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。

新疆克深2气田处理装置结蜡问题研究及对策

新疆克深2气田处理厂天然气脱水脱烃采用常见的"注乙二醇"+"J-T阀节流制冷"低温冷冻分离工艺,投产初期出现J-T阀卡阻、低温分离器工作异常等问题,从而导致乙二醇分离异常,并混入商品气中,下游管线在通球时,导致西气东输首站压缩机因乙二醇溶液停机,严重影响西气东输平稳供气。通过试运和实验室分析,排除水合物堵塞影响,判定J-T阀卡阻是由于天然气中蜡组分在低温处理时析出,对克深处理厂原料气进行取样全组分分析,探索蜡组分在天然气处理中的分布规律,采用UniSim Design和HYSYS软件模拟,通过实验室溶蜡试验,发明了一种天然气脱蜡工艺,利用"相似相溶"原理,采用溶蜡剂吸收天然气中的蜡组分,解决了低温分离结蜡问题。该研究结果可为探索天然气中蜡组分状态分布规律和气田防蜡提供借鉴。

超音速涡流管脱水工艺评述

本文扼要介绍了超音速涡流管(Twister分离器)技术及其在原料天然气水露点控制工艺方面的应用。文章指出:(1)利用超音速涡流管制冷新工艺进行原料天然气的水露点控制与烃露点控制具有明显的节能和环保优势,是当前在全球范围受到普遍重视的新工艺;(2)此项新工艺对西南油气田公司含硫天然气的水露点控制颇具实用价值;(3)国外经验表明在超音速涡流管制冷工艺的技术开发过程中进行一定规模的现场试验是必须的;(4)此类装置在处理含硫原料时必须特别注意材质与防腐问题,也需要相应地解决含硫污水的处理问题。

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C3+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6.0MPa的膨胀机制冷工艺,C3+收率达到92%以上,外输干气烃露点满足管输要求。

海上平台超壁厚低温分离器选型分析

以南海某油气平台工程设计为实例,介绍了超壁厚低温分离器在工程应用中遇到的制造瓶颈。从解决工程实际问题出发,对低温分离器内件形式进行选型探讨,结合内件类型和工程计算,给出了不同内件形式下低温分离器直径和设备壁厚。通过采用轴向旋流高效组合内件,大幅降低了低温分离器直径和壁厚,解决了超壁厚低温分离器制造和焊接冲击问题,为今后深海油气田开发中低温分离器选型提供了工程经验。

气田集输工艺的选择

近几年我国加快天然气工业的发展,开发了几个大型气田,在与外国石油公司的合作开发中,引进了一些先进的技术及设计理念,集气管道从传统的气液分输工艺发展到气液混输工艺。介绍了气田集输采用的新工艺,分析、总结了各种集输工艺的适用场所。

天然气脱烃装置烃露点不合格原因分析及整改

国外大型气田均为含硫、含凝析油气田,其组分中含有大量的重烃,为保证管输的平稳运行,需要脱除重烃,且脱除重烃具有较大的经济价值。天然气凝液回收的两个主要步骤是天然气降温析出凝液和气液低温分离。通过分析研究土库曼斯坦某天然气净化厂脱烃装置烃露点不达标的原因,对低温分离器内部结构提出相应的整改方案。

绕管式换热器在海上气田的应用浅析

绕管式换热器具有结构紧凑,传热效率高,耐高温高压,可实现多介质换热等特点。相对于管壳式换热器,有着自身的优势,因此在各个领域的应用也越来越广泛。本文通过对绕管式换热器的结构特点、工作原理的分析,阐述了其在海上气田的具体应用。

余热制冷技术在海上平台节能应用的新思路

南海某气田开发项目天然气烃露点控制系统拟采用燃气轮机排烟余热的设计方案,在传统降压流程采用的J-T阀前段加装溴化锂制冷机组,利用溴化锂机组提供冷量替代部分J-T阀功能,预先对天然气进行降温,从而减少J-T阀节流过程压降引起的能量损失。通过ASPEN HYSYS分析结果表明,该节能改造方案可使干气压缩机减少压降约1.5 MPa,压缩机功率减少5.6 MW,年节约天然气1 430.39×104m3,折合标煤15 133.6 t,经济性强,节能效果明显。在提高项目的能源利用率的同时,为海上平台余热制冷应用提供了新思路。