水合物快速生成技术及装置

气体水合物技术在天然气固态储运、海水淡化和CO_(2)封存等领域有着广阔的应用前景,水合物快速生成是制约水合物技术应用的关键问题之一;由于对水合物快速生成的研究起步较晚,水合物反应器研制发展尚未成熟,生成速率达不到工业要求。如何提高水合物生成速率,实现水合物的快速生成是实现气体水合物技术应用亟待解决的问题之一。结合水合物的生成机理,分析了制约水合物快速生成的影响因素;回顾了各类水合物快速生成装置的结构和原理,从传质传热角度解析了各类反应器的优缺点,并对未来的研究方向提供几点建议:对有良好应用前景的装置加强改进,逐步扩大规模;结合高科技装备,构建新型反应器;构建一个标准的反应器评价体系。

一种智控型烟气余热深度回收装置的实践探索

为了解决大庆油田加热炉排烟温度高、生产能耗大的问题,在加热炉排烟系统增设智控型烟气余热深度回收装置,以加热炉进液为冷源,将排烟温度冷却至50℃以下,综合回收烟气的显热和潜热,达到深度回收烟气余热的目的,并对烟气降温过程中产生的冷凝水进行全部回收,从根本上解决了冷凝水排放问题。应用装置前后系统整体热效率分别为79.94%和87.47%,综合计算得到装置的节能率为8.35%,节能效果显著;此外,对于1.0 MW加热炉,年平均负荷率50%,年运行时间330 h,测算得到每年节约天然气4.58×10^(4) m^(3),折合7.4万元,具有良好的经济效益。

基于融合模型的联合站能耗优化技术研究

联合站是油田集输系统中的耗能大户,为降低生产运行能耗,在收集和整理现场SCADA(数据采集与监视控制系统)数据的基础上,对数据进行完整性、重复值和异常值校验,利用箱线图识别超过工况范畴的异常值,对缺失值采用三次样条曲线进行重构,再对能耗影响因素进行相关性分析,并代入支持向量机模型建立吨液综合能耗和影响因素之间的非线性关系,最后采用粒子群算法实现联合站能耗的持续优化。结果表明:利用中位数替代异常值和三次样条曲线重构缺失值,对于数据清洗的效果较好,清洗后数据完整性大幅提升;加热炉耗气量和处理液量对吨液综合能耗的影响较大,说明热力消耗在能耗中的占比较大;优化后,联合站的单位液量气耗、单位液量电耗、单位液量综合能耗均有所下降,预计全年节约运行费用26.6万元。研究结果可为联合站运行方案的制定提供实际参考。

基于J-T阀和机械制冷工艺调节天然气露点的热力学及经济分析

在天然气输送过程中,常采用J-T阀制冷、机械制冷这两种低温分离法析出液烃和水来控制露点保证管输安全。针对两种工艺结构差异较大的情况,从能量、经济上对J-T阀制冷和机械制冷这两种天然气露点调节方法进行了模拟分析。研究结果表明,两种工艺的烃露点降接近,而机械制冷工艺的水露点降更高。在(火用)分析对比上,JT阀制冷工艺(火用)损(5 159kW)明显高于机械制冷工艺(1 961kW),机械制冷工艺的系统换热效率更高,使得其整体(火用)效率高于J-T阀制冷;高级(火用)分析结果显示,机械制冷工艺可避免(火用)损占比(69.8%)高于J-T阀制冷工艺(66.7%),改进潜力更大且代价更低。在资本投资对比方面,机械制冷工艺采用外部制冷系统提供冷量,设备的购置成本更高,但其保留了原料气的压力能,在相同外输条件下运行成本更低。综合投资成本及产品收益,在整个运行周期,机械制冷工艺的收益高出812.64×10^(4)美元。对两种工艺的敏感性分析显示,丙烷的冷却性能不会随其流量的增加而持续增加;随着地层压力的降低,利用压差来改善天然气性质的工艺效果低于采用外部丙烷制冷工艺。

盐水微滴/泡沫铜复合体系中甲烷水合物生成动力学研究

提高海水水合储气速率和储气密度对水合物技术规模化应用至关重要。将一定浓度的NaCl溶液与疏水性气相纳米二氧化硅高速搅拌分散成微米级盐水微滴。8.0 MPa、274.15 K条件下,利用不同硅含量的盐水微滴进行水合储甲烷实验,研究甲烷水合物生成动力学特性。结果表明,硅含量2.5%(质量分数)的盐水微滴分散性和储气性能最佳,储气量达141.01 cm^(3)·cm^(-3),储气速率达7.37 cm^(3)·cm^(-3)·min^(-1)。进一步将该硅含量盐水微滴填充至开孔泡沫铜中,构建盐水微滴/泡沫铜复合水合储气体系。研究发现,泡沫铜三维巢状金属骨架能显著加速水合反应热的转移,提高微滴水合储气性能。5.0~8.0 MPa下,相较于盐水微滴单一体系,复合体系水合储气量提高4.72%~21.70%,最大储气速率提高38.25%~110.58%。

新型双筒体旋风分离器的分离性能和流场

为降低普通逆流式旋风分离器的阻力,设计了一种双筒体旋风分离器(简称双筒体分离器),即在筒体内部增加一个同心内筒、进口移至筒体下端、升气管插入内筒一段长度。通过冷模对比实验和数值模拟研究了该双筒体分离器的分离性能和流场。结果表明:双筒体分离器的效率在低入口气速区低于PV型高效旋风分离器(简称PV型分离器),但当入口气速高于28 m/s时则高于PV型分离器;双筒体分离器的效率总是高于环流式除尘器;压降与环流式除尘器相近但比PV型分离器低约50%。双筒体分离器耦合了常规逆流和直流旋风分离器中的2种旋涡流动,克服了逆流式分离器气体流路长和顶灰环的缺陷,同时还增加了部分细颗粒循环再分离的机会,效率高于直流式旋风分离器,是一种具有较低阻力和较高分离效率的新型旋风分离器,对于入口颗粒稍粗的分离应用具有显著的节能优势。

乳状液体系中气体水合物成核过程研究进展

乳状液中气体水合物成核行为研究可用于评估油-气-水体系在亚稳态下稳定存在的时间,对低温环境下多相混输管道的安全运行和水合物风险控制策略的制定具有重大意义,因而成为深水管道流动安全保障的重点问题和研究热点。本文着眼于油水乳状液体系中气体水合物的成核过程,总结了实验研究中水合物成核速率的量化方法,细致分析和比较了当前研究中诱导期定义方法的异同,梳理了温度、压力、扰动强度、含水率和原油组分等环境条件和体系组成对水合物成核行为影响的研究成果及水合物成核速率预测模型。总体来看,油水乳状液中水合物的成核行为已经得到了较为深入的研究,在影响因素定性分析和模型定量描述等方面取得了一定成果,但在诱导期定义方法的统一和模型的工程化应用等方面仍需进行更为细致的研究。未来,应逐步建立统一的诱导期定义标准和更为普适性的诱导期预测模型,借助谱学仪器和分子动力学模拟等手段加深对水合物成核过程分子尺度信息的认识,更加深入理解水合物成核机理并逐渐实现量化模型的工程化应用。

储罐内液化天然气热物性预测模型分析

为精确预测储罐内液化天然气状态及其热力学参数,使用DWSIM化工过程仿真软件,分析评价PR、LKP、GERG-2008状态方程在液体密度、气体密度、焓差与比热容4种热力学参数计算以及气液相平衡闪蒸过程分析中的精度。以天然气物性实验为参考,对比的混合物温度范围约为105~450 K,压力范围约为0.05~69 MPa。计算结果表明,GERG-2008状态方程在物性预测方面综合平均误差最小,约为2.1%。优选其分别计算并预测Nantes实验,La Spezia事故以及接收站设计过程中典型LNG的基础物性及混合后气液相的相关参数。研究结果可为接收站储罐内部流场的模拟分析提供一定的基础支撑。

加油站油气回收真空泵的结构和性能优化

针对加油站二次油气回收系统中使用的真空泵在使用过程中普遍存在稳定性差易导致气液比漂移、使用寿命不及预期、维修费用高给加油站的管理经营带来不利的影响等问题,通过对该类型真空泵进行结构改进,有效提高了泵的运行稳定性,延长了泵的使用寿命,降低了泵的维修成本,提升了加油站的环保管理水平。

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。

油气回收装置活性炭更换过程及要点分析

对吸附法油气回收装置活性炭更换的过程及要点进行了介绍和分析,从油气回收装置的工艺流程和活性炭吸附机理出发,结合石油库油气回收装置活性炭实际更换情况分析出在选型、更换、钝化、投用等过程中要点,为石油库更换油气回收装置活性炭提供了参考。

油气储运中油气回收技术的应用

在油品装车、装船过程中,大量的挥发性油气会进入大气,导致资源的浪费和周边环境的污染。为了解决这个难题,将对罐区现有设备与其他成熟的技术进行对比分析,阐述各项技术的优缺点及我公司现有设施的使用情况。

油气回收气相管防逆流装置的设计与应用

针对石油库公路下装发油作业油气回收气相鹤管在气体压力变化及下装接头密封不严的情况下,相邻未进行装卸作业的气相鹤管会出现油气逆流逸散的问题,提出了在气相管接口部位加装夹片式止回阀的解决方案,为解决石油库公路发油下装气相鹤管油气逆流逸散问题提供了参考。

加长管应用全生命周期费用探讨

为了降低长输管道环焊缝失效概率、确保管道全生命周期安全运营以及加快焊接施工进度,提出管道项目建设应采用18 m加长管。通过对建设期费用、运营期费用和潜在损失费用三个方面进行分析,并对18 m加长管与12 m钢管的全生命周期费用进行全面对比。结果表明,18 m加长管在建设期费用、运营期费用成本可以有效控制,总体费用与12 m钢管基本一致;18 m加长管道潜在损失费总费用较12 m钢管降低126.56万元;18 m加长管全生命周期费用较12 m钢管仅增加费用250.44万,整体投资增加0.35%,表明18 m加长管的大规模应用投资成本可以有效控制。

基于油气回收技术的工艺优化研究

在油品加工企业和储油库、码头,大量的轻质油蒸发进入大气,不仅造成油品的损失,而且还会影响企业生产安全和引起环境污染。河北省地方标准《工业企业挥发性有机物排放控制标准》(DB13/2322-2016)(石化企业非甲烷总烃≤100mg/m3,去除率≥97%,其他企业非甲烷总烃80mg/m3)较国家《石油炼制工业污染物排放标准》(GB31570-2015)《石油化学工业污染物排放标准》(GB31571-2015)《合成树脂工业污染物排放标准》(GB31572-2015))(特别排放限值非甲烷总烃≤120mg/m3,非甲烷总烃去除率≥97%)和《储油库大气污染物排放标准》(GB20950-2020)(非甲烷总烃≤25g/m3,去除率≥95%)严格,油气回收工艺的选择至关重要,在回收资源的同时做到达标排放,大大减轻了对大气环境的污染。

油田伴生气的液化联产工艺方案技术研究

为了对国内油田伴生气进行高效回收利用,以某油田伴生气为基础,对油田伴生气回收技术方案进行研究,开发出适合于小规模油田伴生气的液化联产工艺,并对工艺进行了热力学分析及参数优化设计。基于Aspen HYSYS软件对液化联产方案进行模拟计算,对流程中特性参数脱乙烷塔压力、原料气液化温度、混合冷剂增压压力以及混合冷剂节流压力进行模拟分析。研究表明,设备的[火用]损改进潜力明显,其中改进设备性能、提高系统效率最快的是压缩机,其次是换热器以及水冷器。大多数设备的可避免内源[火用]损(E^(AV,EN)_(D,K))在总[火用]损中占比最高,且[火用]损量大,对E^(AV,EN)_(D,K)占比多的压缩机进行改进是减小流程[火用]损最有效的措施。通过减小冷箱夹点,提升脱乙烷塔[火用]效率也可大幅降低流程总[火用]损。水冷器的E^(AV,EN)_(D,K)和可避免外源[火用]损(E^(AV,EN)_(D,K))占比均较高,降低水冷器[火用]损不仅可从自身内源[火用]损入手,还可改善其他设备性能以降低空冷器[火用]损。

天然气余压发电设备设计参数和发电量计算方法研究

为保障天然气余压发电设备的安全、平稳、高效运行,有必要针对天然气流量波动较大的工况特点,对天然气余压发电设备进出口压力及流量等设计参数和发电量的计算方法进行系统研究。通过分析天然气输气工况的历史数据,计算天然气流量波动工况下不同设计参数的天然气余压发电设备年累计发电量,按照年累计发电量最高、经济效益最优的原则优选天然气余压发电设备的设计参数并确定设备选型规格,提高天然气余压发电设备设计参数和发电量计算的科学性、合理性。采用基于天然气流量波动工况下计算天然气余压发电设备发电量的方法对某输气站的天然气余压发电设备设计参数和发电量进行计算,计算结果与设备实际运行情况相符。因此,基于天然气流量波动工况,计算天然气余压发电设备设计参数和发电量符合天然气余压发电设备的实际运行工况,可有效提高设计方案质量和项目可行性研究结论的准确性。

原油管道节能降耗优化技术研究

基于降低原油管道水力消耗和热力消耗的目的,通过核算管输经济成本分析了不同输量对油单耗、电单耗及单位周转量运行能耗等参数的影响,研究了能耗最优和经济成本最优对应的最佳输量,分析了以气代油和用电方式改变对管输经济成本的影响。得到如下结论,单位周转量运行能耗随着输量的增大先增大后减小,在输量为1 050 m^(3)/h时的运行能耗最优;不同年份的燃料价格和电价对经济成本的影响较大,最低经济成本对应的输量也有所不同;将燃油加热炉改为燃气加热炉后,预计全年可节约热力成本1 840万元;将用电方式从一般工商业调整为大工业用电,且计价遵循最大容量时,预计全年可节约水力成本1 610万元。研究结果可为同类原油管道的运行优化提供实际参考。

胜利油田“绿色”开发技术实践分析

胜利油田油气开发走在全国前列,中石化从确定油田开发战略之日起,便牢固树立环保开发理念,高标准要求施工现场环保管理,在油田“绿色”开发实践中形成了以钻井清洁化生产主艺(包括清污分流、泥浆不落地、随钻实时处理)、钻井岩屑资源化利用、压裂返排液循环利用、钻机油改电、钻井环保工艺以及平台化井场(“井工厂”)等为核心的技术体系,这些技术为国内油气田绿色开发积累了宝贵的经验。

单管环状掺水工艺节能优化研究

为实现单管环状掺水工艺的节能降耗,通过Pipesim软件建立掺水工艺流程,模拟了不同参数对回液温度和掺水总量的影响,得到了不同井口温度、不同地温条件对集油环临界产液总量的影响,并建立以掺水温度及掺水量为决策变量,以运行费用最低为目标函数的优化模型,通过引入惩罚函数对序列二次规划算法进行改进,实现决策变量的求解。结果表明:除产液量外,掺水量、掺水温度、井口温度和地温均与回液温度呈正相关;井口温度越低、地温越低,所需的集油环临界产液总量越大;当实际产液量大于临界产液总量时,可实现常温输送,无需掺水操作。工艺优化后全年总运行费用可减少29.6万元,其中水力费用减少了3.9万元,热力费用减少了25.7万元。