7[1].09塔北油田零散井放空天然气回收工程.dwg Model (1)

天然气管道放空设置方式探讨

天然气与石油 2014年2月 50 NATURAL GAS AND OIL 天然气管道放空设置方式探讨 蒲丽珠1 陈利琼1 杨文川2 1.西南石油大学石油工程学院，四川 成都 610500； 2.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川 成都 610041摘 要：天然气管道放空是管道进行维抢修及改扩建工程中必不可少的环节，但将处理合格的天然气放空将造成资源的浪费，同时也会造成一定的环境污染，因此有必要在天然气管道工程设计时根据放空管设置方式配套相应的天然气回收装置。通过研究国外天然气管道放空普遍的设置方式，对比国内天然气管道放空的设置情况，提出回收利用天然气的做法，供从事管道设计与管理的人员参考。 关键词：管道放空；天然气；设置方式DOI:10.3969/j.issn.1006-5539.2014.01.014 收稿日期：2013-11-07 基金项目：中国石油其础课题资助项目（JCF-2011-36-9） 作者简介：蒲丽珠（1988-），女，四川南充人，硕士研究生，主要从事油气长输管道风险评价及油田联合站节能减排的研究。 0 前言 天然气管道放空是管道进行维抢修及改扩建工程中必不可少的环节。但将处理合格的天然气放空将造成资源的浪费，同时也会造成一定的环境污染，所以回收放空天然气尤为重要。国外普遍采用移动压气站或移动式放空装置对管道进行放空；而国内则普遍采用在站场、阀室设置放空设备的方式。移动式放空设备能有效地减少征地面积，但在国内较难实施，如能选择性采纳国外放空技术，在保证放空安全性的同时缩小占地面积，将能有效地缓解征地难的现状。 1 国外管道放空设置方式 国外净化天然气输送管道线路截断阀室未设置放空竖管，仅留有排放接口并用法兰盖或类似管件封堵，站场设备区安全阀就地泄放，可见天然气放空操作是不经常进行的。这种做法在北美具有普遍性。1.1移动式压气站 基于节能环保、尽量减少放空的理念，国外公司开发了移动式压气站。在某段管道需要检修时，先将移动式压气站运输至现场进行安装、调试，然后关闭该管道上下游截断阀，将管道内的天然气增压后输往下游相邻 管段或并行管道。管内余下的少量无法用压缩机抽出的天然气通过线路截断阀处设置的排放口或设置于线路截断阀附近的永久性放空竖管放空。 俄罗斯于20世纪90年代推出了一款移动式压气站，对一段长30 km，管径1 422 mm，初始压力为7.5 MPa 的管道进行放空操作，经48 h 的抽气作业后，管道内剩余压力为0.97 MPa，余下的天然气需要就地放空。该移动式压气站为模块化设计，所有单元（包括：增压单元、气体冷却单元、辅助单元、自备发电站）分别装载在汽车半拖车上运输到现场，在现场组装，增压单元和冷却单元安装在液压支架上。移动式压气站通过挠性管与天然气干线连接。该移动式压气站设计参数见表1。 表1 俄罗斯移动式压气站设计参数

天然气处理工艺和轻烃回收简介

天然气处理工艺和轻烃回收技术 目录 一、天然气基础知识 二、天然处理工艺 三、天然气轻烃回收工艺技术 序 煤、石油和天然气是当今世界一次能源的三大支柱。随着经济的发展，世界能源结构正在改变，由以煤为主改变为以石油、天然气为主。天然气是一种高效、清洁、使用方便的优质能源．也是重要的化工原料。具有明显的社会效益、环境效益和经济效益。天然气的用途越来越广，需求不断增加。 一、天然气基础知识 什么是天然气？ 中文名称：天然气 英文名称：natural gas 定义1：一种主要由甲烷组成的气态化石燃料。主要存在于油田和天然气田，也有少量出于煤层。 定义2：地下采出的，以甲烷为主的可燃气体。它是石蜡族低分子饱和烃气体和少量非烃气体的混合物。 （一）、天然气组成分类 1、烃类 烷烃：绝大多数天然气是以CH4为主要成分，占60%～～90%(V)。同时也含有一定量的乙烷、丙烷、丁烷。有的天然气还含有戊烷以上的组分，如C5～C10的烷烃。 (2) 烯烃和炔烃：天然气有时含有少量低分子烯烃如乙烯和极微量的低分子炔烃(如乙炔)。 (3) 环烷烃：天然气中有时含有少量的环戊烷和环已烷 (4) 芳香烃：天然气中的芳香烃多为苯、甲苯和二甲苯。 2、非烃类 (1) 硫化物：H2S、CS2、COS(羰基硫)、RSH(硫醇)、RSR(硫醚)、R-S-S-R(硫代羧酸和二硫化物)、C4H4S（噻吩）。 (2) 含氧化合物：CO2、CO、H2O。 (3) 其它气体：He、N2。H2。 3、天然气的分类 天然气的分类方法通常有三种。 (1)按照油气藏的特点和开采的方法不同，天然气可分为三类，即气田气、凝析气田气和油田伴生气。 ①气田气是指从纯气田开采出来的天然气，它在开采过程中没有或只有较少天然汽油凝析出来。这种天然气在气藏中，烃类以单相存在，其甲烷的含量约为80％～90％（体积分数)，还古有少量的乙烷、丙烷和丁烷等，而戊烷以上的烃类组分含量很少。

解析冷凝水回收装置原理

冷凝水回收装置原理 ——换热设备推广中心 引言 能源是人类生存和发展的重要物质基础，能源的人均占有量、能源的构成、能源的使用率往往作为衡量一个国家的现代化发展程度。随着社会的发展和工业的进步，能源危机已成为全世界亟待解决、关系人类生死存亡的大问题。据专家估计，如果不改变能源消耗结构和速度，不开发新能源，在距今200～300年后，世界上的全部能源将消耗殆尽。因此，有效节能已成为全球性能源问题研究的核心之一。 一、概述 冷凝水回收器用于各种汽水换热器或生产工艺流程中所产生的冷凝水的回收。冷凝水是高质量的水，而且它含有大量的热能，所以在蒸汽供热系统中回收冷凝水是节能节水的重要措施之一。 冷凝水回收器用于各种汽水换热器或生产工艺流程中所产生的冷凝水的回收。冷凝水是高质量的水，而且它含有大量的热能，所以在蒸汽供热系统 中回收冷凝水是节能节水的重要措施之一。 高温水如果直接用泵抽送，泵前形成的负压 会使冷凝水汽化，造成气蚀。严重时会由于 气体体积突然膨胀而发生爆裂，损坏水泵。所以传统的冷凝水回收方法是将其冷却降温后再用泵抽送。这样就无法利用冷凝水所含的大量热能，而且由于冷凝水掺入了未经处理的冷水，使水质恶化，还要重新进行水处理。冷凝水回收器设计了气蚀消除措施，能确保水泵直接抽送高温冷凝水而不发生气蚀现象。

冷凝水回收系统回收蒸汽系统排出的高温冷凝水，可最大限度地利用冷凝水的热量，节约用水，节约燃料。对工厂的节能降耗，提高经济效益有显著的作用。冷凝水回收系统大致可分为开式回收系统和闭式回收系统两种。 一个高效运行的蒸汽冷凝水回收系统，将会显著提高整个热力系统的效率，节约电、煤、水及污染处理费用，对工厂的节能降耗，提高经济效益有显著的作用。如何设计一套有效、合理的利用冷凝水及其热的回收利用循环系统，达到最佳节能降耗效果是现今值得探讨的问题。 二、工作原理 冷凝水回收装置通过罐体内的调压装置，气蚀消除装置和特制的水泵，解决了水泵的气蚀。从 而实现了高温冷凝水和冷凝水回收器高能二次汽 的完全闭式回收，缩小了集水容器的体积。采用 自动控制系统使冷凝水能及时回收，使能量浪费 到最低，而且杜绝了氧腐蚀，消除了二次汽。 将不能直接利用的各种压力下的低压蒸汽的冷凝水有效回收，一直是各行各业热能管理部门的一大难题。多年来，研发团队运用流体力学、单相流和两相流原理，依据微过冷度理论和高温冷凝水动态两相流特性，并结合多年对锅炉设备的研究，系统的应用汽水引射混流技术，高低压管路共网技术，利用蒸汽动能的自动加压技术，将高温冷凝水在低背压或无背压状况下畅通地引回到冷凝水回收机组，同时采用专用特质的消汽蚀构件，消除水泵汽蚀的诱因，实现了冷凝水密闭式回收。同时凭借行业实践经验，对回收设备进行不断改进升级，充分回收冷凝水二次闪蒸蒸汽，使能源回收利用率达95%以上，减少了软化水的流失和热污染，充分节约燃料和软化水资源。

引射器在回收天然气回流压力能工程中的应用

第42卷第8期 当 代 化 工 Vol.42，No.8 2013年8月 Contemporary Chemical Industry August，2013 收稿日期： 2013-04-15 作者简介： 王磊（1982-），女，天津人，助理工程师，2006年毕业于西南石油大学化学工程与工艺专业，研究方向：从事油气加工设计工作。 E-mail：wanglei@https://www.360docs.net/doc/4012183994.html,。 引射器在回收天然气回流压力能工程中的应用 王 磊1，于相东2，王 晶1 （1. 中国石油天然气管道局天津设计院， 天津 300457； 2. 渤海钻探油气合作开发分公司， 天津 300280） 摘 要：通过引射器在回收利用高压天然气压力能方面的实际应用，分析引射技术在回收天然气压力能实际应用中的可行性、安全性、经济性，从而对天然气蕴藏的潜在能量的回收进行探索及研究。 关 键 词：引射器；回收；压力能；应用 中图分类号：TE 96 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2013）08-1088-03 Application of Ejector in Recovering Pressure Energy of Natural Gas Recirculation in the Engineering WANG Lei 1，YU Xiang-dong 2，WANG Jing 1 （1. China Petroleum Pipeline Bureau Tianjin Design Institute, Tianjin 300457，China ； 2. BHDC Oil Gas Cooperation and Development Company, Tianjin 300280，China ） Abstract: Through analyzing practical application of ejector in recycling high-pressure energy of natural gas, the feasibility, safety and economy of applying ejector technology to recover pressure energy of natural gas were discussed, and the recovery of natural gas potential energy was explored and researched. Key words: Ejector; Recycling; Pressure energy; Application 近年来，清洁、环保、高效的天然气得到了广泛的应用。国内外越来越多的学者开始关注和研究与天然气利用密切相关的技术，如天然气管网压力能的回收、LNG 冷能的利用等。天然气引射器是利用较高压力天然气引射较低压力天然气，以获得所需压力，由于利用了高压天然气的压力，不需其他能源，是一种节能装置。国内的一些文献对引射器 的理论与应用进行了有价值的研究［1-10］ 。合理回收利用高压天然气蕴藏的潜在能量，既可有效提高能源的利用率，也可为企业的经济运营作出贡献。 本文以大港油田天然气回流压力能利用改造中引射器的应用为例，对回收利用高压天然气压力能技术进行探讨及研究。 1 项目实施必要性及解决方案 1.1 现状 大港油田天然气处理站天然气深冷装置主要来气有高、中、低压三种来气，其中低压和中压气经压缩机压缩后和高压气混合后进入后续天然气处理装置处理，干气外输至大港油田民用及工业、天津民用及工业、沧州大化集团公司、沧州民用等用户，干气外输压力(g)为0.85 MPa。 天然气处理站内已有2台6HOS-3型进口压缩 机，3台H-78/30-152/8.5型直输机，5台压缩机可以匹配运行。2台6HOS-3型进口压缩机日处理中 压气(N)约15×104 m 3，日处理低压气约30×104 m 3 。3台H-78/30-152/8.5型直输机日处理中压气约 7.5×104 m 3，日处理低压气约15×104 m 3 。 另外天然气处理站还设置有6RDSB-1型港沧增压机2台，用于陕气增压，1用1备，压缩后的天然气进Φ406港沧输气管道，港沧压缩机吸入压力为3.0 MPa，排气压力为4.0 MPa，单台机组排气 量为300×104 m 3 /d，压缩机设有回流装置。 处理站处理的低压气主要来自于采油四厂、采油一厂和滩海公司，2010年天然气处理站进站低压 气日均约为70×104 m 3 。其中埕海油田低压气是2010年4月份刚投产并进入处理站处理的，目前埕海油田低压来气压力为0.05~0.12 MPa，日均气量约 30×104 m 3 。 1.2 存在问题 目前，天然气处理站压缩机压缩单元日均处理 低压气70×104 m 3，当低压气量在大于70×104 m 3 /d 时，为处理更多的低压气，处理站需启动1台H-78/30-152/8.5型直输机（功率为1 245 kW）。 由于进处理站的低压气压力在0.05~0.12 MPa 之间，而处理站的外输压力为0.85 MPa，因此低压

天然气凝液回收的目的(最新版)

( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 天然气凝液回收的目的(最新 版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

天然气凝液回收的目的(最新版) 从天然气中回收液烃的目的是：①使商品气符合质量指标；②满足管输气质量要求；③最大程度地回收天然气凝液。 1.使商品气符合质量指标 为了符合商品天然气质量指标，需将从井口采出和从矿场分离器分出的天然气进行处理，即： ①脱水以满足商品气的水露点指标。当天然气需经压缩方可达到管输压力时，通常先将压缩后的气体冷却并分出游离水后，再用甘醇脱水法等脱除其余水分。这样，可以降低甘醇脱水的负荷及成本。 ②如果天然气食有H2S、CO2时，则需脱除这些酸性组分。 ③当商品气有烃露点指标时，还需脱凝液(即脱油)或回收NGL。此时，如果天然气中可以冷凝回收的烃类很少，则只需适度回收NGL 以控制其烃露点即可。例如，长庆气区榆林及苏里格气田天然气为

含有少量C5+重烃的湿天然气，分别经过各自天然气处理厂脱油脱水使其水、烃露点符合商品气质量指标后进入陕京输气管道；如果天然气中氮气等不可燃组分含量较多，则应保留一定量的乙烷及较重烃类(必要时还需脱氮)以符合商品气的热值指标；如果可以冷凝回收的烃类成为液体产品比其作为商品气中的组分具有更好经济效益时，则应在符合商品气最低热值的前提下，最大程度地回收NGL。因此，NGL的回收程度不仅取决于天然气组成；还取决于商品气热值、烃露点指标等因素。 2.满足管输气质量要求 对于海上或内陆边远地区生产的天然气来讲，为了满足管输气质量要求，有时需就地预处理，然后再经过管道输送至天然气处理厂进一步处理。如果天然气在管输中析出凝液，将会带来以下问题： ①当压降相同时，两相流动所需管线直径比单相流动要大。 ②当两相流流体到达目的地时，必须设置液塞捕集器以保护下游设备。 为了防止管输中析出液烃，可考虑采取以下方法：

天然气放空立管的设计说明..

放空系统设计 1输气管道的放空 a) 线路截断阀上下游均宜设置放空管。放空管应能迅速放空两截断阀之间管段内的气体，放空阀直径与放空管直径应相等。放空立管应设在阀室围墙内。 b) 应根据下游用户最低用气压力要求确定管道放空压力，有压气站的管道应经压缩机抽气，将压力降至压缩机最低允许压力后再放空，放空时间宜满足12h 放完的要求。 c) 阀室放空立管不设点火设施。 d) 阀室旁通管线宜采用管卡固定。 e) 输气站放空过程：当站内设备超压时联锁关闭进出站阀门（ESD）；安全阀放空量为站内管道及容器内气量，按15min内压力降至50%计算气体流量，且管内流速不超过0.2马赫数，安全阀背压不超过10%计算放空管径。 2放空立管的布置 2.1防火规范要求 “表4.0.4 放空立管距离人员聚集区、相邻厂矿企业、独立变电所60米，距铁路、高速路、架空电力线、一二级通信线40m，距其他公路、其他通信线30m。” “4.0.8 放空管放空量等于或小于 1.2×104m3/h时，距离站场不应小于10m；放空量大于1.2×104/h 且等于或小于4×104m3时，不应小于40m。” “5.2.5天然气密闭隔氧水罐和天然气放空管排放口与明火或散发火花地点的防火间距不应小于25m，与非防爆厂房之间的防火间距不应小于12m。” “6.1.1 进站场天然气管道上的截断阀前应设泄压放空阀。” “6.8.6 放空管道必须保持畅通，并应符合下列要求： 1）高压、低压放空管宜分别设置，并应直接与火炬或放空总管连接；（高压放空气量较小或高、低压放空的压差不大（例如其压差为 0.5～1.0MPa）时，可只设一个放空系统，以简化流程。）

天然气凝液回收的方法.docx

天然气凝液回收的方法 井口开采出的天然气(尤其是伴生气及凝析气)中除含有甲烷外，还含有一定量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烃类。为了满足商品气或管输气对烃露点的质量要求，或为了获得宝贵的化工原料，需将天然气中除甲烷外的一些烃类予以分离与回收。由天然气中回收的液烃混合物称为天然气凝液，也称天然气液或天然气液体，简称凝液或液烃，我国习惯上称其为轻烃。从天然气中回收凝液的过程称之为天然气凝液回收或天然气液回收(NGL回收)，我国习惯上称为轻烃回收，以下统称为天然气液回收。回收到的天然气液或是直接作为商品，或是根据有关商品质量要求进一步分离成乙烷、丙烷、丁烷(或丙、丁烷混合物)及天然汽油等产品。因此，天然气液回收一般也包括了天然气分离过程。 天然气液回收可在油、气田矿场进行，也可以在天然气加工厂、气体回注厂中进行。回收方法基本上可分为吸附法、油吸收法和冷凝分离法三种。 1. 吸附法 吸附法系利用固体吸附剂(如活性炭)对各种烃类的吸附容量不同，从而使天然气中一些组分得以分离的方法。吸附法的优点是装置比较简单，不需特殊材料和设备，投资较少；缺点是需要几个吸附塔切换操作，产品的局限性大，加之能耗较大，成本较高，燃料气消耗约为所处理气量的5%(油吸附法一般在1%以下)，因而目前应用较少。 2. 油吸收法

此法系利用不同烃类在吸收油中溶解度不同，从而使天然气中各个组分得以分离。图2-28为油吸收法原理流程。吸收油一般采用石脑油、煤油或柴油，其相对分子质量为100～200，吸收油相对分子质量越小，天然气液收率越高，但吸收油蒸发损失越大。因此，当要求乙烷收率较高时，一般才采用相对分子质量较小的吸收油。 按照吸收温度不同，油吸收法又可分为常温、中温和低温油吸收法(冷冻油吸收法)三种。常温油吸收的温度一般为30℃左右，以回收C3+为主要目的；中温油吸收的温度一般为-20℃以上，C3收率为40%左右；低温油吸收的温度在-400℃左右，C3收率一般为80%～90%，C2收率一般为35%～50%。 油吸收法主要设备有吸收塔：富油稳定塔和富油蒸馏塔。如为低温油吸收法，还需增加制冷系统。在吸收塔内，吸收油与天然气逆流接触，将气体中大部分丙烷、丁烷及戊烷以上烃类吸收下来。从吸收塔底部流出的富吸收油(简称富油)进入富油稳定塔中，脱出不需要回收的轻组分如甲烷等，然后在富油蒸馏塔中将富油中所吸收的乙烷、丙烷、丁烷及戊烷以上烃类从塔顶蒸出。从富油蒸馏塔底流出的贫吸收油(简称贫油)经冷却后去吸收塔循环使用。如为低温油吸收法，则还需将原料气与贫油分别冷冻后再进入吸收塔中。 油吸收法的优点是系统压降小，允许采用碳钢，对原料气预处理没有严格要求，单套装置处理量较大(最大可达2800×104m3/d)。但是，由于油吸收法投资和操作费用较高，因而已逐渐被更加经济与先进的

蒸汽冷凝水回收方案

设备房蒸汽凝结水回收再利用方案 一、现状 750万吨现场锅炉房现有10t/h蒸汽锅炉4台，一般情况下有2台锅炉运行，蒸汽压力~，每天平均产生蒸汽量200t。主要用汽设备为2台湍流式热交换器、11台容积式热交换器、2台中央空调制冷机组和选矿浮选工艺用汽。容积式热交换器配有一套凝结水回收系统，为开式回收系统。 二、存在的问题 1、大量的疏水阀漏汽和闪蒸二次汽对空排放，这部分浪费约占凝结水总量的5～20%，总热量的20～60%。 2、闪蒸二次汽的排放，在冬天热雾漫天，夏季热浪逼人，即对环境造成严重的热污染，又可能烫伤人员，存在安全隐患。 3、潮湿的环境加重了金属设备的腐蚀，电气设备老化，形成间接损失。 4、回收系统设有两台水泵，但没有敷设设备房至锅炉房的凝结水回收管路，所以没有启用，高温凝结水直接排至地沟，造成水资源和热能的白白浪费。 5、开式回收系统凝结水收集至开式水箱，再次溶解空气中的氧气，二氧化碳等杂质，增加了后处理费用。 目前国内企业的凝结水回收基本采取开式水罐、水箱等，为减少闪蒸二次汽（凝结水温度高，进到开式系统压力降低，大量的显热变

成潜热，形成二次汽化）的排放。有的企业采用掺水降温，降低水质和利用价值，还有的企业专门上一台冷凝器，用循环水对闪蒸二次汽进行吸，然后再通过凉水塔将热量排放掉，为浪费这部分能源，还要上设备和花费新的能源。 三、解决方案 采用闭式回收系统，对开式回收系统进行适当改造，购置安装一套SVLN-5闭式凝结水回收装置，敷设一趟300米φ58*4无缝钢管，作为设备房至锅炉房除氧器凝结水回收管路，将凝结水回收至锅炉再利用。 四、主要设备材料清单 五、设备配置清单

天然气凝液回收的目的实用版

YF-ED-J8207 可按资料类型定义编号 天然气凝液回收的目的实 用版 Management Of Personal, Equipment And Product Safety In Daily Work, So The Labor Process Can Be Carried Out Under Material Conditions And Work Order That Meet Safety Requirements. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日

天然气凝液回收的目的实用版 提示：该安全管理文档适合使用于日常工作中人身安全、设备和产品安全，以及交通运输安全等方面的管理，使劳动过程在符合安全要求的物质条件和工作秩序下进行，防止伤亡事故、设备事故及各种灾害的发生。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 从天然气中回收液烃的目的是：①使商品气符合质量指标；②满足管输气质量要求；③最大程度地回收天然气凝液。 1. 使商品气符合质量指标 为了符合商品天然气质量指标，需将从井口采出和从矿场分离器分出的天然气进行处理，即： ①脱水以满足商品气的水露点指标。当天然气需经压缩方可达到管输压力时，通常先将压缩后的气体冷却并分出游离水后，再用甘醇脱水法等脱除其余水分。这样，可以降低甘醇

脱水的负荷及成本。 ②如果天然气食有H2S、CO2时，则需脱除这些酸性组分。 ③当商品气有烃露点指标时，还需脱凝液(即脱油)或回收NGL。此时，如果天然气中可以冷凝回收的烃类很少，则只需适度回收NGL以控制其烃露点即可。例如，长庆气区榆林及苏里格气田天然气为含有少量C5+重烃的湿天然气，分别经过各自天然气处理厂脱油脱水使其水、烃露点符合商品气质量指标后进入陕京输气管道；如果天然气中氮气等不可燃组分含量较多，则应保留一定量的乙烷及较重烃类(必要时还需脱氮)以符合商品气的热值指标；如果可以冷凝回收的烃类成为液体产品比其作为商品气中的组分具有更好经济效益时，则应在符合

天然气轻烃回收工艺流程

轻烃回收工艺主要有三类：油吸收法;吸附法;冷凝分离法。当前主要采用冷凝分离法实现轻烃回收。 1、吸附法 利用固体吸附剂(如活性氧化铝和活性炭）对各种烃类吸附 容量不同，而,将吸附床上的烃类脱附,经冷凝分离出所需的 产品。吸使天然气各组分得以分离的方法。该法一般用于 重烃含量不高的天然气和伴生气的加工办法，然后停止吸 附,而通过少量的热气流附法具有工艺流程简单、投资少的 优点,但它不能连续操作，而运行成本高,产品范围局限性大, 因此应用不广泛。 2、油吸收法 油吸收法是基于天然气中各组分在吸收油中的溶解度差异，而使不同的烃类得以分离。根据操作温度的不同， 油吸收法可分为常温吸收和低温吸收。常温吸收多用于中 小型装置,而低温吸收是在较高压力下，用通过外部冷冻装 置冷却的吸收油与原料气直接接触,将天然气中的轻烃洗 涤下来,然后在较低压力下将轻烃解吸出来，解吸后的贫油 可循环使用,该法常用于大型天然气加工厂。采用低温油吸 收法C3收率可达到(8５～9０％),C２收率可达到（20~６ ０%)。 油吸收法广泛应用于上世纪６0年代中期，但由于其工 艺流程复杂，投资和操作成本都较高，上世纪70年代后，

己逐步被更合理的冷凝分离法所取代。上世纪80年代以后, 我国新建的轻烃回收装置己较少采用油吸收法。 3、冷凝分离法 （1）外加冷源法 天然气冷凝分离所需要的冷量由独立设置的冷冻系统提供。 系统所提供冷量的大小与被分离的原料气无直接关系,故 又可称为直接冷凝法。根据被分离气体的压力、组分及分 离的要求，选择不同的冷冻介质。制冷循环可以是单级也 可以是多级串联。常用的制冷介质有氨、氟里昂、丙烷或 乙烷等。在我国，丙烷制冷工艺应用于轻烃回收装置还不 到10年时间,但山于其制冷系数较大,制冷温度为 （-35~-30℃)，丙烷制冷剂可由轻烃回收装置自行生产,无 刺激性气味，因此近儿年来,该项技术迅速推广,我国新建的 外冷工艺天然气轻烃回收装置基本都采用丙烷制冷工艺, 一些原设计为氨制冷工艺的老装置也在改造成丙烷制冷工 艺。 （2）自制冷法 ①节流制冷法 节流制冷法主要是根据焦耳-汤姆逊效应，较高压力的原料 气通过节流阀降压膨胀，使原料气冷却并部分液化,以达到 分离原料气的目的。该方法具有流程简单、设备少、投资 少的特点，但此过程效率低，只能使少量的重烃液化,故只

天然气项目立项报告

天然气项目立项报告 投资分析/实施方案

天然气项目立项报告 随着天然气价格改革逐步到位，以及页岩气的开发利用，我国能源结 构“气化”进程进一步加快。预计到2020年，天然气占一次性能源消费比 重达到10%以上，利用量达到3600亿立方米。此外，城市燃气作为天然气 应用的重要领域，未来发展将趋于多元化、规模化和品牌化。 该天然气项目计划总投资14277.23万元，其中：固定资产投资 12455.41万元，占项目总投资的87.24%；流动资金1821.82万元，占项目 总投资的12.76%。 达产年营业收入13829.00万元，总成本费用10897.88万元，税金及 附加215.50万元，利润总额2931.12万元，利税总额3550.91万元，税后 净利润2198.34万元，达产年纳税总额1352.57万元；达产年投资利润率20.53%，投资利税率24.87%，投资回报率15.40%，全部投资回收期7.99年，提供就业职位216个。 报告从节约资源和保护环境的角度出发，遵循“创新、先进、可靠、 实用、效益”的指导方针，严格按照技术先进、低能耗、低污染、控制投 资的要求，确保投资项目技术先进、质量优良、保证进度、节省投资、提 高效益，充分利用成熟、先进经验，实现降低成本、提高经济效益的目标。 ......

天然气项目立项报告目录 第一章申报单位及项目概况 一、项目申报单位概况 二、项目概况 第二章发展规划、产业政策和行业准入分析 一、发展规划分析 二、产业政策分析 三、行业准入分析 第三章资源开发及综合利用分析 一、资源开发方案。 二、资源利用方案 三、资源节约措施 第四章节能方案分析 一、用能标准和节能规范。 二、能耗状况和能耗指标分析 三、节能措施和节能效果分析 第五章建设用地、征地拆迁及移民安置分析 一、项目选址及用地方案

试采井天然气回收项目技术方案

试采井天然气回收项目技术方案 油气田开发试采期间，部分零散试采井存在天然气放空现象，造成资源浪费和环境污染。 每年约百口试采井，每口井的天然气量每天5-10万方，试采周期约7天，以百口井计算，全 年放空气约为6600-12000万方。回收试采井放空天然气既增加产气能力，又节约能源，减 少环境污染。 针对试采井点多、面广、气量较少、变化大，工况变化大的特点，我公司可提供拥有自主知识产权的移动式零散气回收装置，实现放空气的有效回收。 现场采用式橇装、模块化处理设备，充分利用井口压力，采用我公司节流制冷的专利技术，气量不稳定的特点。可以适应进口压力15-25Mpa的压力变化范围，满足气量500-4000 立方/小时的大范围变化， 移动式零散气回收装置可以迅速安装，多台组合，满足各种条件要求。 试采井与整装油气田的开发存在较大差异，其产能、稳产期等都不确定。因此偏远试采 井放空天然气回收不能按常规条件设计，装置尺寸不宜过大，所选用的设备要有较大的适用 范围，形成模块化橇装组合、多橇搭配，根据需要调节处理能力和适应不同气质组分，实 现设备的重复利用。 试采井天然气回收工艺流程说明： 试采井天然气进入高效旋风除沙分离器，除去其中的压裂沙，由于试采井天然气含沙多、 压力高，所以分离器需要加大壁厚和进行热处理。从高效旋风除沙分离器顶部出来的天然气 经过调压阀组把压力降至15MP后进入气液分离器分离，分离器顶部天然气再经过减压膨胀制冷是天然气压力降至6MPa温度降至0-5度后进入气液分离器，分离出部分重烃，重烃输至混烃储罐，天然气进入输气管网。 试采井天然气回收装置所用压力容器均由三类压力容器生产企业制造；所用阀门均为进 口高质量且在油气田使用认可的阀门；所有回收设备均组装在一个橇体上，橇体设计充分考虑了安全和操作方便，橇基础为预制钢筋混凝土，吊装、移动方便。 采用的基本工艺流程如图一所示：放空天然气首先经过旋风分离器分离机械杂质、游离水。 经过以上前置处理后的井口气通过节流调压阀组降温，在气液分离器中分出水和部分重 烃。 混烃利用气体压力进入储罐车运输。干气进入输气管道。 全套设备采用橇装模式，另外配备一个四人的生活营房车。 回收天然气水露点V -25 C、烃露点v -5 C。 零散试采井放空天然气液烃回收装置，采用J-T节流制冷流程：天然气预处理(气液固 分离)一节流膨胀制冷一气液分离一液烃装车外运一干气进入输气管线，无电力消耗，特别 适用于高压试采井的气体处理。对于没有外接电源的试采单井，配备小型燃气发电机，保障生活和照明。 我国商品天然气气质技术标准如下表：

冷凝水回收系统改造方案

*****冷凝水回收系统管道改造工程 施 工 方 案 编制:******工程有限公司 年月日

目录 一. 工程简介 (1) 二. 工程内容 (1) 1．本方案涉及的工作范围 (1) 2. 主要工程量 (1) 三．拆除工程施工方案 (1) 1.本次拆除工程范围 (1) 2.编制依据 (2) 3. 安全保证施工 (2) 4. 拆除施工主要机具及检测设备计划 (3) 5.劳动力计划安排 (3) 6. 施工准备工作 (4) 7.安全注意事项 (5) 四．安装工程施工方案 (6) 1.安装概述 (6) 2. 编制依据 (6) 3. 施工顺序 (6) 4. 施工设备及机具计划 (10) 5.施工进度安排 (11) 6.施工劳动力计划 (11) 7. 安全技术措施 (11)

一. 工程简介 *****冷凝水回收系统管道改造工程，是将原来安装并正在使用的碳钢无缝钢管拆除，重新安装316L不锈钢管. 二. 工程内容 1．本方案涉及的工作范围 原碳钢管道及管件拆除：拆除该系统阀门（疏水阀、观视镜）及阀组等，拆除保温外壳、超细玻璃棉，回收、清理及运输拆除材料。 按原冷凝水回收系统管道图改为不锈钢316L管道安装：恢复拆除前的使用功能，其中：包括不锈钢316L管道安装，整改支架、根据管径变化更改滑动支架和管束，安装保温材料及保温外壳。管道冲洗、试压、系统调试。三．拆除工程施工方案 1.本次拆除工程范围 1.1空调冷凝水回收全系统管道及配件部分 1.2拆除方案： 1.2.1将冷凝水回收改为设备使用点现场就地直排的方式。制丝车间设备采用原有各设备地漏直排；空调设备利用排水沟处地漏排水。部分埋地排水管为PVC管，为防止高温损伤，在进入地漏前先将水温降至常温状态再排放。 1.2.2检查拆除管道下方及周围有无可能被水污染或损坏的设备、产品装饰吊顶、墙面，做好接水容器的准备，确保拆管时泄露的污水不要造成破坏和污染。 1.2.3卸压排水：检查冷凝水回收系统与蒸汽系统有无串联现象，确保管内

石油天然气建设项目安全设施设计专篇

欢迎共阅 附件3 陆上石油天然气建设项目安全设施设计专篇 编写指导书（天然气处理厂部分） 1 设计依据 1.1 依据的批准文件 列出该建设项目初步设计所依据的批准文件和相关的合法证明文件名称、编制1.2 1.3 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92） 《生产过程安全卫生要求总则》（GB12801-91） 《石油与石油设施雷电安全规范》（GB15599-1995） 《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007） 《可燃气体检测报警器使用规范》（SY6503-2000） 《石油设施电气装置场所分类》（SY/T0025-95） 1.4 与安全设施设计相关的其他依据 2 工程概述

依据建设项目初步设计简述相关内容。 2.1 建设项目概况 说明建设规模、建设性质、原料气条件、工艺路线及产品方案。 说明地理位置、周边环境、交通运输条件、自然条件等厂址概况。 2.2 主体工艺系统 简述脱硫（碳）装置、脱水（烃）装置、硫磺回收装置、尾气处理装置、轻烃回收装置等工艺装置采用的工艺方法及工艺流程。 2.3 总平面布置 对工厂总平面布置、竖向布置、厂内道路等作简要说明，列出总占地面积。 2.4 简述 2.5 2.6 2、附表3）。 3 3.1 3.2 3.3 如工程采用了新工艺、新技术、新材料或新设备，应对其可能产生的危险有害因素进行重点分析。 根据工程具体特点，设计单位可对危险有害因素进行补充分析。 4 初步设计中采取的主要防护技术措施 主要是分类说明在初步设计中采用的主要防护技术措施、选择依据以及与法律法规、标准规范的符合性。 4.1 区域布置及总平面布置的安全措施 4.1.1 区域布置 说明工厂与周边城镇、居民点、厂矿等主要建筑物的安全布局、防火间距和公

天然气回收项目安全防火防爆制度示范文本

天然气回收项目安全防火防爆制度示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

天然气回收项目安全防火防爆制度示范 文本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 1、天然气回收项目是防火防爆重点单位，任何人未经 许可不的靠近。避免产生静电火花，防爆区内的各种电气 设备均应采用防爆型。 2、为防止静电火花，所有设备及管线均应有良好的接 地。在天然气浓度特别高的环境里工作的人员，应穿戴防 静电工作服。 3、加强防火防爆知识学习，做到人人会使用灭火器 材。设备现场必须按规定配备消防设施，并保证消防器材 完好有效。消防器材要摆放于明显位置并由每日值班人员 负责每天检查，负责人负责管理。 4、严禁使用明火作业。如需动明火作业时要经有关部

门批准和填写动火申请书，严格执行动火审批手续，方可进行动火作业。现场必须派人监护并做好安全防护工作。动火后的现场要认真检查清理消除残火，防止发生火灾。 5、进入生产区的人员要着防静电工作服，为防止产生碰击火花，不准穿钉子鞋或带入任何火种。不能直接用铁质工具敲打钢铁件，应使用防爆工具。 6、管理人员必须经常组织工作人员进行消防演习活动；组织学习天然气回收工艺流程知识及火灾、爆炸的危险性。 7、任何人不得以任何理由或任何方式在生产现场堆放对易燃易爆物品、与工作无关的物品或任何杂物。消防通道及主要出口必须保持通畅，严禁堵塞。 8、加强生产设备的维护保养。所有管线、阀件都应固定牢靠，连接紧密，严密不漏。每天要进行一次安全验漏检查，发现问题立即处理并上报。

天然气放空立管的设计说明

天然气放空立管的设计说 明 Prepared on 22 November 2020

放空系统设计 1输气管道的放空 a) 线路截断阀上下游均宜设置放空管。放空管应能迅速放空两截断阀之间管段内的气体，放空阀直径与放空管直径应相等。放空立管应设在阀室围墙内。 b) 应根据下游用户最低用气压力要求确定管道放空压力，有压气站的管道应经压缩机抽气，将压力降至压缩机最低允许压力后再放空，放空时间宜满足12h 放完的要求。 c) 阀室放空立管不设点火设施。 d) 阀室旁通管线宜采用管卡固定。 e) 输气站放空过程：当站内设备超压时联锁关闭进出站阀门（ESD）；安全阀放空量为站内管道及容器内气量，按15min内压力降至50%计算气体流量，且管内流速不超过马赫数，安全阀背压不超过10%计算放空管径。 2放空立管的布置 2.1防火规范要求 “表放空立管距离人员聚集区、相邻厂矿企业、独立变电所60米，距铁路、高速路、架空电力线、一二级通信线40m，距其他公路、其他通信线 30m。” “放空管放空量等于或小于×104m3/h时，距离站场不应小于10m；放空量大于×104/h 且等于或小于4×104m3时，不应小于40m。” “天然气密闭隔氧水罐和天然气放空管排放口与明火或散发火花地点的防火间距不应小于25m，与非防爆厂房之间的防火间距不应小于12m。” “进站场天然气管道上的截断阀前应设泄压放空阀。” “放空管道必须保持畅通，并应符合下列要求： 1）高压、低压放空管宜分别设置，并应直接与火炬或放空总管连接；（高压放空气量较小或高、低压放空的压差不大（例如其压差为～）时，可只设一 个放空系统，以简化流程。） 2）不同排放压力的可燃气体放空管接入同一排放系统时，应确保不同压力的放空点能同时安全排放。” 注：放空管道不能设切断阀，对可能存在的积液，及由于高压气体放空时压力骤降或环境温度变化而形成冰堵，应采取消除措施。 高低压管道同时放空会对低压管道造成超压破坏。当高低压放空管道压差在（～）时可设一个放空系统，并计算同时泄放各放空点的背压。在确定放空管系尺寸时，应使可能同时泄放的各安全阀后的累积回压限制在该安全阀定压的10%左右。

冷凝水回收的好处

蒸汽系统凝结水回收的好处 杭州瓦特节能工程有限公司技术部李少鹏 冷凝水回收的益处: 1，回收高温凝结水的显热以节省燃料,占蒸汽总热量的20%的能量。 2，提高锅炉出率，可将锅炉产生蒸汽的能力保持在最大程度. 3，冷凝水不含盐分，使用冷凝水可减少锅炉排污的次数,因而减少成本. 4，回收凝结水可减少除氧器补给水的供应，从而节省水费和水处理费。5，增加锅炉工作稳定性,从而提高蒸汽的质量，降低能耗. 6，通过提高给水之温度,最大程度地减少氧含量,因此可以减小系统腐蚀。7，降低燃料气体的排放,减少高温水向环境的排放,从而保护环境.

凝结水回收： 简介 B8) 凝结水是高温蒸馏水,所以是珍贵的,回收与重新利用凝结水不仅从技术上带来好处,而且它也可以节省支出. 不回收凝结水所带来的问题 B9) 凝结水是一种高温水.当蒸汽释放其潜热转变为凝结水状态,大约还有25%总量保留在凝结水中.如果把凝结水排放掉,所失去的热必须通过燃烧更多的燃料来加热低温的补充水来弥补.通常,每升高6℃水温锅炉燃料可节省约1%. B10)凝结水是理想的锅炉补充用水,因为它是已经被处理过的,TDS 的含量很低, 通常是不超过20ppm,锅炉排污的目的是产生出品质好的蒸汽并用来保护锅炉.用来维持好的TDS水平所需的排污之数量是依赖于补充水的TDS含量,TDS含量越高排污次数越多.回收凝结水可以大幅度地减少锅炉的排污次数..从而可以节省燃料,节省化学处理,以及水的用量.例如:当给水的 TDS从500ppm降低到250ppm,锅炉水的TDS保持在3500ppm,排放污水次数可减少54 %.

B11) 锅炉额定蒸汽量通常是指给水温度在100℃,不用锅炉蒸汽时的产量,低的给水温度将减少蒸汽的产生量.因为给水温度要升高到100℃.给水温差所造成的锅炉理论上与实际上产量差别被称为”蒸汽系数”.例如:当没有凝结水回收时,给水温度是30℃,那么,锅炉在7bar工作压力下的蒸汽量(理论上)将降低14%. B12) 水中溶解的空气量取决于水的温度.温度越高,空气含量越低,一些没有安装昂贵的除氧器的工厂,将依靠给水的温度来减少空气含量.对于这些工厂如果不回收凝结水,那么给水的温度将会比较低.当给水在锅炉 中加热时,不溶解的空气将从给水中跑出来.这些空气将与蒸汽一起被输送进管道,并占具蒸汽的空间.空气是一种差的传热体,它会延长升温时间,降低工作效率1mm厚的空气膜的热阻与1720mm厚 的铁板的热阻相同.空气中含有的氧气和二氧化碳会造 成管道的腐蚀.

城镇燃气管道安全现状及防范措施

城镇燃气管道安全现状 及防范措施 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-

城镇燃气管道安全现状及防范措施摘要 目前我国很多城市的燃气管道自从上个世纪九十年代建成以来，已运行近二十年这二十年间管道不断腐蚀老化，地面交通道路也不断增长，管线周围的人口越来越密集，因此燃气管道的安全问题逐渐成为与公共安全有着密切关系的重要问题因此本文就针对燃气管道安全问题的现状、产生的原因及防范对策做出分析。 关键词：燃气管道，安全管理，防范措施 城镇燃气是城市重要的基础设施之一。城镇燃气是按一定工艺生产、制取、净化，达到国家标准要求的可燃气体，是城镇现代化的一种标志，它在保护环境、减轻污染、方便生活、促进和繁荣经济等方面发挥着重大作用。由于城镇燃气具有易燃、易爆和有毒等特点，一旦供气用燃气管道设施发生泄漏，极易发生火灾、爆炸及中毒事故，使国家和人民生命财产遭受损失。全社会对燃气安全缺乏足够的认识，燃气事故不断上升，仅北京每年发生燃气事故2000到3000起，我国城镇燃气的安全现状令人担忧，现将存在的问题及应对措施简论如下：

第2章城市燃气管道安全现状及主要问题 随着国家经济建设的高速发展和城市基础设施，人民生活水平的大幅度提高，城市燃气事业得到了飞速发展。城市燃气的消费量、城市用气人口及燃气普及率均有很大的增长，特别是近几年天然气大量进入城市利用领域，推动了城市燃气发展的历史性飞跃。2004年我国城市燃气年供气量已达980亿米以（人工煤气计），其中天然气供气量已经打破城市燃气（人工煤气、LPE、天然气)三足鼎立的局面,达到42%的供气比例用气人口2.78亿,燃气普及率达到81.5%。在全国660个设市城市中,已有600多个城市建有城市燃气设施,绝大部分城市居民都已使用燃气。同时存在的问题也是越来越突出。 2.1城市燃气管网老化、腐蚀严重，存在安全隐患。 燃气用钢管设计寿命为15年到20年，多数城市燃气中压燃气管网及早期投入运营的低压管网运行近20年左右时间，已接近或达到寿命终点，多数管网处于事故多发期。近几年，管网系统腐蚀穿孔事故频发，且呈上升趋势，某城市的中压管网一年泄漏事故多达32次，2007年到2008年10月底石家庄市发生近200起事故，城市燃气管网老化，已成为燃气输配的重要安全隐患。