基于鲸鱼算法的轻烃回收工艺能耗分析与优化

在天然气轻烃回收工艺的过程中,影响丙烷收率和总能耗的因素较多,且各因素之间相互影响、相互作用,常规的参数调节方法无法同时满足高收率、低能耗的要求。基于物料平衡理论,根据Horton-Franklin方程对丙烷收率公式进行了推导,在确定关键参数的基础上,利用HYSYS软件完成了影响因素分析,最后通过鲸鱼算法实现多目标函数决策变量的优化求解。结果表明:丙烷收率与原料气中丙烷流量、低温分离器液相丙烷流量、吸收剂流量、吸收剂中丙烷摩尔含量、吸收剂液相分率、原料气流量、相平衡常数、理论塔板数等参数关联;常规软件优化器无法对设备内参数进行调整,存在弊端;通过鲸鱼算法优化后丙烷收率从95.32%降至95.05%,总能耗从4 138 kW降至3 875 kW,液化石油气和稳定轻油也符合装车要求,工艺适应性大大加强。

天然气轻烃回收工艺关键参数分析与节能研究

为提高油田伴生气中的轻烃回收质量,在梳理丙烷收率计算方法的基础上,确定了影响丙烷收率的参数,并通过单一参数变化和敏感性分析确定了丙烷收率及综合能耗的调参策略,最后将丙烷制冷替换为混合冷剂制冷,进一步降低工艺能耗。结果表明,丙烷收率与诸多参数相关,DHX塔塔顶进料温度是影响丙烷收率和综合能耗的主控因素,当低温分离器温度为-33℃、DHX塔塔顶进料温度-52℃、DHX塔塔压2 MPa、膨胀机出口压力1.9 MPa时,综合能耗从3 364 kW降至3 241 kW,同时液化石油气和稳定轻油的质量满足产品要求;当制冷剂中C_(2)、C_(3)和n-C_(4)的摩尔流量分别为19.16 kmol/h、53.43 kmol/h、37.41 kmol/h时,综合能耗可进一步降低,与最初优化前相比,能耗降幅9.06%。

浅析提高轻烃收率的途径

近年来,随着石油资源的逐步递减,给油气生产企业带来严峻的考验。作为天然气处理的管理者和操作者,要充分利用有限的资源,用低投资提高轻烃收率。那么在实际生产中,提高轻烃收率都有哪些途径呢?本文以华北油田公司第二采油厂雄安采油作业区岔一联合站(以下简称“岔一联合站”)为例,从影响轻烃收率的因素着手,分析提升轻烃收率的多种途径,以期为相关行业的可持续发展提供参考和借鉴。

江油轻烃回收装置C_3收率的影响因素分析及其改进措施探讨

江油天然气凝液回收装置采取低温分离法回收天然气中C_3及以上组分,设计处理量为45×10~4 m^3/d,现天然气处理量40×10~4 m^3/d。目前,中坝须二气藏呈高压气量逐步降低、低压气量逐步增加的趋势。原料气压力波动也较大,高压气压力由3.65 MPa降至约2.8MPa,轻烃厂主要生产参数与设计值存在较大偏差。此外,GB 11174-2011《液化石油气》于2012年7月1日正式实施后,新增对液化气中(C_3+C4)烃类组分体积分数不小于95%的规定,对装置的生产操作参数、液化气产量及C_3收率将产生一定的影响。目前,液化气气质在满足新国标要求的前提下,C_3收率仅61.12%。为此,在不改变现有装置的条件下,借助计算机模拟软件分析相关参数的敏感性,针对装置现状及主要敏感因素,提出提高原料气压力、降低原料气温度、稳定脱乙烷塔再沸器温度、参数优化及进行工艺改造等措施,以提高装置C3收率。

提高轻烃收率的措施及应用

针对川西北气矿轻烃回收装置的情况,对影响轻烃回收率的因素进行了深入分析,提出了提高轻烃回收率的一系列整改措施。主要包括:膨胀机改造、调整膨胀比、控制密封气压力、调节喷嘴开度。采取以上措施后,取得了明显的经济效果。

轻烃回收不同制冷工艺的技术分析

结合天然气组成、压力、温度等条件,分析了冷剂制冷、膨胀制冷和复合制冷工艺的工作原理、特点及适用范围,探讨了不同制冷方法的影响因素和选择参考条件。以降低制冷温度、改善制冷效率、提高能量利用率为前提,分析了提高装置运行灵活性,保障安全稳定生产的技术手段。混合冷剂制冷以大气环境作为冷凝介质,可灵活调节产生较单一冷剂更低且为一定温度范围的低温冷量以适应不同组成天然气的冷凝分离要求,安全性好、适应面广、灵活性大、能耗低、轻烃收率高,在轻烃回收中的应用将不断扩展。

天然气深冷处理工艺的应用与分析

中原油田第四气体处理厂是国内自行设计的一套以回收乙烷为主的大型轻烃回收装置,该装置通过两年的运行标定,各项实际指标均优于设计指标。通过介绍中原油田第四气体处理厂轻烃回收设计特点及深冷工艺的关键环节,探讨提高产品收率、降低能耗、减少投资的技术和途径。

气提原油稳定工艺模拟分析

原油负压稳定工艺的轻烃收率受到多个参数的影响。利用HYSYS流程模拟软件对常规负压稳定工艺进行了模拟,并分析了稳定塔操作压力及温度对轻烃收率的影响。在常规工艺基础上,引入气提技术,通过HYSYS模拟发现气提技术可以提高原油稳定深度,增加轻烃收率,同时研究了气提气量及组分对轻烃收率的影响。

某终端天然气轻烃回收工艺模拟与参数优化

针对国内某陆地终端轻烃回收装置外输气质量不合格、产品收率不理想的实际情况,在不改动现有工艺流程的前提下,借助Aspen HYSYS软件搭建模拟流程,对丙烷蒸发器、低温分离器和脱乙烷塔的工艺参数进行敏感性分析与优化,为提高资源利用率与安全稳定生产提供参考。

提高伴生气液烃收率的途径探讨

结合油气田轻烃生产的实际情况,讨论了可用于提高油气田轻烃回收率的技术和方法,认为可以从优化操作条件、改变制冷方法、应用DHX工艺等技术三个方面来提高伴生气液烃收率,并对装置提出了利用状态方程编制计算软件等建议。

黄金管封闭体系热模拟实验中两种液态烃收集方法对比及其对相态特征的影响

原油在热裂解过程中会生成大量的轻烃(C6~C13),这些轻烃组分的性质介于气体和液体之间,易挥发,在常温下不以单独的气相或者液相存在,因而往往难以收集完全。本次工作先进行原油裂解生烃动力学模拟实验,在每个温度点都采用了两根黄金管作为平行样,其中一根黄金管按照传统液态烃收集方法,先在线测试完气态烃,然后用液氮冷冻1个跟真空系统相连的细胞瓶来收集轻烃,随后将黄金管剪开并投入加入了正戊烷的细胞瓶中,使两部分液态烃合并。另一根黄金管采用液氮直接冷冻收集的方法,即先用液氮充分冷冻黄金管,然后再快速剪破并浸入正戊烷中,以尽可能地减少轻烃组分的挥发。通过对比这两种收集方法获得的液态烃组分(C6~C13和C14+)定量数据,揭示液态烃组分在组成和产率上的差异。在此基础上,借助PVTsim相态模拟软件,将这两种收集方法获得的数据进行油气相态数值模拟,以研究两种收集方法导致的相行为差异。研究结果表明,液氮直接冷冻收集方法能更有效地收集轻烃组分,获得的轻烃产率明显高于传统液态烃收集方法。当Ro,Easy=0.62%~0.87%时,传统液态烃收集方法少收集了近40%的轻烃;当Ro,Easy=0.87%~2.47%时,传统液态烃收集方法损失了近1/6的轻烃,这些损失主要为C6~C9。当Ro,Easy<1.67%时,传统液态烃收集方法获得的热解产物的泡点压力偏高,最大偏差达3.3 MPa(Ro,Easy=0.62%),随热解温度升高,泡点压力偏差逐渐减小;当Ro,Easy>1.67%时,由于轻烃的热解加剧使得含量减少,对泡点压力的影响变小。因此,通过液氮直接冷冻液态烃的收集方法能够更准确地反映热解产物中轻烃组分的组成和产率。

乙烯装置轻烃石脑油共裂解运行模式的探索与实践

为完成中国石油独山子石化分公司"三增两降两优化"的生产策略,1 000 kt/a乙烯装置根据现有工艺条件和实际操作状况,探索与实践8台炉采用3台轻烃加工工况和7台炉采用2.5台轻烃+0.5台石脑油共裂解加工工况运行的模式,使乙烯装置的整体负荷高效、平稳运行在104.5%的生产工况上,在提升乙烯装置产能的同时,降低了综合能耗,确保了乙烯装置生产指标和生产效益。

河口天然气处理装置的工艺改造

油田中、小型天然气处理装置普遍存在着产品质量差,轻烃综合收率低,装置的生产工艺和设备较为落后,加工过程损耗严重,能源浪费高,吨烃生产成本居高不下的局面。针对现有天然气处理装置存在的主要问题,运用先进的化工系统工程原理,进行生产工艺优化,提高装置综合收率。

用CH_4平衡法计算装置轻烃收率的新方法

通过对常规收率公式的误差分析,提出了采用CH4平衡法计算轻烃收率的新方法。该法不需要采用难以准确计量的原料气或干气流量数据,以及液化气、轻烃产量,只需准确的原料气和干气分析数据即可,具有计算简单可靠、需分析的数据少、准确度高等特点,适合于采用气相色谱分析的绝大多数轻烃装置。

环丁砜抽提蒸馏制苯工艺的工业应用

环丁砜抽提蒸馏制苯工艺(SED工艺)在中国石油化工股份有限公司洛阳分公司芳烃装置二期扩能改造中的工业应用结果表明,该工艺的工业应用是成功的,各项技术指标达到或超过了设计值。装置的处理能力达到了156．68 kt/a的设计值;主要产品苯的结晶点达到5．48℃,纯度达到99．99％,收率为99．5％;与传统的液-液抽提装置相比不仅节省建设投资1200×104RMB￥,而且吨原料能耗下降近20％。

基于RSM的轻烃回收装置C_3收率分析及优化

采用HYSYS建立轻烃回收装置工艺模型,通过灵敏度分析选择低温分离温度、脱乙烷塔底温度和脱丁烷塔底温度为回归参数,基于响应面方法(RSM)建立装置C_3收率等考察指标与回归参数间的回归模型与优化模型。经分析得到,低温分离温度、脱乙烷塔底温度和脱丁烷塔底温度可显著影响装置C_3收率,且显著度大小关系为:脱乙烷塔底温度>低温分离温度>脱丁烷塔底温度;脱乙烷塔底温度与低温分离温度间交互作用大于脱乙烷塔底温度与脱丁烷塔底温度间交互作用。以C_3收率最大化为优化目标,LPG满足GB 11174—2011为约束条件,对优化模型求解得出最优操作参数:低温分离温度-72℃、脱乙烷塔底温度30.5℃、脱丁烷塔底温度138.0℃。在此条件下,装置C_3收率理论上可提升6.15%。

国内某轻烃深度回收装置运行情况分析及建议

国内某大型天然气轻烃深度回收装置的实际运行参数与设计参数存在一定的差距,丙烷收率仅为94.1%,远低于设计理论收率(98.0%)。从直接换热(DHX)轻烃回收工艺原理出发,通过历史运行数据对比、模拟计算研究、冷箱换热结构及工艺流程分析,确定了影响丙烷收率的因素,分析了存在的问题并提出了改进措施。结果表明,回流罐温度偏高是影响丙烷收率的关键因素,而原料气乙烷含量(物质的量分数)高于设计值是导致回流罐温度偏高的直接原因。由于集成式冷箱换热网络不合理,导致回流罐无法在变工况下获得需要的优质冷量。对于集成式冷箱,应加强工艺流程特性分析,有针对性地增大关键物流的换热面积余量并优化冷热物流换热顺序。同时合理配置热旁路调节阀,提高装置稳定性和可调节性。辅助工艺流程设计不合理,共影响装置丙烷收率近1.42%,因此在轻烃装置流程设计过程中,还需进一步分析辅助工艺流程对收率的影响。

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。

影响原油稳定装置轻烃收率的研究

通过对影响原油稳定装置轻烃收率的主要因素做出分析,研究了原油稳定装置中相关工艺参数之间的关系,总结出对提高轻烃收率的相关改进措施,以此希望能为我国原油开采和安全运输水平的提高做出一份贡献。

COKC-1催化剂工业应用

1.40 Mt/a催化裂化装置采用的COKC-1催化剂是一种很好的增产汽油催化剂,在反应温度降低6℃的情况下,催化汽油收率仍然有所上升,与MLC-500/GOR-Ⅱ混合催化剂相比增加了0.9个百分点,同时轻油收率上升了0.07个百分点。因此,COKC-1催化剂的选择性较好,达到了增产汽油的目的,该催化剂的污染指数较MLC-500/GOR-Ⅱ催化剂小,具有良好的抗重金属污染性能,使用该剂后,各产品质量良好,汽油烯烃含量稍有下降,柴油十六烷值稍有上升。