾气热焚烧炉同时处理其他装置非正常操作时排出的酸性气,工厂无酸性气火炬;③装置规模大,操作灵活,设两套克劳斯硫回收,一套斯科特尾气处理,一套尾气热焚烧和一套尾气催化焚烧装置.     

天然气三甘醇脱水装置节能分析

目前,国内多数三甘醇脱水装置运行状况正常,基本能达到管输天然气水露点的要求,但现有三甘醇脱水装置普遍存在甘醇贫富液换热效果差、高压甘醇富液的压力能未得到有效利用、工艺参数不够优化等问题,导致脱水装置的能耗偏高。为了有效降低脱水装置的能耗,实现脱水装置的节能运行,本文分析了国内三甘醇脱水装置用能方面存在的主要问题,提出了甘醇脱水装置的主要节能措施,并对常规的三甘醇脱水装置工艺流程进行节能改进。在流程中应用了先进的能量转换泵和高效的板式换热器,取消了甘醇泵前水冷却器、循环水系统及泵出口缓冲装置。本文对脱水工艺的应用实例进行了工艺模拟和能耗分析,分析表明：与常规三甘醇脱水装置相比,改进后的甘醇脱水工艺节能效果显著,提高了能量综合利用率,简化了工艺流程,在工艺设计和技术改造中值得推广使用。     

降低稀乙烯制乙苯原料中丙烯含量的工艺对比

介绍国内四种降低稀乙烯制乙苯原料气中丙烯含量的专利技术,对差异进行了讨论。分析了现有装置脱丙烯效果不理想的原因,澄清了解吸气去FCC工艺与选择吸收工艺在脱丙烯效果上有差异的认识,针对催化裂化/催化裂解装置波动会引起稀乙烯制乙苯装置出现异常的现象,提出在设计或改造时除要求催化裂化/催化裂解装置尽量提供满足稀乙烯制乙苯装置要求的干气外,也要在装置内充分考虑对催化裂化/催化裂解装置波动,尤其是催化干气流量、干气中丙烯含量的波动,适当增大脱丙烯单元的操作弹性,由原来的60%~120%提高至70%~140%;适当提高丙烯含量设计点,使得脱丙烯单元在操作上限操作时,能满足丙烯质量分数进料中不大于2%、脱后不大于0.03%的要求;现场操作时尽量不要超出设计范围,否则将影响丙烯脱除效果,以致最终影响装置的苯耗。     

天然气深冷装置投产前循环干燥技术的应用

目的塔里木油田天然气乙烷回收工程的部分系统设计压力达到8.0 MPa,采用水压试验模式,以保证工程施工过程中管线设备强度试压安全。为避免水压试验装置运行冻堵,保证装置顺利试车及长期平稳运行,需要高效完成天然气深冷回收装置投产前的干燥操作。 方法在较全面地调研分析目前国内天然气深冷装置普遍采用的干燥方法及其存在不足的基础上,对塔里木油田天然气乙烷回收工程的循环干燥工艺技术进行优化改进。 结果经过装置后期投产运行检验,优化后的循环干燥工艺流程的干燥效果好,实现了干燥气体“近零排放”,有效避免了装置水压试压后的冻堵问题。 结论①即使采用气压试验装置,建议投产前同样要开展系统干燥工作;②结合工程实践情况,明确了循环干燥压力、流量、温度、水露点检测等参数确定原则;③针对实践中存在的不足,提出了切实可行的解决措施及建议,可为其他天然气深冷装置的干燥操作和相关设计提供参考。      

催化裂化装置吸收稳定系统和气体分馏装置的联合优化

介绍了催化裂化装置吸收稳定系统和气体分馏装置的联合优化,给出了优化的目标函数、优化变量和约束条件.通过装置的流程模拟和优化,提出了气体分馏装置新双塔流程(无脱乙烷塔,只有脱丙烷塔和丙烯精馏塔),以及各装置的优化工艺条件.其结果,催化裂化装置干气中的C3浓度进一步降低,产品收率提高;气体分馏装置取消了脱乙烷塔后丙烯回收率(以质量分数计),从原有的低于95%提高到99%左右.该项目已经于2004年在中国石油化工股份有限公司广州分公司成功实施,装置连续运转达5个月且各装置生产操作始终正常,丙烯产品中丙烯摩尔分数为99.6%以上.根据标定数据折算,生产能力共计0.32 Mt/a的两套气体分馏装置,销售收入净增达1 872.12×104RMB$/a,节能折合效益355.24×104RMB$/a,总计增加经济效益达2 227.16×104RMB$/a.该项目投入少、实施容易、效益明显,是一项在计算机模拟和优化指导下的联合优化工程.     

低温克劳斯硫磺回收装置的节能措施

节能降耗是对天然气处理厂或炼厂各工艺装置的精细化设计和操作衡量的重要指标,现有或新建的天然气处理厂或炼厂硫磺回收装置部分采用改良低温克劳斯工艺。通过对其中主要应用的CBA、CPS等工艺产生的能量和消耗的能量进行逐项分析,提出了硫磺回收装置应选用合适的主风机型号、控制和驱动方式,尽量减少通过装置的阻力,合理地利用余热回收所产生的蒸汽,利用凝结水代替除氧水,减少外供除氧水量,采用合适的焚烧温度,降低燃料气用量等节能措施。     

冷凝分离法回收轻烃的工艺研究

冷凝分离法可用以从原油稳定及集输过程各级分离的气体中回收轻烃,或从天然气中回收凝析油。其工艺流程主要由增压、净化、冷冻、凝液分馏等操作单元组成。该文以某油田油田气轻烃回收的工艺为例,对上述4个单元进行研究,并重点探讨现代塔器的优化设计和操作。      

靖边气田含醇污水处理工艺优化

随着陕北靖边气田的不断开发，气井产水量逐年增加，在对气井加注甲醇过程中，气田含醇污水量增大、含醇浓度偏离设计值，同时气田污水具有很强的结垢、腐蚀倾向，影响了甲醇回收装置的稳定运行。为此,从优化含醇污水处理工艺的角度出发，通过采取对高产水井污水分排分储、预处理工艺及操作参数优化、甲醇回收装置参数优化运行试验等措施，减少了含醇污水产量，改善了预处理效果，提高了甲醇回收装置运行效率和产品甲醇质量，保证了目前的含醇污水处理能够满足气田发展的需要。