边远井天然气液化回收技术中期答辩精选教学课件

1、边远井天然气液化回收技术中期答辩精选教学边远井天然气液化回收技术中期答辩精选教学 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 边远井天然气液化回收流程设计 4 模拟计算与分析 5 完成进度和后期安排 目 录 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 中国近年来一直在努力开采边远井天然气，新疆的塔河油田的西北油田分公司近年来天然气增长较快，新井试采评价及边远小型天然气区块的开采，大多采用拉运生产，天然气放空，为减少放空，满足凝析气田开发的需求，提出需要建设小型撬装化的回收装置，提高经济效益，保护环境。1.1 问题的提出 国内外对于天然气处理方案多种多样，但是对于边远井天然气回收

2、技术针对不同气质，不同地理位置等不同因素有一定的局限性，因此就此类问题进行研究。 1 论文研究概况 中国近年来一直在努力开采边远井天然气，新疆的本研究内容旨在解决下面两个问题（1）新井试采评价放空气的回收2013年天然气产能建设计划安排在塔河东南部奥陶系、天山南、天山南三道桥地区、轮台地区古近系、塔河TP28X井区白垩系及重点勘探跟踪区块。2013年计划新钻井16口，合计建天然气产能2.28108m3，凝析油产能6.18104t。地面工程来不及实施的情况下，新井投产试采大量天然气放空进行回收。（2）边远小型天然气区块的开采西北油田分公司近年来发现一批边远小型的天然气区块，例如AT、TP等。大多

3、属于凝析气田，凝析油产量较高，这些新井分布零散，远离现有的油气处理装置，无法实现密闭集输。这些边远井大多采用拉油生产，大量伴生气和天然气放空，天然气中含有H2S等酸性气体污染环境，每天上万的天然气经济损失大。西北油田分公司凝析气田开发的需求急需建设小型撬装化的回收装置。边远井天然气回收技术研究 是解决天然气放空问题的有效措施1.1 问题的提出 1 论文研究概况本研究内容旨在解决下面两个问题1.1 问题的提出 1 论文1.2 研究目的和意义天然气放空保护环境提高经济效益发展地方经济对边远井天然气特点进行分析研究边远井天然气回收技术软件模拟工艺流程总结边远井天然气回收技术特点设计能够现场安装、搬迁

4、工作量少，施工周期短，工作弹性大，操作维修简单的天然气回收装置，能广泛适用于西北油田分公司所辖勘探区缺水、高寒、冬夏温差大的自然环境条件，也适用于以下场合：1、边远、单独的气井；2、气田放空气就地回收和利用；3、油气田新区开发初期，用作临时产能建设；4、中浅层小型气藏的开发和利用。研究思路边远井天然气回收技术指导工程实践 1 论文研究概况1.2 研究目的和意义天然气放空保护环境对边远井天然气特点进1、边远井天然气回收方式理论研究(1) 管道，CNG，LNG的运输对比研究(2) 管道，CNG，LNG的储存对比研究(3) LNG在回收边远井天然气中的优势分析2、边远井天然气液化工艺研究(1)天然气

5、液化工艺对比分析研究(2) 边远井天然气净化回收工艺流程对比设计(3) 边远井天然气液化回收工艺流程对比设计(4) 边远井天然气回收关键设备比选1.3 主要研究内容3、边远井天然气工艺流程数值模拟(1) 边远井天然气液化回收参数确定(2) HYSYS模拟边远井天然气回收工艺(3) 边远井天然气回收的经济评价4、边远井天然气回收的撬装设计(1) 边远井天然气回收技术撬装化设计(2)边远井天然气回收技术模块化安装(2)边远井天然气回收技术一体化维护(3) 边远井天然气回收的互联网模式 1 论文研究概况1、边远井天然气回收方式理论研究1.3 主要研究内容3、边远1.4 技术路线边远井天然气液化回收技

6、术前景展望边远井天然气液化回收技术有很好的发展前景和政策优势总结边远井天然气液化回收技术成果，提出技术建议边远井天然气回收液化工艺研究管道，CNG，LNG回收天然气的优劣势对比研究管道，CNG，LNG回收天然气的风险对比研究管道，CNG，LNG回收天然气应用途径对比研究LNG在回收边远井天然气中的优势分析通过调研新疆等地边远井现场，查阅各类针对边远井研究的文献资料，总结边远井开发历史和未来发展趋势。调研天然气历史进程，提出边远井天然气回收技术的必要性，分析边远井天然气回收的潜在经济效益前景。边远井天然气回收方式理论研究过程系统稳态模拟方法建立数学模型边远井天然气液化回收工艺流程设计边远井天然气

7、液化回收关键设备比选天然气液化工艺对比分析研究单元操作过程模拟模型建立液化过程流程模拟模型建立过程系统稳态模拟方法边远井实例进行工艺流程模拟HYSYS模拟边远井天然气液化回收工艺边远井天然气液化回收参数确 定边远井天然气液化回收撬装设计 1 论文研究概况1.4 技术路线边远井天然气液化回收技术前景展望边远井天然气 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 边远井天然气液化回收流程设计 4 模拟计算与分析 5 完成进度和后期安排 目 录 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 比较项目LNG供应管道供应CNG供应固态供应备注供气规模可大可小大小较小一次投资较高很高低较高仅指

8、应用部分运行费用较低低较低高仅指应用部分技术成熟度成熟成熟成熟不成熟边远井回收天然气的供应方式对比表2.1 运输方式对比研究 2 边远井天然气回收方式研究比较项目LNG供应管道供应CNG供应固态供应备注供气规模可大2.1 运输方式对比研究压缩天然气用高压气瓶组槽车运输。槽车一共8个气瓶，每个气瓶的几何容积一样，均为2.25m3，可得总容积18m3，经换算在20MPa压力下一辆槽车的储气量可达4550m3/辆，车辆投资每辆115万元。LNG的体积只是天然气的1/600，体积减小，方便储存并可进行远距离输送。低温的储罐采用真空纤维绝热技术，几何容积达到43m3，当充装90%时可达23220Nm3/

9、辆，车辆投资每辆108万/辆。PNG法是一种已经广泛应用的成熟技术。目前，约有65%的天然气采用此法输送。对于气量小，相对有一定波动，运输距离较长的天然气不适合适用管道运输。将天然气在一定温度和压力条件下与水作用形成固体状态的天然气水合物，经过车辆送到目的地后气化释放天然气供给用户使用。1m3的天然气水合物可以储存150m3的天然气。CNGPNGLNGNGH 2 边远井天然气回收方式研究2.1 运输方式对比研究压缩天然气用高压气瓶组槽车运输。槽车PNGLNGCNGANGNGH温度（）常温-160室温常温020压力（Mpa）10常压203.5828储量110636220170150170释放量1

10、10575200150160170技术特点已工业化已工业化已工业化未完全工业化未完全工业化边远井回收天然气储存方式对比表2.2 储存方式对比研究 2 边远井天然气回收方式研究PNGLNGCNGANGNGH温度（）常温-160室温常温PNGLNGCNGANGNGH优点管道建成后运行成本低，常用于长途运输安全性好，能量储存量大，利于远距离运输制造工艺简单且成熟，充气简单易行吸附条件温和制造工艺及钢瓶成本低，安全性高，无需昂贵的多级压缩设备操作安全，投资运行费用低，具有较好的发展潜力缺点管道一次投资巨大，配套设施较多，远洋输送不易实现材质要求高，储罐及站内主体设备需低温保冷材质要求高，工艺复杂，自身

11、重量大，需要高压设备对活性炭生产要求高，受天然气气质影响较大，存在吸附热效应目前储运工艺需要进一步的研究与改进，配套装置需要专门研究边远井回收天然气储存方式对比表2.2 储存方式对比研究 2 边远井天然气回收方式研究PNGLNGCNGANGNGH优点管道建成后运行成本低，常用 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 边远井天然气液化回收流程设计 4 模拟计算与分析 5 完成进度和后期安排 目 录 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 本次工程设计规模5104m3/d的小型装置，装置采用撬装化设计、标准化采办、模块化施工。装置设计操作弹性-50%110%，年操作时间80

12、00h。含水轻烃直接外运至已建气体处理装置处理。同时根据单井开井实际生产情况，单井产量小于开发预安排，递减比预测的增快，所以增加3104m3/d规模处理装置，适用于小型边远气田回收天然气。净化工艺液化工艺运输工艺储存工艺3.1 整体回收技术设计思路 3 边远井天然气液化回收流程设计净化工艺液化工艺运输工艺储存工艺3.1 整体回收技术设计思路脱酸工艺设计选择原则：众多方法中没有尽善尽美的绝对优越的方法，各自具有特点和适用范围，在应用时根据实际情况进行相应选择。当酸性气体CO2/H2S6，同时脱除H2S和CO2时，选择一乙醇胺（MEA）或混合胺法；当酸性气体CO2/H2S5，选择甲基二乙醇胺（MD

13、EA）及其配方溶液；气相中酸性组分分压高、有机硫化物含量高，选择SulfinolD法同时脱除H2S和CO2；高寒及沙漠地区采用二甘醇胺（DGA）法；酸性气体中重烃含量高，采用醇胺法。0.8%分子筛脱酸2%醇胺法脱酸5%胺法脱酸CO2含量膜分离脱酸3.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计脱酸工艺设计选择原则：0.8%分子筛脱酸2%醇胺法脱酸5%胺脱酸工艺甲基二乙醇胺(MDEA)脱除H2S和CO2脱水工艺脱汞工艺3.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计脱酸工艺甲基二乙醇胺(MDEA)脱除H2S和CO2脱水工艺脱3.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计吸收塔操作参数再生

14、塔操作参数气体入塔压力（MPa）5富液入塔温度（）95-99气体入塔温度（）40塔顶压力（MPa）0.05气体出塔温度（）40塔底压力（MPa）0.06MDEA入塔温度（）43.93塔顶温度（）103.7富液出塔温度（）49.62塔底温度（）117.6闪蒸罐压力（MPa）0.5导热油入口温度（）180闪蒸罐温度（）49.61导热油出口温度（）1603.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计吸收塔操方法名称分离原理示例特点应用情况低温工艺(冷冻分离)高压天然气节流膨胀降温液烃冷凝效果显著，但是要达到更好效果需要制冷，投资消耗会增加适用于高压天然气溶应用于深度脱水剂吸收法天然气与水分在脱水

15、溶剂中溶解度的差异氯化钙水溶液便宜、露点降较低（1025）适宜于边远、寒冷气井氯化锂水溶液对水有高的容量，露点降为2236价高，一般不使用甘醇一胺溶液同时脱水、脱H2S、CO2，携带损失大，再生温度要求高，露点降低于三甘醇脱水仅限于酸性天然气脱水二甘醇水溶液（DEG）对水有较高的容量，溶液再生容易，再生浓度不超过95%，露点降低于三甘醇脱水，携带损失大应用较多三甘醇水溶液（TEG）对水有高的容量，再生容易，浓度达98.7%，蒸汽压低，露点降高（2858）应用最普遍固体吸附法利用多孔介质表面对不同组分的吸附作用活性氯土矿便宜，湿容量低，露点降较低活性氧化铝湿容量较活性铝土矿高，干气露点可达，露点

16、高不宜处理含硫天然气硅胶湿容量高，易破碎一般不单独使用分子筛高湿容量，高选择性，露点降大于 3 边远井天然气液化回收流程设计方法名称分离原理示例特点应用情况低温工艺高压天然气节流膨胀降脱酸工艺甲基二乙醇胺(MDEA)脱除H2S和CO2脱水工艺4A分子筛作为脱水吸附剂脱汞工艺3.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计脱酸工艺甲基二乙醇胺(MDEA)脱除H2S和CO2脱水工艺43.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计序号项目名称及型号材质单位数量备注1分子筛干燥器800 V=Q345R台2设计压力：5.2MPa设计温度：3002再生气电加热器N=35kWQ345R/20台1电加热

17、3脱汞塔700 V= Q345R台2设计压力：5.2MPa设计温度：704再生气冷却器 F=Q345R/20台1设计压力：5.2MPa设计温度：705再生气分离器500Q345R台1设计压力：5.2MPa设计温度70：6净化气过滤器Q345R台2直径1m除去率99.5%7盐水冷却器Q345R台1设计压力：5MPa设计温度：708盐水机组/h组合件台1制冷负荷7850kcal/h脱水脱酸设备表3.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计序号项目脱汞方式类型特点原理吸附脱汞法煤基活性炭脱除效率低一般对活性炭进行表面处理，用含S、Cl等元素的化合物或单质作改性剂，改性后脱汞效率可提高到90%以

18、上活性炭纤维脱除效果很好70活性炭纤维对汞的吸附效率为65%90%。随着反应温度的升高，活性炭纤维对汞的吸附能力增强活性焦受温度、水、浓度影响活性焦粒破碎至2mm，然后用氯酸钾溶液、氯化钾溶液和硝酸溶液进行浸渍改性处理，脱汞性能都有不同程度的提高钙基吸附剂受温度影响大，多用于初级钙基吸附剂指的消石灰，粒径为14.8630.50m。钙基吸附剂比表面积和孔容积越大，汞的脱除效果越好壳聚糖类吸附剂理论最佳吸附反应温度为80120壳聚糖又称脱乙酰几丁质、聚氨基葡萄糖、可溶性甲壳素，多为虾、蟹壳的提取物。壳聚糖无毒、无味、耐热、耐碱、耐腐蚀，具有良好的生物亲和性。壳聚糖分子中含有大量的-NH2基团和-O

19、H基团，是重金属良好的吸附剂化学试剂法过硫酸钾（K2S2O8）脱除效率高、反应速度快、溶液浓度低、不易挥发和沉淀物少可将气态元素汞氧化成Hg2+，且具有溶解度高的优点，不易堵塞鼓泡塔的气孔。AgNO3、CuSO4对其脱汞具有显著催化作用3.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计脱汞方式类型特点原理吸附脱汞法煤基活性炭脱除效率低一般对活性脱酸工艺甲基二乙醇胺(MDEA)脱除H2S和CO2脱水工艺4A分子筛作为脱水吸附剂脱汞工艺载硫活性炭脱汞3.2 净化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计脱酸工艺甲基二乙醇胺(MDEA)脱除H2S和CO2脱水工艺4指标阶式制冷循环工艺混合制冷循环工艺膨胀

20、制冷循环工艺效率高中低复杂程度高中低换热器类型板翅板翅或绕管板翅换热器面积小大小适应性中高高3.3针对不同形式的液化工艺的SWOT比较，设计出适合边远井天然气液化工艺流程。对比两种方案的优点，缺点，机会，挑战。3.3 液化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计指标阶式制冷循环工艺混合制冷循环工艺膨胀制冷循环工艺效率高中工艺流程比功耗（kWh/Nm3）评价适用性Mustang NDX-1工艺0.449结构紧凑，便于模块化设计；对进气组分不敏感；安全；运行平稳；便于操作；功耗较高海上中小型装置Linde Dual N2 Expander工艺0.462对进气组分不敏感；安全；运行平稳；便于操作；设备

21、较多；攻耗高海上中小型装置ABB CH4-N2工艺0.465结构紧凑；适应进气组分变化；较安全；运行平稳；便于操作；功耗高；设备较多海上中小型装置丙烷预冷的单级氮膨胀液化工艺0.435流程简洁，结构紧凑，布局灵活，便于模块化设计；对进气组分不敏感；安全；运行平稳；便于操作；设备数量少；功耗高小型装置丙烷预冷双氮膨胀工艺0.392流程简洁，结构紧凑，布局灵活；对进气组分不敏感；操作方便、运行安全可靠；功耗高小型装置无预冷的单级氮膨胀液化工艺0.520流程简洁，结构紧凑，布局灵活；对进气组分不敏感；操作方便、运行安全可靠；功耗高小型装置无预冷的两级氮膨胀液化工艺0.452流程简洁，结构紧凑，布局灵

22、活；对进气组分不敏感；操作方便、运行安全可靠；功耗高小型装置DMR工艺0.374功耗较低；液化率较高；处理量大；投资较低。流程复杂；操作灵活性差；混合制冷剂配比受限于进气条件中大型装置单混合制冷剂工艺0.358功耗低；液化率高；制冷剂组成较简单；流程简单，控制方便，运行可靠；对不同组分原料气和处理气量适应性强；投资成本低，操作费用低；关键设备采取模块化设计。各种LNG装置C3MRC工艺0.321功耗小；液化率高；处理量大；投资较低。流程较复杂；操作灵活性差；混合制冷剂配比受限于进气条件陆上大型装置 3 边远井天然气液化回收流程设计工艺流程比功耗（kWh/Nm3）评价适用性Mustang 3 研

23、究阶段性成果序号液化工艺名称能耗1阶式（级联式）制冷循环工艺12混合制冷循环工艺（MRC）单级混合制冷剂液化流程1.253丙烷预冷的单级混合制冷剂液化流程1.154多级混合制冷剂液化流程1.055膨胀制冷循环工艺单级膨胀机液化流程26丙烷预冷的单级膨胀机液化流程1.707两级膨胀机液化流程1.703.3 液化工艺 3 边远井天然气液化回收流程设计 3 研究阶段性成果序号液化工艺名称能耗1阶式（级联式）制项目方案一丙烷预冷的单级混合制冷方案二单级混合制冷预冷设备丙烷机组-制冷设备（主要）混合冷剂机组/冷箱混合冷剂机组/冷箱预冷机组功率250600冷剂机组功率300 天然气节流后温度-163-16

24、5进LNG槽车罐的压力bar22能耗kWh/m30.440.48冷剂名称丙烷混合冷剂混合冷剂制冷剂循环量t/h3.14.27.5设备成撬尺寸（长m宽m高m）113.32.7114.52.8164.52.8设备重量15.5t33t50t 3 边远井天然气液化回收流程设计项目方案一方案二预冷设备丙烷机组-制冷设备（主要）混合冷剂机项目方案一丙烷预冷的单级混合制冷方案二单级混合制冷项目总投资（万元）6089.89 6144.31 运行成本（元/m3）0.5294 0.5354 成撬性较易较难现场施工工作量小较大操作方便较难较易3.4 方案比选 3 边远井天然气液化回收流程设计项目方案一方案二项目总投

25、资（万元）6089.89 6144. 就冷剂不同，进行压缩空气负荷，仪表用气量，压缩空气气量，无油螺杆空压机排气量，氮气用量，LNG撬块数目，液化单元设备数目，装置能耗，辅助系统能耗，成本等因素进行对比计算研究，综上所述，推荐方案一丙烷预冷的单级混合冷剂液化工艺。 本项目5104m3/d装置，开工时率90%，年产LNG产品8616t，年产轻烃产品553t。 3104m3/d装置，开工时率100%，年产LNG产品5744t，年产轻烃产品369t。 3 边远井天然气液化回收流程设计项目数量5104/d3104/d天然气原料（/d）53开工周期（d）330330开工时率（%）90100LNG日产量（

26、t/d）29.0117.41 LNG年产量（t/a）8615 5744轻烃日产量（t/d）1.861.12 轻烃年产量（t/a）5533693.4 方案比选 就冷剂不同，进行压缩空气负荷，仪表用气量，压方案一：丙烷预冷的单级混合制冷 3 边远井天然气液化回收流程设计3.4 方案比选方案一：丙烷预冷的单级混合制冷 3 边远井天然气液化回收流方案二：单级混合制冷 3 边远井天然气液化回收流程设计3.4 方案比选方案二：单级混合制冷 3 边远井天然气液化回收流程设计3. 3 边远井天然气液化回收流程设计3.4 方案比选 3 边远井天然气液化回收流程设计3.4 方案比选 1 论文研究概况 2 边远井天

27、然气回收方式研究 3 边远井天然气液化回收流程设计 4 模拟计算与分析 5 完成进度和后期安排 目 录 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 原料气设计参数：H2S-150mg/m3；CO2-2%；N2-5%；CH4-85%C2-5%；C3-2%；C4-0.5%；C5及以上-0.5%；Hg-100g/m3 ；井口压力30MPa左右，井口温度2030。凝析气田单井产气量在5104m3/d左右，因此本次工程建设设计规模为5104m3/d的小型装置，装置采用撬装化设计、标准化采办、模块化施工。装置设计操作弹性-50%110%，年操作时间8000h。含水轻烃直接外运至已建气体处理装置处理

28、。同时根据单井开井实际生产情况，单井产量小于开发预安排，递减比预测的增快，所以增加3104m3/d规模处理装置，适用于小型边远气田开发生产。4.14.1 各种条件 3 边远井天然气液化回收流程设计原料气设计参数：4.14.1 各种条件 3 边远井天然气液4.2 模拟 4 模拟计算与分析4.2 模拟 4 模拟计算与分析4.2 模拟 4.2 模拟 4 模拟计算与分析4.2 模拟 4.2 模拟对比两种方案的优点，缺点，机会，挑战。(3) 边远井天然气回收的经济评价3 研究阶段性成果(4) 边远井天然气回收关键设备比选投资成本低，操作费用低；3 边远井天然气液化回收流程设计边远井天然气液化回收参数确

29、定天然气液化工艺对比分析研究比功耗（kWh/Nm3）将天然气在一定温度和压力条件下与水作用形成固体状态的天然气水合物，经过车辆送到目的地后气化释放天然气供给用户使用。本项目5104m3/d装置，开工时率90%，年产LNG产品8616t，年产轻烃产品553t。Hg-100g/m3 ；总结边远井天然气液化回收技术成果，提出技术建议本项目所得税前、税后财务内部效益率均大于行业基准收益率，财务净现值大于零。制冷负荷7850kcal/h25m3，可得总容积18m3，经换算在20MPa压力下一辆槽车的储气量可达4550m3/辆，车辆投资每辆115万元。3 边远井天然气液化回收流程设计(3) 边远井天然气回

30、收的经济评价 4 模拟计算与分析4.2 模拟对比两种方案的优点，缺点，机会，挑战。 4.2 模拟 4 模拟计算与分析4.2 模拟 4.2 模拟1、建设规模根据西北油田分公司2013年天然气井产能的单井配产以及天然气单井产量递减情况，确定建设2套LNG处理装置，规模分别为3104m3/d和5104m3/d（操作弹性为-50%110%），分别适用于小型边远气田开发和新井试采。2、主要工艺技术（1）选用甲基二乙醇胺（MDEA）脱除CO2和H2S。（2）采用分子筛作为脱水吸附剂，载硫活性炭吸附脱汞。（3）选用丙烷预冷混合制冷剂液化工艺（C3/MRC）。4、结论项目建成后，将使西北油田分公司边远井区放空

31、天然气得到回收利用，避免资源的浪费，同时也减少环境污染，具有较好的社会效益。该设计方案可以在其他边远井上使用，效果显著。 4 模拟计算与分析4.3 分析总结 4.3 分析总结4、主要技术经济指标（1）投资5104m3/d的LNG处理装置项目总投资6089.89万元，其中建设投资5814.36万元，建设期贷款利息136.55万元，流动资金138.98万元。3104m3/d的LNG处理装置项目总投资5279.96万元，其中建设投资5079.77万元，建设期贷款利息119.30万元，流动资金80.89万元。（2）经济评价5104m3/d的LNG处理装置效益评价结果为税前、税后内部基准收益率28.57

32、%、23.05%，所得税前、税后财务净现值为5,188万元、3,319万元。3104m3/d的LNG处理装置效益评价结果为税前、税后内部基准收益率16.43%、13.62%，所得税前、税后财务净现值为1,128万元、397万元。本项目所得税前、税后财务内部效益率均大于行业基准收益率，财务净现值大于零。说明项目盈利能力能够满足行业要求，项目在经济上是可行的。（3）风险分析按内部基准收益率IRR=12%反算5104m3/d的LNG处理装置LNG出厂价2099元/t，具有较强的抗风险能力，3104m3/d的LNG出厂价3038元/t，LNG出厂价是最敏感的风险因素，积极拓展价高运距短的市场。 4 模

33、拟计算与分析4、主要技术经济指标 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 边远井天然气液化回收流程设计 4 模拟计算与分析 5 完成进度和后期安排 目 录 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 面临的问题拟解决办法研究工作软件模拟优化，研究内容加深。 在不断调整的过程中进行研究，尝试寻找最优答案。 论文撰写总结工作，并进行研究内容细化写出一篇符合工学硕士的论文。 与导师多沟通， 阅读相关的硕士论文，不断对论文初稿进行完善。 5 完成进度与后期安排面临的问题拟解决办法研究工作软件模拟优化，研究内容加深。 在1、边远井天然气回收方式理论研究(1) 管道，CNG，LNG的运

34、输对比研究(2) 管道，CNG，LNG的储存对比研究(3) LNG在回收边远井天然气中的优势分析2、边远井天然气液化工艺研究(1)天然气液化工艺对比分析研究(2) 边远井天然气净化回收工艺流程对比设计(3) 边远井天然气液化回收工艺流程对比设计(4) 边远井天然气回收关键设备比选1.3 主要研究内容3、边远井天然气工艺流程数值模拟(1) 边远井天然气液化回收参数确定(2) HYSYS模拟边远井天然气回收工艺(3) 边远井天然气回收的经济评价4、边远井天然气回收的撬装设计(1) 边远井天然气回收技术撬装化设计(2)边远井天然气回收技术模块化安装(2)边远井天然气回收技术一体化维护(3) 边远井天

35、然气回收的互联网模式 5 完成进度与后期安排1、边远井天然气回收方式理论研究1.3 主要研究内容3、边远2、完成可能性1修读课程已经全部完成2在中国石油和化工标准与质量中发表普刊论文关于都江堰某小区天然气管线碰口过程的危险源辨识3在2015年油气田勘探与开发国际会议论文集中发表油田污水治理工艺研究4在中国化工贸易上发表普刊论文中国LNG发展现状研究5正常情况下有信心按质按量按时完成论文的撰写 5 完成进度与后期安排2、完成可能性1修读课程已经全部完成2在中国石油和化工标准与Thankyou请老师同学 批评指正！Thankyou请老师同学 中国近年来一直在努力开采边远井天然气，新疆的塔河油田的西

36、北油田分公司近年来天然气增长较快，新井试采评价及边远小型天然气区块的开采，大多采用拉运生产，天然气放空，为减少放空，满足凝析气田开发的需求，提出需要建设小型撬装化的回收装置，提高经济效益，保护环境。1.1 问题的提出 国内外对于天然气处理方案多种多样，但是对于边远井天然气回收技术针对不同气质，不同地理位置等不同因素有一定的局限性，因此就此类问题进行研究。 1 论文研究概况 中国近年来一直在努力开采边远井天然气，新疆的PNGLNGCNGANGNGH优点管道建成后运行成本低，常用于长途运输安全性好，能量储存量大，利于远距离运输制造工艺简单且成熟，充气简单易行吸附条件温和制造工艺及钢瓶成本低，安全性

37、高，无需昂贵的多级压缩设备操作安全，投资运行费用低，具有较好的发展潜力缺点管道一次投资巨大，配套设施较多，远洋输送不易实现材质要求高，储罐及站内主体设备需低温保冷材质要求高，工艺复杂，自身重量大，需要高压设备对活性炭生产要求高，受天然气气质影响较大，存在吸附热效应目前储运工艺需要进一步的研究与改进，配套装置需要专门研究边远井回收天然气储存方式对比表2.2 储存方式对比研究 2 边远井天然气回收方式研究PNGLNGCNGANGNGH优点管道建成后运行成本低，常用 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 边远井天然气液化回收流程设计 4 模拟计算与分析 5 完成进度和后期安排 目 录 1 论文研究概况 2 边远井天然气回收方式研究 3 方法名称分离原理示例特点应用情况低温工艺(冷冻分离)高压天然气节流膨胀降温液烃冷凝效果显著，但是要达到更好效果需要制冷，投资消耗会增加适用于高压天然气溶应用于深度脱水剂吸收法天然气与水分在脱水溶剂中溶解度的差异氯化钙水溶液便宜、露点降较低（1025）适宜于边远、寒冷气井氯化锂水溶液对水有高的容量，露点降为2236价高，一般不使用甘醇一胺溶液同时脱水、脱H2S、CO2，携带损失大