压缩机新技术(3)资料
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• 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 25 MPa ,初期井口的流动压力为18～20 MPa 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18～22 MPa ,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. 4 MPa ,混合气温度基本在20 ℃左右。
高压氮气泡沫工艺流程：高压氮气
（纯度95% -98% ）泡沫，压力35 MPa , 流量1Om3/min ，活性剂流量50L/min
CNG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
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。
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。
• 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
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、 运行百度文库活、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
• 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。
(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1 MPa。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%
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
LN G冷能利用
• LN G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;
• LN G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LN G温 度还低,LN G 冷量可得到最佳的利用。利用LN G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。
• 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50,000100,000m3/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。
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;
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
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 25 MPa ,初期井口的流动压力为18～20 MPa 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18～22 MPa ,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. 4 MPa ,混合气温度基本在20 ℃左右。
高压氮气泡沫工艺流程：高压氮气
（纯度95% -98% ）泡沫，压力35 MPa , 流量1Om3/min ，活性剂流量50L/min
CNG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
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。
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。
• 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
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、 运行百度文库活、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
• 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。
(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1 MPa。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%
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
LN G冷能利用
• LN G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;
• LN G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LN G温 度还低,LN G 冷量可得到最佳的利用。利用LN G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。
• 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50,000100,000m3/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。
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;
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