FPLNG预处理及液化一体化工艺研究现状及发展趋势

海上天然气处理系统的紧凑性对其适应海上环境尤为重要。为解决浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)面临的甲板空间和承重受限的问题,提出了新型FLNG天然气带压液化工艺(FPLNG)的概念。阐述了FLNG关键技术和应用现状,并对FPLNG关键技术和储存方案进行了分析。FPLNG关键技术提高了CO_(2)和重烃的溶解度,可以简化预处理和液化工艺,而低温脱碳技术与液化工艺的协同可以实现海上天然气预处理和液化的一体化过程。带压液化天然气(PLNG)可以储存在高强度低温钢构成的高压储舱和罐式集装箱中,在压力约为0.5 MPa,且运输距离小于400 km时,高压储舱方案成本低于常压输送。FPLNG在我国深远天然气资源的高效开发中具有较大潜力,有望在未来得到广泛应用,但对于流体相平衡等问题仍需深入研究。

天然气原位再生型液体复合脱硫剂研制

针对油气井钻井完井测试期间作业时间短、搬迁频繁,现有的干法或湿法脱硫工艺需要的设备繁多、工艺复杂、建安周期长及其操作困难的情况,利用自氧化、自还原的特种化合物与变价金属离子催化剂相结合,研制了一种原位再生型液体复合脱硫剂,通过对该脱硫剂的催化剂浓度、pH值、二氧化碳及温度等指标,对脱硫效果的影响进行了实验研究。结果表明:pH值在8~13间的硫容不低于330 g/L,在脱硫剂中金属离子催化剂质量浓度不低于500 mg/L时,脱硫效率大于99.9%,二氧化碳含量小于27%时,对硫容质量分数的影响小于3%;该脱硫剂具有反应快、硫容大、适应性强、选择性强和装填方便的特点,为油气井钻井完井测试期间天然气脱硫提供了一种新手段,为天然气原位再生型液体复合脱硫剂推广应用奠定了基础。

油气田轻烃回收工艺优化方案研究

本文对轻烃回收的原理和方法进行了简要的论述,采用某海上油气田的轻烃回收系统为实例,针对其存在的问题,提出了优化方案。该优化方案根据该项目的有利条件,制定了合理的流程,分析了冷凝温度、冷凝压力与C3+回收率之间的关系,从而确定操作参数。

炼油厂胺液再生装置节能优化措施应用

醇胺法脱硫是炼油厂最常用的脱硫方法之一,其溶剂N–甲基二乙醇胺更因具有选择性高、再生效果好、不易降解、价格低廉等诸多优点被广泛使用。该文对胺液再生装置能耗现状进行分析,通过对系统胺液提浓降量,引常减压蒸馏装置0.4 MPa蒸汽至再生塔底重沸器,对贫胺液泵进行叶轮切削,更新贫胺液冷却器等措施降低装置能耗。项目实施后减少了1.0 MPa蒸汽、电能和循环水的消耗,增加了装置间低压蒸汽的利用,装置年综合能耗降至3 217 373 kgOE,单位能耗降至3.72 kgOE/t,有效降低了装置能耗。

高含硫天然气净化装置过滤器液位计引管失效分析

介绍了某大型净化厂脱硫单元原料气过滤器失效的问题,对过滤器液位计引管直管段及焊接法兰进行化学成分、金相组织、断口形貌等分析,探讨失效的主要原因。结果表明,原料气过滤器失效的原因是过滤器的材质不符合要求,长期处于偏低温度和酸性介质环境中导致原料气过滤器氯化物应力腐蚀失效。准确掌握设备失效成因,有针对性地采取防护措施,对于确保装置长周期安全运行具有重要的意义。

天然气醇氨法脱硫脱碳工艺及其工程设计应用

自井口采出的天然气中除含低分子饱和烃类外,还含有如硫化氢(H_(2)S)、二氧化碳(CO_(2))、羰基硫(COS)、硫醇(RSH)和二硫化物(RSSR’)等酸性组分。当天然气中酸性组分含量一定指标时,会对设备和集输管道进行腐蚀。天然气处理过程通常采用醇胺法进行脱硫脱碳,根据天然气中的酸气组成不同、产品气指标的不同,需要根据胺液性质结合实验或模拟结果选择合适的胺液。本文阐述了醇胺法脱硫脱碳工艺的基本原理,结合工程设计,对工艺流程中醇胺溶液选择、工艺流程等进行讨论。

天然气净化厂循环水系统无磷缓蚀阻垢剂研究与应用

目的在无磷缓蚀阻垢剂研发过程中,以聚环氧琥珀酸(PESA)与三元共聚物等为主要原料复配进行配方筛选。方法通过旋转挂片腐蚀实验、静态阻垢实验对无磷缓蚀阻垢剂进行适应性评价和研究。结果通过现场监测,该无磷缓蚀阻垢剂取得了良好的缓蚀阻垢效果,腐蚀速率控制低于0.075 mm/a。同时,对实验前后循环水细菌进行测定,结果呈现持续降低的趋势,水体富营养化程度降低,说明无磷配方对系统细菌控制具有积极的作用。结论室内研究及现场试验结果均证实该缓蚀阻垢剂体系在中、低硬度水质下具有优异的效果,能够保障天然气净化厂循环水系统的稳定运行。

胺液在线深度复活装置的设计及应用

目的解决天然气净化厂脱硫装置胺液系统中由于醇胺溶液自身降解与外来污染所导致的脱硫性能下降、腐蚀穿孔、发泡停产等一系列问题。方法对溶液系统污染物来源进行解析,为有效降低溶液中的污染物、降解物和烃类杂质等,采取了以下措施:①增设原料气预处理设施;②设置溶液过滤器;③增设胺液在线深度复活系统等设施。结果胺液在线深度复活装置可有效去除溶液中热稳定盐及致泡物质,使溶液的发泡高度由500 mm降至30 mm,消泡时间由110 s降至5 s。结论通过对胺液进行深度复活,保证溶液的洁净度,恢复溶液性能,可大幅度降低脱硫装置的发泡频率,更好地保障天然气净化装置的平稳高效运行。

天然气湿法脱硫剂的研究进展

概述了国内外天然气含硫标准,在此基础上综述了湿法脱除硫化氢脱硫剂(络合铁法、胺法、离子液体法、生物法)的最新研究和应用进展;详细总结了各种脱硫剂的作用原理;就现阶段不同湿法脱硫化氢脱硫剂脱硫过程中存在的问题及今后的研究方向进行了分析和展望,为推进天然气脱硫化氢脱硫剂研发提供理论及实践指导。

基于NSGA-II算法的TEG脱水工艺能耗分析及参数优化

为满足天然气脱水工艺中干气露点达标和能耗优化要求,以某气田集气站为例,采用ASPEN Hysys软件搭建天然气脱水工艺流程,根据实际运行参数筛选影响脱水系统能耗的工艺参数,利用BBD实验设计建立多目标回归函数,并采用第二代自适应非支配遗传算法(NSGA-Ⅱ)对函数进行求解,最后与Hysys自带的优化器求解算法进行了对比。结果表明:TEG循环量、重沸器温度和汽提气量对能耗的敏感性较强;通过分析Pareto前沿,当优化前后水露点接近的条件下,等量功比优化前降低了4.18%;当优化前后等量功接近的条件下,干气露点比优化前降低了1.92℃;当采用Hysys软件自带的优化器求解时,TEG循环量和汽提气量均有所减小,但重沸器温度未得到优化。NSGA-Ⅱ算法在能耗降低及参数优化上具有优越性,可以得到全局最优解。

以碳减排为目的伴生气脱水脱烃工艺能耗优化研究

为实现伴生气脱水脱烃工艺达到节能、减排、降碳的目的,在对碳排放源识别的基础上,对不同参数下的碳排放量及来源进行了分析,并探讨了不同参数对产品处理深度的影响,最后以碳排放总量最小为目标函数,通过优化器实现了参数的约束求解。结果表明,因再生塔底温度较高,含醇污水的流量较大,其碳排放量在碳排放总量中的占比较大,属于重点排碳设备;乙二醇循环量的变化对碳排放总量的影响最大,其次为富液进塔温度和再生塔重沸器温度,其余因素对碳排放总量的影响较小,但会影响外输气的水露点和稳定原油饱和蒸气压;采用序贯二次规划法对工艺进行优化后,碳排放总量从289 kg/h降至234 kg/h,降幅19.0%,该工艺可为油田减少碳排放提供参考依据。

海上平台天然气脱酸工艺探索

天然气作为一种清洁、高效的能源,在全球能源结构中占有重要地位。在海洋平台上,天然气脱酸是生产过程中必不可少的环节。对醇胺法脱酸、半贫液脱酸和膜分离法与醇胺法联用(多法联用脱酸)三种天然气脱酸方案进行整体概述,从能耗与经济性、工艺流程复杂性以及海上平台适应性等方面进行比较,系统分析了用于海上平台脱酸的可能性。结果表明多法联用方案单位流量分离成本低、设备总占地面积小、塔器低、醇胺溶液循环量少、能耗低,适合海上平台的天然气脱酸处理。结果认为,该研究成果可为提高海上平台天然气脱酸效果提供理论支持与实践指导。

基于碳排放核算的天然气脱水系统优化

针对天然气脱水系统能耗和碳排放量较大的问题,通过HYSYS软件对典型三甘醇脱水工艺进行建模,基于能流分析对流程中的碳排放源进行识别,考察了不同因素对碳排放量的影响,并通过粒子群算法完成目标函数及决策变量的求解。结果表明,根据核算边界限制,可识别到的碳排放源为重沸器、再生气、循环泵和汽提气加热器,其中重沸器为燃料燃烧排放节点、再生气为工艺放空排放节点、循环泵和汽提气加热器为净购入电力排放节点;TEG循环量、重沸器温度、汽提气流量和吸收塔塔板数均对碳排放量产生一定影响,重沸器是排碳的主要设备。通过算法优化,重沸器的碳排放量降低最多,CO_(2)排放总量从38.43 kg/h降至31.59 kg/h,降幅17.8%,总能耗从49.47 kW降至41.50 kW,降幅16.1%,节能减排效果显著。

天然气净化脱硫装置关键参数及其能耗分析

以天然气净化处理过程脱硫工艺及其能量消耗为研究对象,采用HYSYS软件对天然气脱硫单元进行模拟,研究了脱硫装置的关键参数,按照综合能源及单位综合能源计算方法对能量消耗进行了计算。通过对计算结果的分析,提出优化操作参数以达到降低能耗,提高装置运行能效的目的,对类似地面建设工程具有一定的指导意义。

塔河油田四号联轻烃后冷器设计探析

采用水作为冷却器的冷却介质已有多年的历史,由于水的换热系数较高,可使设备紧凑、投资低,因而受到重视,并成为一种最重要的冷却方式。由于工业用水量供不应求,人类环保意识不断增强,新型空冷器经济性不断提高,在过去的几十年中,有一部分水冷却器逐渐被空气冷却器所代替。空气冷却器是以环境空气作为冷却介质,依靠翅片管扩展传热面积来强化管外传热,借空气横掠翅片管后的空气温升带走热量,达到冷却、冷凝管内热流体的目的一种设备。空气冷却,不污染水源;空气腐蚀性低,不用特殊的清垢措施;空冷压降低,运行费用低;还具有维护费用低、运转安全可靠、使用寿命长等优点。塔河油田地处严重缺水的塔克拉玛干沙漠边缘,工业及生活用水来源主要依靠地下水,冷却水的供应有困难,为减少水资源浪费,提高水资源利用率,塔河油田油气站场广泛应用空气冷却器。为适应空冷器在塔河油田大面积应用的实际情况,提高空冷器性能,保证现场使用运行效果、扩大其在不同介质及工况情况下的用范围,需要从空冷器设计、制造及传热机理等方面进行不断改进。以塔河油田四号联混烃脱硫工程轻烃后冷器选型为例,详细介绍了空冷器的设计选型原则及具体计算过程,以供其他类似工程项目空冷器选型参考。

天然气轻烃回收工艺中CO_(2)冻堵防治技术研究

为降低轻烃回收工艺中CO_(2)冻堵造成的风险,提高RSV工艺对原料气中CO_(2)含量的适应程度。在梳理CO_(2)固体形成规律的基础上,通过固系物追踪验证析出固体的物流和设备,通过敏感性分析研究了不同工艺参数对冻堵裕量的影响,并针对性地提出不同序列的阶段性解冻措施。结果表明,脱甲烷塔塔顶气和干气过冷回流是容易发生CO_(2)冻堵的物流,脱甲烷第2块塔板的冻堵风险最大;脱甲烷塔塔压、低温分离器温度是影响CO_(2)冻堵裕量的最敏感因素;原料气中CO_(2)含量不同,对应的解冻措施也不同,可通过增加塔压、降低低温分离器温度等措施来控制CO_(2)固体析出;在相同乙烷收率的前提下,改进后的RSVF工艺较RSV工艺,不仅冻堵裕量有所增加,而且总能耗也有所降低。

CuCl_(2)协同FeCl_(3)尿素低共熔溶剂氧化吸收H_(2)S的研究

为了解决中小规模常规含硫天然气H_(2)S脱除问题,以尿素(UREA)和FeCl_(3)·6H_(2)O为原料合成了一种FeCl_(3) UREA低共熔溶剂(DES),并向其中加入CuCl_(2)得到FeCl_(3) UREA-CuCl_(2)脱硫剂。分别对该DES的结构和热稳定性进行了测定,通过脱硫试验考察了原料配比、CuCl_(2)浓度、H 2S气体流量及温度对脱硫性能的影响,并对其再生过程进行了探究。结果表明:该DES在80℃下可稳定存在,FeCl_(3) UREA摩尔比1∶1的DES具有更为优异的脱硫性能;CuCl_(2)的引入可使其脱硫性能得到大幅提升,最高硫容达9.64 g L。该脱硫剂更适用于较低气体流速时脱硫使用,且可通入O_(2)进行再生,脱硫剂经多次循环使用后性能变化不大。脱硫所得产物为高纯度斜方硫(α-硫)。该脱硫剂原料成本低廉,合成简单,可高效氧化吸收H_(2)S并将其转化为高纯度硫磺,为工业天然气脱硫提供参考。

氨基-磷酸改性铁基空心玻璃微珠催化剂用于天然气湿法氧化脱硫

目的为了避免常规天然气湿法氧化脱硫工艺中硫磺沉积引发的设备堵塞问题,开发了一种氨基-磷酸双官能团改性的铁基空心玻璃微珠(HGB)催化剂,用于脱硫-再生分步进行方案中脱硫富液的非均相催化氧化再生。方法采用红外光谱表征催化剂的结构。通过静态脱硫实验研究了硅烷偶联剂KH-550的配比、焙烧温度、FeCl 3投加量等因素对脱硫剂再生及脱硫效果的影响,并考查了催化剂的重复使用性能。结果氨基-磷酸改性铁基HGB催化剂可实现脱硫富液的有效再生,且能在酸性的脱硫液中保持稳定,在温度为300℃下焙烧6 h、HGB与KH-550质量比为1∶8、HGB与FeCl_(3)·6H_(2)O质量比为1∶5的条件下制备的铁基HGB催化剂具有最佳催化性能,对脱硫液重复再生3次后,脱硫液性能基本保持稳定。红外光谱分析结果表明催化剂结构保持完好。结论氨基-磷酸改性铁基HGB催化剂在天然气湿法氧化脱硫领域中对脱硫富液的再生具有较好的效果,可为目前脱硫富液的再生提供新的选择。

克劳斯分流-直接氧化组合工艺的应用

目的提高中国石化川西气田X号脱硫站总硫回收率,确保尾气排放达标。方法考查克劳斯分流-直接氧化组合工艺在X号脱硫站的实际应用情况,对比其与常规克劳斯工艺的区别与优势,并通过列举现场生产数据及计算总硫回收率的方法进行验证。结果①克劳斯分流-直接氧化组合工艺的总硫回收率达到98%以上,比常规工艺提升了2~3个百分点;②碱洗后排放尾气中SO_(2)质量浓度<1 mg/m^(3),可满足GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》中规定的排放尾气中SO_(2)质量浓度≤400 mg/m^(3)的要求;③年产硫磺1.1×10^(4) t,硫磺品质达到GB 2449.2—2015《工业硫磺第2部分:液体产品》规定的一等品质量标准。结论中国石化自主研发的专利技术克劳斯分流与直接氧化组合工艺有效提升了装置总硫回收率及环保效果,可实现尾气达标排放,确保装置的长周期高效、环保运行。

基于分段压裂水平井的临兴区块煤层气开发数值模拟

煤层气作为非常规天然气的重要组成部分,其高效开发技术已引起广泛关注,而水平井分段压裂技术是目前非常规天然气开发的关键技术之一,因而有必要对基于分段压裂水平井的区块煤层气开发进行数值模拟,以期提高煤层气的开发效果以及实现工艺优化。基于煤层气开发流固耦合数学模型,考虑煤储层中割理系统发育与分布,以临兴区块为研究对象,建立水平井分段压裂物理模型,开展煤层气储层压力与产能数值模拟,并对煤层压力变化以及产气效果影响因素进行分析。结果表明:水平井分段压裂开发煤层气在365 d左右可实现较远区域控制,且水平井井周压力较稳定。割理条数、裂缝参数的增加可提高煤层气的产气效果,但需考虑水平井分段压裂技术的开发成本以及井间干扰等因素的影响。基于分段压裂水平井的区块煤层气开发数值模拟模型可为实现煤层气高效开发的水平井分段压裂技术提供参考与指导。