压缩机新技术(3)

油气开发利用中的流动与热问题西安交通大學

2007年调峰型LNG撬装型LNG

复叠式制冷循环

采用由丙烷、乙烯和甲烷为制冷剂的三级复叠式制冷循环,供天然气液化所需的冷量,他们的制冷温度分别为-45℃、-100℃及-160℃。

混合工质天然气液化循环

采用由C1～C5的烃类和氮等5种以上组分组成的混合物作为制冷剂布雷顿制冷机

膨胀制冷循环天然气直接膨胀制冷:流程简单、设备紧凑、投资少、调节灵活、工作可靠氮膨胀制冷:适应性强,液化能力高,流程简单、运行灵活、操作方便,但能耗比较高氮气—甲烷混合膨胀制冷:流程简单、控制容易、启动时间短,比纯氮气膨胀制冷节省10%～20%的能耗,但技术还不成熟气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷

天然气直接膨胀液化制冷长庆气田井口天然气压力比较高,关井压力为25MPa,初期井口的流动压力为18～20MPa

左右。但是气流的温度比较低,井口流动温度一般为10～20℃。在长庆气田集气站实现了多井加热炉加热节流工艺。在集气站一般设置1～2台水套加热炉,每台加热炉可以同时加热2～4口气井。天然气的加热温度可以通过控制加热炉燃料气量来控制,整个控制过程采用计算机自动控制。加热炉进口压力为18～22MPa,温度为10～20℃。将天然气加热到70～80℃进行节流,节流后的压力为6.4MPa,混合气温度基本在20℃左右。

榆林气田天然气集输流程取消加热炉，每天少消耗天然气500Nm3；采用膨胀机发电机组替代节流装置，获得发电量约为747kW

LNG冷能利用

LNG冷能在发电厂中的应用：

采用低沸点工质的朗肯循环方式利用低温;采用单级或多级天然气直接膨胀方式利用压力能;LNG冷能在液固态气体制取中的应用：低温远离环境温度越大,越利于冷量的利用。由于空气分离(空分)装置中所需达到的温度比LNG温度还低,LNG冷量可得到最佳的利用。利用LNG冷却空气,不但可大幅降低能耗,而且简化了空分流程,减少建设费用。

小气量低压气轻烃回收在油田开发过程中,油田伴生气和油罐挥发气都是重要的资源,因气量小,地点分散,气体集输困难,没有得到合理利用。开展从小流量、低压伴生气中回收轻烃的工艺技术的研究,对于降低油气损耗,获得较高的经济效益和良好的社会效益,都具有重要的现实意义。回收方法是低温分离法或低温分离法与其它方法的组合——复合回收法。天然气(含伴生气)通过以上的某一种或几种方法,把其中丙烷以上的重组分从气体中分离出来而得到混合液烃,再分馏即可获得所需的产品——石油液化气和轻油。小流量、低压气轻烃回收工艺原料气增压→脱水→低温冷凝→产品分馏。轻烃回收装置将有四个主要工艺过程:①气体增压;②气体干燥;③气体冷凝;④天然气液烃分馏(产生石油液化气和轻油)。压缩—外部冷剂制冷法

压缩—节流膨胀制冷法

复合制冷法

压缩—冷剂制冷+节流膨胀制冷法

目前,我国石油天然气勘探开发已呈现出两个显著的特点:一是新增储量多位于滩海、沙漠等边远地区;二是东部老油田为保持稳产,勘探和开发向油田周边地区发展,越来越多的周边低产小油田将投入开发,此外许多老油田已进入开发后期,油井压力下降,含水率高,为了提高产量,而使产液量急剧增加,因此地面集输系统急需改造,所以多相混输技术在我国是比较有发展前景。多相混输技术多相混输技术的应用可以增大油井集输半径,简化集输流程,降低油田建设投资可降低井口回压,提高油井产量。对于基建投资极大的海洋、沙漠、沼泽油田以及一些低产边际油田,应用多相混输技术可以取得较好的经济效益。油气水多相混输技术

混输管道流动规律，模拟软件的应用多相计量技术多相增压技术混输管道的内防腐技术多相混翰送技术发展的总超势是:建设长距离、大口径、高压力沉猪管遗;应用先进的多相增压和计童设备;系蚝高度自动化控制。向深水海城和沙漠深处发展。双螺杆混输泵油井注氮、注泡沫和氮气保护作业主要使用范围油井注氮作业气举排液、气顶驱替、吞吐气驱、试油诱喷。油井注射池沫作业三次采油工艺、稠油泡沫热采。氮气氛保护作业油管、储油罐扫气，金属材料热处理氮气气氛保护，食品保鲜，冷库充氮等。(1)氮气设备由空气压缩机组、氮气薄膜分离器、氮气增压机组、连接管汇和集中控制系统构成。(2)泡沫注射设备由氮气设备和泡沫发生及注射设备构成。(3)氮气设备运载方式为满足各油田用户的需求，设备可采用车装、半挂拖车装和橇装。低压氮气工艺流程：低压氮气，

压力1MPa。流量1Om3/min，纯度95%-98%高压氮气工艺流程：高压氮气，

压力35MPa,流量1Om3/min，纯度95%-98%

高压氮气泡沫工艺流程：高压氮气（纯度95%-98%）泡沫，压力35MPa,

流量1Om3/min，活性剂流量50L/minCNG压缩机主管线压缩机：燃气透平驱动的离心压缩机，排压4.5MPa支线压缩机：电驱动或燃气发动机驱动（分体式、整体式）的活塞压缩机，由井区压送至主管线，压力0－4.5MPa充气站压缩机：电驱动的活塞压缩机，压力0－25MPa一般每个母站供气能力为50,000-100,000m3/d，可供5-10个子站用气西安每个子站日均售气量为18000m3/d－23000m3/d压缩天然气加气站工艺流程低压原料气进入CNG加气站后，经调压计量、脱硫、脱水、加压、储存、充装等环节，最后输出高压压力大于(20MPa)车用压缩天然气。原料天然气:城市输配管网供气的CNG加气站、其低压原料气压力等于或大于0．3MPa、与压缩机要求的进气压力相匹配。进气调压计量系统低压原料天然气进入CNG加气站后，首先进入调比计量系统、这个系统包括过滤、分离、调压、计量、缓冲等装置。若原料气组份中含有超标硫化氢成份时，应设置脱硫装置、进行脱硫处理。深度脱水原料天然气进入脱水装置的吸附塔、塔内的4A型分子筛能有效吸附其水份，使天然气中的水含量达到车用压缩天然气水含量的要求。脱水装置及其设置有：(1)低压脱水装置，设置在压缩机前，原料天然气经调压计量系统后，即进入深度脱水装置，经过脱除水份的天然气进入压缩机，对压缩机亦有一定的保护作用；(2)高压脱水装置，设置在压缩机后，原料天然气经调压计量系统后即进入压缩机，压缩后的天然气压力升高至25MPa，然后进入深度脱水装置脱除水份。储气系统为了满足汽车不均衡加气的需要，CNG加气站须设置高压储气系统、以储存压缩机加压的高压气。储气方式有以下几种：(1)小气瓶储气，单个小气瓶水容积仅50升，需要气瓶数量多、接点多、泄漏点多、维护与周检工作量大。(2)管井储气，使用API进口石油套管加装高压封头，立式深埋地下100米、形成水容积1．9m3的储气管井。这种储气管井的有关技术，如全程固井、联接密封、维护。与检验等尚需进一步深入与提高。(3)大型容器储气、常用的有以下几种：多层包扎的天然气储气罐、公称直径为DN800、容积规格为2、3、4m3。分卧式与立式两种；售气售气机是用来给CNG加气汽车添加高压天然气。它由科里奥利质量流量计、微电脑控制售气装置和压缩天然气气路系统组成。其屏幕显示售气单价、累计金额和售气总量。生产消耗定额

CNG加气站规模多为10000Nm3／d或15000Nm3／d、其生产消耗是影响运行成本和经济效益的重要部分，必须严格控制。以10000Nm3／d规模的CNG加气站为例，生产消耗如下：

天然气进站量10500—10800Nm3／d天然气进销差500—800Nm3／d脱硫剂耗量84．2kg