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。     

鄯善轻烃装置高低压干气冷量的利用

吐哈油田鄯善轻烃30×10~4m~3/d天然气轻烃回收装置(以下简称鄯善轻烃30~#)是吐哈油田建成投产较早的—套轻烃装置,该装置工艺设备相对落后,自动化程度不高,设备老化现象严重,且原料气变贫,处理量日趋下降,部分关键参数特别是C_3收率没能达到设计要求。针对上述情况,围绕如何提高C_3收率是挖潜增效的关键所在。本文将探讨一个小流程的更改是如何降低制冷温度,提高C_3收率的。     

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品 燃烧器、焚烧炉、余热锅炉成套装置

<正>功能及组成用于天然气净化厂硫回收成套装置、废气处理成套装置等燃烧、焚烧、余热回收工艺。由燃烧器、焚烧炉、余热锅炉、燃烧控制系统、液位控制系统、水质监控(加药、排污)控制系统等组成。技术特点适用介质:天然气、酸气、工艺过程气、尾气、废气等。副产饱和蒸汽设计压力:0.8、1.5、3.3、4.7、7.2、11.34 MPa。酸气处理量:0.01×10~4~15×10~4 m~3/h。尾气处理量:0.1×10~4~30×10~4 m~3/h。技术领先:采用具有自主知识产权的燃烧技术、焚烧技术、余热回收工艺技术集成成套,技术达到业内领先水平。     

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。     

膨胀机制冷工艺在中坝气田的应用

简要介绍了中坝30×10~4m~3/d 膨胀机制冷分离装置近两年来的生产经验和工艺技术状况。运行表明,该装置回收天然气中的轻烃是可行的,C_3 回收率在65.98×10~(-2)以上,液化气产量达到设计要求(11t/d)。     

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品 硫黄回收系列燃烧器

<正>功能及组成本装置用于天然气净化厂硫回收装置主燃烧炉、再热炉、尾气焚烧炉等燃烧工艺。本装置由燃烧器、点火装置、火焰检测装置、燃烧控制系统等组成。技术特点适用介质:天然气、酸气、工艺过程气、尾气、废气等。天然气负荷:0.005×10~4~5×10~4 m~3/h。酸气处理量:0.01×10~4~15×10~4m~3/h。尾气处理量:0.1×10~4~30×10~4 m~3/h。技术领先:先进的有害气体燃烧技术,燃烧效率有很大提高。高强度旋流混合技术解决了混合不均造成燃烧不     

影响DHX工艺C3收率因素分析及工艺完善

对国内某120×10~4 m~3/d轻烃回收装置典型的DHX工艺C_3收率影响因素进行分析,在不改变现有装置的前提下,借助流程模拟软件Aspen HYSYS对工艺全流程建模。对主要操作参数进行分析,权衡C_3收率与装置的能耗关系。根据分析结果得出,在现有装置条件下,低温分离器最佳操作温度为-42℃、重接触塔最佳回流温度为-70℃。另外,膨胀机的膨胀比是影响C_3收率的关键,但是在不新增原料气压缩机、外输天然气压缩机的前提下,不宜对膨胀机的膨胀比进行调整。同时通过对脱乙烷塔塔顶至重接触塔管线的计算,确定管线中气液两相混输是造成脱乙烷塔塔顶温度波动、管线积液甚至断流现象的主要原因。基于以上分析结果,提出增加C_3收率的3种措施:1通过增大低温分离器入口换热器的换热面积,降低低温分离器的操作温度;2调整重接触塔进料流程,降低重接触塔塔顶C_3的损失;3增加脱乙烷塔塔顶物流气液分离罐,避免管线中气液两相混输,降低管线压力损失。C_3收率可由当前的67.1%提升至82.3%,同时有效解决脱乙烷塔温度波动幅度大、管线积液甚至断流的现象,增强了装置的安全性和稳定性。     

提高MH气田整体开发效益地面工艺优化探讨

MH气田随着开采年限的延长,气井压力逐年下降,部分中、低压气井无法满足"J-T阀节流"浅冷处理工艺进站要求,存在关井的风险,降低了气井开采效率和气田开发指标。为增强地面工艺技术适应性,提高产品收率和气田开发的综合效益,按照充分利用地层能量、低压天然气两级增压、中压天然气一级增压、优化天然气压缩机组合原则,对集输处理系统进行深冷工艺改造,采用分子筛脱水、膨胀机制冷工艺,实现对C_(2+)等烃类组分充分回收。改造后预计可累计多采天然气25×10~8m~3,新增乙烷产量1.5×10~4t/a,新增液化气产量1.3×10~4t/a,新增稳定轻烃2 500 t/a。     

川西北天然气净化MCRC装置的选材和防腐蚀措施

我国某气体净化工厂从加拿大Delta(德尔塔)公司引进的第一套MCRC(Mineraland Chemical Resource Co.)硫磺回收及尾气处理装置,为三级转化装置,日处理含H_2S53.6%的酸性气6.5×10~4m~3(其上游脱硫装置的处理量为56×10~4m~3/d),合同保证硫收率为99%,日产硫磺46.04t,该装置引进前是自行设计的,流程为:天然气脱硫→二级转化克劳斯硫磺回收→SCOT尾气处理,     

国产50×10~4m~3/d气体处理装置的技术改造

胜利油田东营压气站国产50×104m3/d气体处理装置由于进站伴生气量降低,膨胀机偏离设计工况,导致装置的C3收率下降,能耗增加。通过工艺流程模拟,分析了不同气体处理工艺对装置C3收率的影响,提出了采用正升压膨胀制冷和增设DHX塔相结合的工艺方法,对气体处理装置进行技术改造。在相同条件下,DHX工艺可使装置C3收率由原来的72%提升至95%。当压力为3.3 MPa时,轻烃产量达到最大值。此时膨胀机增压段的出口压力为4.27 MPa。     

轻烃回收装置收率计算与优化分析

对塔河油田50×104 m3/d轻烃回收装置某时间段进行了轻烃收率计算,并利用HYSYS软件对装置运行参数敏感性进行了分析,提出了装置运行优化措施。     

VO_x/SiO_2催化剂上正丁烷催化脱氢制正丁烯

在微型固定床反应器上考察了催化剂的焙烧温度、钒氧化物负载量、反应温度、H2/n-C4H10比及空速对负载法制备的VOx/SiO2催化剂上正丁烷催化脱氢制正丁烯的反应性能的影响。结果表明:V2O5负载量为12%(质量分数)、焙烧温度为550℃为最佳催化剂制备条件,反应温度在590～600℃,氢烃摩尔比为1～2及空速在(2～4)×103ml/(h·g)范围可获得最佳正丁烯收率30.6%;正丁烯中1-丁烯及2-丁烯产物分布受反应温度影响较大,而几乎不受氢烃比和空速的影响。     

致密碎屑岩气藏低伤害压裂液的研究与应用

随着川西蓬莱镇组气藏开发的深入,地层能量不断下降,压裂过程中返排率低,压裂液滤液侵入地层,伤害严重,制约了浅层蓬莱镇组气藏的高效开发。为了降低压裂液对储层的伤害,提升气藏的开发效益,在对压裂液性能需求进行研究的基础上,提出了降低压裂液对储层伤害的技术对策,形成了适合于川西浅层蓬莱镇组气藏的超低浓度稠化剂压裂液体系和线性自生泡沫压裂液两套低伤害压裂液体系,并在川西蓬莱镇组进行了推广应用。返排率分别达到了65.1%和61.9%;压后平均产能分别为0.81×104m3/d和1.45×104m3/d,取得了明显的增产效果。     

中国从贫气国正迈向产气大国

根据对世界上产气国年产气量的分析,把年产气达500亿m^3的国家称为产气大国。目前世界上有11个产气大国,俄罗斯是世界第一产气大国。成为产气大国有两项基本条件：一是天然气可采资源量一般大于13万亿m^3;二是剩余可采储量一般为1．246万亿m^3或更多。2003年中国已具备这两项基本条件。预测2004年中国年产气突破405亿m^3,比2003年增产62亿m^3。2005年年产气将接近或达到500亿m^3,中国将成为产气大国。图4表2参23     

高酸性气体分子筛脱水装置的试运分析

本文介绍了引进加拿大50×104m3/d分子筛脱水装置的主要工艺流程、设计参数和技术要求,结合实际运行的温度、流量、露点等主要工艺参数和水电气等消耗指标,探讨了该套装置的特点。提出了在生产运行过程中加热炉风机运行模式仍需完善解决的问题,并就合理控制温度、流量等生产运行参数和加强原料气过滤等管理举措来提高装置的安全平稳运行性能做出了评价与建议。     

环池油田侏罗系延8油层组储层特征

环池油田构造上处于鄂尔多斯盆地西缘冲断带中段,储层为侏罗系延安组河道砂岩,岩石类型以岩屑石英砂岩为主,孔隙类型主要为原生孔隙和次生孔隙,孔隙度12％～16％,平均为12．6％,渗透率(0．5～50．0)×10-3μm2,平均11．19×10-3μm2。孔隙半径5．00-34．91μm,平均32．30μm;平均喉道半径为1．19μm。按性质将储层划分为四种类型,Ⅰ、Ⅱ类为较好储层,是油田主要产层,Ⅲ类为差储层,Ⅳ类为非渗透层;综合评价为低孔低渗中孔隙细喉型储层。     

涩北气田石棉纤维复合防砂工艺研究与应用

针对涩北气田玻璃纤维复合防砂种类单一、费用较高,并且在施工过程中存在不同程度的堵塞油管现象,开展了石棉纤维复合体的优选研究。通过大量的室内实验,筛选了石棉纤维的种类,研制了其复合体的配方,补充了涩北气田纤维复合防砂体系。研制的配方:涂料砂+0.5%6-40石棉+10%ZCF外固化剂。该项工艺在涩5-2-3井上应用后,结果表明石棉纤维与玻璃纤维相比,更易与携砂液和砂混和,更易泵送,且不会堵塞油管。因此现场防砂工艺取得了一次性应用成功,并进一步证明了石棉纤维复合防砂的适应性。截止2006年11月底,该井工作制度稳定在6 mm时不出砂正常生产,平均产气稳定在6.1×104m3/d左右,产水0.17 m3/d左右,累计产气1 309.8×104m3。     

磺基琥珀酸脂肪醇聚氧乙烯醚(3)基己基混合双酯钠的合成与性能

采用非外加相转移催化剂反应的新方法合成了磺基琥珀酸脂肪醇聚氧乙烯醚 ( 3)基己基混合双酯钠(AETCSS)。最佳工艺条件为 :脂肪醇聚氧乙烯醚 ( 3) /顺酐 (摩尔比 ) =1∶1.10 ,于 90℃单酯化反应 2 .5h ,得到产率为 10 0 .1%的单酯化产物 ;单酯化产物在己醇 /顺酐 (摩尔比 ) =2 .0∶1.0 ,14 0℃条件下反应 2 .0h ,得到产率为 94 .9%的双酯化产物 ;该产物在亚硫酸氢钠 /顺酐 (摩尔比 ) =1.0 5∶1,加热介质温度为 130℃条件下磺化反应 2 .2 5h。测得产物的表面张力、临界胶束浓度、乳化率、渗透率、耐硬水性能分别为 32 .0× 10 -3 N/m ,7.9× 10 -5mol/L ,2 .5min ,6 .2s和 35min。AETCSS与磺基琥珀酸双己酯钠盐 (DHSS)和脂肪醇聚氧乙烯醚 ( 3)磺基琥珀酸单酯二钠盐 (AESS)相比 ,通过在DHSS中引入乙氧基 ,乳化力和耐硬水性能均得到了改善 ,且渗透性能得到了较大的提高     

渤海湾盆地东濮凹陷上古生界烃源岩成烃特征及成藏意义

为了明确渤海湾盆地东濮凹陷上古生界油气成藏条件和规律,采用烃源岩评价、生烃热模拟实验和盆地模拟相结合的研究方法,定量研究石炭系—二叠系烃源岩生烃历史和强度,并探讨其成藏意义。结果表明:东濮凹陷石炭系—二叠系烃源岩显微组成中富氢的壳质组、基质镜质体含量高（>10%）,烃源岩具有较高生油潜力,成烃演化过程以多阶段性、生气带宽为特征;石炭系—二叠系在燕山期埋藏深度小,R_o在0.6%~0.8%,生气量较小,在喜马拉雅期呈差异化的热演化特征,凹陷西部至西斜坡地区生气强度整体较低,为（1~20）×108 m3/km2,东部深洼带烃源岩埋深大、演化程度高、生气量大,生气强度达（60~110）×108 m3/km2。已有勘探成果分析显示,生气强度大于40×108 m3/km2的区域才能形成天然气富集,前梨园洼陷带生气强度在（60~110）×108 m3/km2,具备形成原生煤成气藏和古生新储煤成气藏的有利条件,是下步有利勘探区带。      

中国天然气地质与地球化学研究对天然气工业的重要意义

近10a来中国天然气工业迅速发展，至2007年底已探明天然气地质总储量6&#215;10^12m^2，同时年产量增长速率越来越大，从1976年年产100&#215;10^8m^3到2005年年产500&#215;10^8m^3，每增加100&#215;10^8m^3所需时间分别是20a、5a、3a和1a多。中国天然气地质和地球化学研究对天然气工业的重要意义主要在于：20世纪70年代末提出煤系是好的气源岩，强调煤系成烃以气为主，以油为辅，开辟了煤成气勘探新领域，使中国煤成气储量从其前仅占天然气总储量9％提高到目前的70％；在大气田形成的半定量和定量主控因素及天然气聚集区带研究基础上，提前4～11a预测出中国目前11个探明储量在1000&#215;10^8m^3以上大气田中的7个；飞仙关组气藏气源具有多样性，推测川北巴中地区存在一个龙潭组煤成气生气中心，是发现煤成气大气田的有利地区。图12表3参86