天然气液化系统硫回收装置研制
硫磺回收装置优化运行技术策略
入 一级 、 二级 反 应 器通 过 克 劳 斯 催化 反 应 生 成硫 磺 ， 入硫 磺成 型系统 。 进
主 要反应 过程 如下 ：
２ Ｓ Ｏ 一 ２ ， ＋ ／ Ｓ （ 反应 ） Ｈ，＋ 。 Ｈ Ｏ ２ 总 ｘ
气 体 中 Ｓ 质量 浓 度 不得 超 过 ９ ０ｍｇｍ 为 了 Ｏ， ６ ／ 。 实 现 Ｓ ， 标 排 放 、 护 环 境 ， 内 ７ ％ 以 上 的 Ｏ达 保 国 ０
石 油艨 制 与记 二
ｉ 工 § ◆ｌ 加 ＿ ＝
ＰＴＯＥＭＰＯＥＳ ＧＡＤＰＴＯＨＭＣＬ ＥＲＬＵ ＲＣＳＩ Ｎ ＥＲＣＥＩ Ｓ Ｎ Ａ 唧 攀 １ 卷第 期
硫磺 回收装置优化运行 技术策 略
肖生科 ， 廖忠陶， 强 刘
（ 中国石油天然 气股份有限公 司玉门油 田分 公司炼油化工总厂 ， 玉门 ７ ５ ０ ） ３ ２ ０
３ 优 化运 行技 术策 略
３１ 原 料控 制 ．
制 硫 和 尾 气加 氢 工 艺 处理 酸 性 气 体 ， 后 残 余 的 最
少量 ｓ 有机硫 和单 质硫 通过高 温焚 烧后 排放到 、 大气 中。这种 工艺不仅 充分利 用 了硫 资源 ， 同时又 解决 了大 气污 染 的 问题 。本文 介绍 硫磺 回收 的工
目前 国 际原 油产 量 日趋 减 少 ， 采 成 本 和 难 开 度逐 年加 大 ， 原油 性 质 向着重 质化 、 含硫 化 方 向 高 发展 口 ］ 。在加 工重 质 、 含硫 原油 时 必然副 产 大量 高
Ｓ气体 ， 如果不 能采取有效 的工艺技术进 行处理 ，
酸 性 气 中烃 类完 全燃 烧 ， 中 １ 其 ／ ３的硫化 氢燃 烧生
化 率 。制硫 炉温 度高 达 １１ ０～ １ ０ ０ ０℃ ， 此条 ４ 在
硫磺回收装置再熔系统的改造
理 的地 面雨水 ，经化 验总矿化度在 ２ ５ ０ ０ ｍ ｇ ， Ｌ 以下 ，
作为稀释聚合物用水 ，符合稀释聚合物水质要求。
（ 栏 目主持 张秀丽 ）
工艺流程不完善 ， 需新建外输缓 冲罐 １ 座 。外输缓 冲时间按３ ０ ｍ ｉ ｎ 计算， 外输缓冲罐有效容积为２ ２ ５ １ １ 。 ，
第３ ２ 卷第 ４ 期 （ ２ ０ １ ３ ． ０ ４ ）（ 规 划设 计 ）
硫磺回收装置再熔系统的改造
宋世 昌 周 霞 中国 石化中 原石油勘探局勘察设计研究院
摘 要 ：普 光 气 田天 然 气净 化厂 引进 了国外先 进 成 熟的 天 然净化 工 艺 包，其 中硫磺 成 型 部 分 采 用湿 法成 型工 艺 ，成型 主装 置 由 美国 ＤＥ Ｖ ＣＯ公 司提供 ，单套 装置 生产 能 力为 ９ ０ ｔ ｌ ｈ 。采 用振
硫 磺成 型装 置 自开 机 以来 ，再 熔 系统 已成为 制
渠 ，将 积 水 引 至干 渠 附近 ，再采 取 强 制排 水方 式 。 需 新建 １ 座３ ０ ０ ｍ。 外输 缓 冲罐及 配套工 艺管 线 。
雨水聚集流量按 ３ ０ ０ ０ ｉ ｎ 。 ／ ｄ 测 算 ，４ 个 区块 分 别 安 装 ４台 １ ０ ０ ｍ 。 ／ ｈ ，采 用 水 位 自动 控 制 装 置 自动 开 启
提 的工艺 。
其 中 ，硫磺 成 型部分 采用 湿法 成型 工艺 ，成 型 主 装置 由美 国 Ｄ Ｅ Ｖ Ｃ Ｏ公 司 提供 ，单套 装 置 生 产 能
１ 存在 的问题
在硫 磺 的储运 过程 中 ，产 生 的细粉硫 磺不 仅存
高含硫天然气净化装置高效运行关键技术研究及应用
高含硫天然气净化装置高效运行关键技术研究及应用摘要：天然气提纯技术在当今大量消耗的天然气资源的背景下有着重要的作用，已成为该领域的重点研究课题。
随着我国油气资源的大规模开发，特别是在我国川渝地区相关油气资源中掺杂了大量的高硫天然气，未进行提纯的这类毒气完全不能满足社会和人民的需要，所以，采用一种科学而有效的方式对高含硫气进行提纯是非常必要的，以适应产业的发展需要，并恰当地运用到实际的生产生活中。
文章首先介绍了高含硫天然气提纯技术的发展概况，然后结合普光气田的实例，对高含硫天然气提纯技术的应用进行了探讨。
关键词：高含硫天然气净化技术应用研究引言在当今社会，随着环保意识的日益增强，人们对生活品质的要求也在不断提高，使天然气的应用越发广泛，但天然气并非一种可直接投入使用的纯净物，其中以甲烷居多，同时有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般情况下，天然气中还存在一定量的硫化氢、二氧化碳、氮、水汽和少量一氧化碳及微量的稀有气体，如氦和氩等，如果直接投用会对人们的生活环境造成很大的负面影响，因此，对其进行相应的净化处理是非常必要的。
1高含硫天然气净化技术的现状1.1对硫磺回收技术的分析高含硫天然气的一个明显特征就是：它的组成比较复杂，一般硫化氢含量在2—70%，硫回收工艺就是利用这种特性，以有效降低硫化氢含量。
一般来说，硫化氢的含量越高，硫磺回收装置的脱硫作用就越好，而且产生的副产品更少，同时导致二氧化硫在尾气中的排放量也随之降低。
鉴于我国多数油气田在开发过程中存在着高浓度的硫化氢和二氧化硫，为了提高天然气的提纯程度，提高硫磺的生产效率，因此，要想进一步提高硫的回收率，就必须对硫的回收设备和脱硫工艺进行深入的研究。
例如，每年生产100×108立方米的天然气，它含有大约13%的硫化氢，目前的净化设备使废气中的二氧化硫浓度达到了数千吨，与产业规范及社会环保需求相去甚远。
鉴于此，环境保护部门将重点关注大型高含硫天然气净化工厂，目标是对硫磺回收工艺进行优化，提高硫磺回收效率。
先进的天然气超重力脱硫装置
为 商 品气 输 出之 前 ，必须将 其进 行处
理 ，以达 到 国家 管输标 准并 符 合商 品 气 的要求 （ 商品 天然气 中疏 化氢 含 量
不 高 于 每立 方米 ２ 毫 克 ）。超 重 力 ０ 脱 硫装 置是 目前 世界 上先进 的脱 硫 装
慨子１ ｍｇＮ ） ５（ ／ ｍａ ２０ ｛ ／ ０ Ｎｈｌ １０ （ ｍ¨ ） ００ Ｎ ｍ ０５ ２Ｎ ～ ｍ
装 备 空 问
先 进 的天 然 气 超 重 力 脱 硫 装 置
口 王 殿 智 ／ 国 欧 鲁 克 （ Ｋ ） 司 亚 洲 代 表 处 英 ＯＬ Ｙ 公
些天然气 及油 田伴 生气含有一 定
量 的硫 化 物 （ Ｈ Ｓ、Ｃ Ｓ Ｓ 、Ｒ Ｈ、
表 １中石油 西南 油气 田超 重 力脱 硫 化氢 装置 设计 方 案
脱硫化氢装置设计方案
工艺参数 ： 工艺参数如表１ 。
脱硫方法的选择 湿法脱硫包括胺
湿式 氧化还 原 法 的的经 济 规模 ：
硫 磺 处 理量 ｌ （ 斤 ～ ０ 天 。络 合 ０） 公 ｌ 吨／
铁 氧化 还原 法硫 磺处理 的可 以达 ￣ ２ ｌ０ Ｊ
吨／ 。 天
法脱硫和湿式 氧化 一还原法脱硫。胺 法 脱硫主要是烷基醇胺类 ，目前采用的有
图２
劳斯硫回收装置适用于大规模天然气 、 炼厂气硫磺 的回收和处理。湿法脱硫 的
经济规模 ：硫磺处理量 ＞］ ｎ／ 。 ｏ￣天
９ 石油与装备 Ｐ ｔ ｌ ｍ＆Ｅ ｕｐ ｎ ４ ｅｒ ｅ ｏｕ ｑｉ ｍｅ ｔ
装 备 空 问
准设计 ）
量 ：９０ １０ ｍｇＮｍ。 ０ — ７０ ／ ；处理后气体Ｈ Ｓ ２
控制罐后 ，再进 入 克劳斯制磺系统 ，再生 后的贫液返回循环使用。
大型天然气净化厂硫磺回收装置二氧化硫控制技术研究
第53卷第2期 辽 宁 化 工 Vol.53，No. 2 2024年2月 Liaoning Chemical Industry February，2024大型天然气净化厂硫磺回收装置二氧化硫控制技术研究胡海光（西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065）摘 要：硫磺回收装置是化工企业处理酸性气的关键装置，也是控制尾气二氧化硫的重要环节。
以西南地区2个特大化工企业为例，介绍硫磺回收装置的工艺流程，对比分析其技术特点，梳理2017—2022年相关文献，分析得出硫磺回收装置二氧化硫控制措施，从参数优化、材质升级、应急处置培训3个方面提出攻关方向。
结果表明：控制酸性气与燃烧空气比值稳定是工艺调整主攻方向，液硫池废气治理改造减排效果显著，并在行业内逐步推广。
关 键 词：硫磺回收装置；二氧化硫；硫化氢中图分类号：TQ125.11 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2024）02-0317-03“双碳”政策提出后，国家高度重视环保问题，能源环保等多部门颁发了一系列规定[1-2]，2014年颁布了《石油炼制工业污染物排放标准》，提出硫磺回收装置尾气SO2排放标准由现行的960 mg·m-3降低至300 mg·m-3，2015年发布了《石油炼制工业污染排放标准》（GB 31570—2015），规定重点地区装置烟气二氧化硫排放不高于400 mg·m-3，一般地区装置烟气二氧化硫排放不高于100 mg·m-3，高标准、严要求给国内炼化企业提出了严峻考验，如何优化、控制硫磺回收装置的工艺参数、如何进行技术改造等成为企业生产关注的焦点问题。
首先以中石化普光天然气净化厂（简称A厂）及中石油西南油田公司天然气净化总厂忠县分厂（简称B厂）为例，分析大型净化厂硫磺回收装置的工艺原理及技术特点，其次分析2017—2022年期间的硫磺回收装置二氧化硫控制的相关研究，总结得出硫磺回收装置二氧化硫含量的影响因素及处置措施，为下一步提高硫回收率、做好烟气二氧化硫控制工作提供指导。
脱硫装置工艺设计
摘 要摘要：随着天然气工业的发展，高含硫气田不断出现，一般说，主要指含有大量H 2S 气体，由于H 2S 气体遇到冷凝水时，不仅会给管道和容器带来全面腐蚀，而且会引起硫化物应力腐蚀裂开（SSCC ）。
就管输来说，主要根据安全平衡供气并兼顾到人身健康安全而确定各项具体指标，一般天然气中H 2S 含量应低于20mg/m 3,CO 2的含量最好不超过2%~3%。
本文根据原料气质和净化气要求，设计了一套d m •/108034⨯的脱硫净化装置，选定甲基二乙醇胺(MDEA)作为脱硫溶剂,确定了适宜的工艺流程,进行了详细的工艺计算,对其部分主要设备进行了设计。
该设计工艺流程简单，采用的方法成熟可靠，手段先进，能耗低，出口的气质完全满足管输要求。
关键词：天然气脱硫 工艺流程 甲基二乙醇胺 设备计算目录摘要 (1)ABSTRACT...........................................错误！未定义书签。
1 概述 (1)1.1脱硫的目的和意义 (1)1.2 技术路线及方案比较 (1)1.3国内外发展现状及发展 (3)1.3.1 胺法脱硫 (3)1.3.2 脱硫新工艺 (3)1.4 脱硫方法考虑因素和选择原则 (3)1.4.1 考虑因素 (3)1.4.2选择原则 (4)1.5 设计内容及要求 (4)1.5.1设计内容 (4)1.5.2设计要求 (4)2 工艺方案 (5)2.1 脱硫溶剂的选择 (5)2.2 工艺流程的确定 (5)2.2.1 工艺流程图 (5)2.2.2 工艺流程说明 (5)2.2.3 工艺参数的确定 (6)3 工艺计算 (8)3.1基础数据 (8)3.1.1原料气物性数据 (8)3.1.2 脱硫剂物性数据 (8)3.2 物料衡算 (8)3.2.1 原料气 (8)3.2.2醇胺液的计算 (11)3.3能量衡算 (12)3.3.1吸收塔内热量衡算 (12)3.3.2换热器内的热量衡算 (12)3.3.3再沸器能量衡算 (13)4 设备设计 (13)4.1 入口分离器的设计 (13)4.1.1 分离器筒体设计 (13)4.1.2分离器的壁厚计算 (15)4.2 吸收塔设计 (17)4.2.1 塔体设计 (17)4.3汽提塔设计 (29)4.3.1塔内物料计算 (29)4.3.2设计条件 (29)4.3.2热量及蒸汽流量计算 (29)4.3.3 塔体设计 (30)4.4 MDEA贫富液换热器设计 (33)4.4.1设计条件 (34)4.4.2贫液出口温度及t∆的计算 (34)m4.4.3换热器结构设计及计算 (35)4.5 汽提塔再沸器的设计 (36)5 存在的问题及处理方法 (37)5.1 腐蚀 (37)5.1.1 机理与部位 (37)5.1.2 设备选材 (37)5.1.3 防腐措施 (37)5.2 溶液发泡 (38)5.2.1 胺溶液发泡的原因 (38)5.2.2 引起胺溶液发泡的因素 (39)5.2.3 预防及溶液发泡后的处理 (39)5.3 溶剂损失 (40)6 总结 (41)致谢 (42)参考文献 (43)1 概述1.1脱硫的目的和意义天然气中通常含有H2S、CO2和有机硫化物等酸性组分存在，这些气相杂质在水存在的情况下会腐蚀金属，并污染环境。
天然气净化硫回收技术发展现状与展望
天然气净化硫回收技术发展现状与展望随着全球能源需求的增加和环境保护意识的提高，天然气成为了主要的能源之一。
然而，天然气中的硫化氢和有机硫化物对环境和人体健康均有危害，因此必须对天然气进行净化处理。
目前，天然气净化中主要采用了化学洗涤和吸附法，但这些方法有一定的限制，如化学洗涤对设备腐蚀严重、吸附法需频繁更换吸附剂等。
因此，研究天然气净化硫回收技术成为了一个热点和难点。
天然气净化硫回收技术是指将天然气中的硫化氢和有机硫化物转化为可回收利用的硫化物或者硫酸等物质的技术。
其中，硫化物化学反应与催化剂催化反应是目前广泛应用的技术。
硫化物化学反应包括氧化还原反应和酸碱反应等，而催化剂催化反应则包括氧化剂和非氧化剂两种。
催化剂催化反应是天然气净化硫回收技术的一种重要技术。
催化剂分为氧化剂和非氧化剂两种。
氧化剂催化剂包括铁、铜、钴、钒等金属催化剂，以及氧化铜、氧化铁、氧化钒等无机催化剂。
这些催化剂具有选择性高、催化活性稳定等优点。
与氧化剂催化剂相比，非氧化剂催化剂具有可再生性好、与环境友好等优点。
目前，非氧化剂催化剂主要应用于还原催化剂和酸性催化剂中。
天然气净化硫回收技术的发展仍面临着一些挑战。
首先，天然气中的硫化氢和有机硫化物含量不断增加，对净化工艺的要求也越来越高。
其次，硫化物化学反应和催化剂催化反应的研究还需要进一步深入，以提高软硬难度的应用水平。
最后，天然气净化硫回收技术的成本也需要进一步降低，以提高其在实际应用中的竞争力。
结论：天然气净化硫回收技术是一项具有广泛应用前景的技术。
未来，该技术将有更加广泛的应用场景，同时技术研究的不断深入也将为天然气净化硫回收技术的进一步发展提供动力。
硫磺回收装置液硫池废气回收技术及应用
根据即将出台的天然 气 净 化 厂 尾 气 排 放 标 准,日 产 硫 磺200t以 上 的 净 化 厂,其 排 放 尾 气 中 SO2 质 量 浓 度 (0 ℃,101.325kPa,下 同 )不 得 超 过 400 mg/m3。 显 然 ,如 果 能 够 对 液 硫 脱 气 废 气 中 的 硫 化 物 进 行 回 收 ,普 光天 然 气 净 化 厂 排 放 尾 气 中 SO2 质 量 浓 度 即 可 达 到 排放标准。
作者简介:马崇彦(1969-),男,高级工程师,2006年毕业于辽宁 石 油 化 工 大 学 化 学 工 程 专 业,硕 士 研 究 生 学 历,现 就 职 于 中 国 石 化 达 州 天 然 气 净 化 有 限 公 司 ,从 事 天 然 气 处 理 与 加 工 方 面 的 研 究 。E-mail:pmchy4691@
SinopecDazhou NaturalGasPurificationCo.,Ltd.,Dazhou,Sichuan,China
Abstract:Inordertosaveenergyandreduceemission,aimingtoreduceSO2 massconcentrationin fluegasemissionofnaturalgaspurificationplant,usingmediumpressuresteamaspower,theliquid sulfurpoolexhaustgas waspumpedinto Clausfurnacethroughejector,andtheexhaustgas was preheatedbylow pressuresteamtopreventsulfurvaporcondensation.Aftertheliquidsulfurpool exhaustgasentersClausfurnaceunderdifferentloadsofClaussystem,theeffectonreducingSO2 massconcentrationinfluegaswasstudied.Throughtheimplementationandapplicationoftechnical transformation,theSO2 massconcentrationinfluegashasbeenreduced,andthestableproductionof thecombinedplanthasnotbeenaffected.Itcouldprovideareferenceforsimilarsulfurrecovery processunitstoreduceSO2emission.
液化气回收装置的国产化技术改造探索
酸 性 气 体 ，与水 结 合 后 对设 备 和管 道 有 较 强 的 腐 蚀 作 用 。投 产 后经 常 发 生 冷 箱 和 过滤 器 被 硫 化 物 堵 塞 的情 况 ，造 成 装 置频 繁 停 产 检 修 ，这 不仅 降低 了装
行状 况得 到 了明显 的改善 ，减 少 了非 正常停车时间 ，延 长了回收装置 的使 用寿命 ，提 高了产品 的质量和产 量。 关键词 天然气 脱水 ＩＰ ｘ ｌ Ｆ ｅ ｏ 工艺 国产化改造
中 图 分 类 号 ：Ｔ ６ ４ Ｅ ４ 文献 标 识 码 ：Ｂ
分子筛脱水工 艺
文 章 编 号 ：２ ９ — １２ ２ １ ）４ ０ ５ － ４ ０ ５ １ ３ （０ ２ ０ — ０ １ ０
２０１ ２钲
天 然 气 技 术 与 经 济
Ｎａ ｕ ａ ｓＴ ｃ ｎ ｌ ｇ ｎ ｏ ｏ ｔｒ ｌ Ｇａ ｅ ｈ ｏｏ ｙ ａ ｄ Ｅｃ ｎ ｍｙ
Ｖｏ． １ ６． Ｎ ｏ ４ ．
Ａｕｇ２ ２ ．０１
第６ ・ ４ 卷 第 期
ｄ ｉ ０ ３ ６ ／ｊｉ ｎ ２ ９ ｏ ：１ ． ９ ９ ．ｓ ． ０ ５—１ ３ ． ０ ２ ０ ． １ ｓ １２ ２ １．４ ０４
液 化 气 回 收 装 置 的 国 产 化 技 术 改 造 探 索
王 玮 董深根 潘 国政 汪
大港
渝
３０８ ） ０ ２ ０
（ 中国石油 大港油田分公司天然气公司 ，天津 摘
要 大港油 田天 然气公 司于 １９ 年 引进的 Ｌ Ｇ回收 装置采 用ＩＰｘ ｌ ９４ Ｐ Ｆ ｅｏ 工艺进 行天 然气脱水 ，装置投 产后
出现 了冷 箱 冻 堵 、 甲醇 含 量 超 标 以 及 酸 性 组 分 腐蚀 管 道 等 问题 。介 绍 了增 加 精 脱 硫 系统 与 除 油 器 以及 冷 箱 改 造 的 工 艺 情 况 以及 再 次 对 回收 装 置进 行 分 子 筛脱 水 工 艺 改 造 的情 况 。 采 用分 子 筛脱 水 工 艺 改 造 后 ．Ｌ Ｇ回 收 装 置 的 运 Ｐ
硫磺回收装置液硫脱气工艺研究
硫磺回收装置液硫脱气工艺研究摘要：净化厂联合装置投产以来，12套MAGR液硫脱气装置均无法将液硫中硫化氢脱除达标。
由于液硫中硫化氢含量超标，导致液硫换热设备E-309管程侧泄露严重、液硫池内管线H2S腐蚀穿孔，液硫储罐顶部H2S大量外溢，导致散装硫磺料仓设备严重腐蚀、断裂，周边环境污染严重，严重影响现场设备及人员的安全，极易发生人员中毒、伤亡事故。
本文结合净化厂现有工艺流程和设施，建成国内首套空气鼓泡脱气装置，腐蚀泄漏事件发生几率降低为“零”，装置连续运行周期增长。
关键词：硫磺回收装置；液硫脱气普光天然气净化厂共建设12套硫磺回收装置，单套装置设计硫磺产能为20万吨/年（最大工况为26万吨/年），居国内首位。
液硫脱气采用美国Black&Veach公司MAGR专利技术，设计脱气指标为10ppm以下。
1、工艺流程介绍MAG液硫脱气工艺不需采用任何化学添加剂，其工艺原理为：液硫在液硫池的不同分区中循环流动，并通过一、二级喷射器进行机械搅动，溶解在液硫中的H2S释放到气相中并由抽空器送入尾气焚烧炉，以保持气相中的H2S浓度在爆炸极限以下。
液硫空气鼓泡工艺原理为：使用空气作为脱气介质，由于氧的存在可促进多硫化氢直接氧化为元素硫的反应发生，液硫池系统处于微负压运行状态，硫化氢不易外漏，同时，空气能使液硫池气相空间保持氧化态，防止生成易自燃的硫化亚铁，减少发生爆燃的可能性。
来自各级硫冷凝器的液硫一般含有250～300ppm（w）的H2S,取决于不同的操作条件，操作温度较高的第一级硫冷凝器中冷凝的液硫中H2S含量高于操作温度较低的末级硫冷凝器中冷凝的液硫。
H2S在液硫中除物理溶解以外，还以多硫化氢（H2SX）形态存在。
H2SX是由H2S与硫磺发生平衡反应生成的一种弱键多硫化物：H2S ＋（x-1）S H2SX由于温度升高可促使该反应向右进行，因此在第一级硫冷凝器中冷凝的液硫中H2S 含量要高于下游的其它硫冷凝器。
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附件1海洋工程装备科研项目指南（2014年版）海洋工程装备是国家战略性新兴产业的重要组成部分，加快发展海洋工程装备制造业，对于推动海洋资源开发和海洋经济发展，支撑我国海洋强国建设具有十分重要意义。
为进一步落实《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》（国发[2012]28号）和《海洋工程装备制造业中长期发展规划》（工信部联规[2011]597号），实施《海洋工程装备工程实施方案》，加快提升海洋工程装备制造业创新能力，在调整和修订《海洋工程装备科研项目指南（2013版）》的基础上，形成本指南。
指南从工程与专项、特种作业装备、关键系统和设备三个方面，提出了2014年海洋工程装备制造业的重点科研方向。
一、工程与专项（一）深海天然气浮式装备（一期工程）1.工程总目标满足我国深海大型气田开发和海上液化天然气接收站建设的紧迫需求，系统开展深海天然气浮式装备（英文简称：FLNG，包括浮式液化天然气生产储卸装置LNG-FPSO和浮式储存及再气化装置LNG-FSRU）设计、建造、集成等方面的关键技术研究，以及相关关键设备和系统的研制，形成相应的总体设计方案、设备工程样机及全套系统的试验验证装置，完成有关测试和检验、试验验证等工作，建立相应的FLNG设计建造规范与标准体系。
开发一型适应我国南海大型气田开发需要、舱容约30万立方米、LNG年产量约为200-300万吨的LNG-FPSO，一型舱容在20万立方米以上、年气化能力约为200万吨的LNG-FSRU。
工程分两期实施，一期目标是：完成LNG-FPSO、LNG-FSRU 总体设计方案，实现LNG-FSRU再气化模块及LNG-FPSO部分系统和设备的样机研制，具备不小于20万标方/天的小型天然气液化系统核心装置工程化应用能力。
二期目标是：LNG-FPSO、LNG-FSRU总体具备工程化条件，主要系统和设备完成样机研制及实验验证，具备LNG年产200-300万吨天然气预处理系统及液化系统装置研制能力。
2.重点研究方向2015年前，重点围绕一期工程目标，突破天然气预处理系统及液化系统、再气化系统、LNG货物外输/转驳装置等设备和系统设计、制造、试验验证等方面的关键技术，部分系统和设备完成样机研制；开展FLNG建造、安装及调试关键技术研究；开展处理能力为不小于20万标方/天的天然气液化工艺和设备试验验证；初步建立起FLNG设计建造规范与标准体系。
具体如下：（1）天然气液化系统设计、集成及试验验证研究目标：掌握天然气液化系统的设计技术、集成技术，完成处理能力不小于20万方/天，且适用于LNG-FPSO的采用混合冷剂液化工艺的安全、可靠、高效的天然气液化系统设计和建造，开展工艺和关键设备试验验证。
研究内容：1）处理能力不小于20万标方/天的天然气液化系统总体方案设计；2）天然气液化系统集成技术研究；3）适用于LNG-FPSO的混合冷剂液化工艺和绕管式换热器等关键设备试验验证。
成果形式：总体设计方案；处理能力不小于20万标方/天天然气液化系统及试验报告。
（2）天然气预处理用大型塔器研制研究目标：掌握适合FLNG天然气预处理系统使用的大型塔器的设计制造关键技术，包括强度计算、填料和塔盘的水力学计算等，完成大型塔器详细设计和样机研制，具备工程化应用条件，与国际同类产品技术水平相当。
研究内容：1）工艺参数优化和工艺流程设计；2）大型塔器的材料选型、强度计算及分析；3）大型塔器中填料、塔盘等内件水力学计算；4）大型塔器气液分布器的设计与优化；5）晃荡对大型塔器性能影响研究；6）适用于年产液化天然气300万吨LNG-FPSO使用的大型塔器详细设计；7）大型塔器样机研制。
成果形式：相关设计图纸、计算书、研究报告；样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（3）天然气液化用大型混合冷剂压缩机研制研究目标：完成满足LNG年产量约为200-300万吨的LNG-FPSO要求的大型混合冷剂压缩机的选型方案，攻克设计制造关键技术，完成详细设计和样机研制，具备工程化应用条件，与国际同类产品技术水平相当。
研究内容：1）压缩机选型方案论证；2）设计制造关键技术研究；3）大型混合冷剂压缩机详细设计；4）大型混合冷剂压缩机样机研制。
成果形式：相关设计图纸、计算书、研究报告；样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（4）天然气液化用大型板翅式换热器冷箱研制研究目标：掌握板翅式换热器冷箱均布、安全性相关技术等关键技术，完成相应的试验研究和样机研制，满足LNG-FPSO的技术要求。
研究内容：1）多联板翅式换热器均布技术研究；2）板翅式换热器应用于FLNG的安全性和可靠性研究；3）板翅式换热器样机研制。
成果形式：相关设计图纸、计算书、研究报告；适用于处理能力为不小于20万标方/天天然气液化系统的样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（5）海水-混合冷剂换热器研制研究目标：掌握海水-混合冷剂换热器设计、制造、检验等关键技术，开展满足LNG年产量约为200-300万吨的LNG-FPSO要求的海水-混合冷剂换热器详细设计方案，完成中试研究和小型样机研制，设计、制造、检验能力达到LNG-FPSO技术要求。
研究内容：1）海水-混合冷剂换热器选型研究；2）设计关键技术研究；3）制造和检验关键技术研究；4）海水-混合冷剂换热器小型样机研制。
成果形式：相关设计图纸、计算书、研究报告；适用于处理能力不小于20万标方/天；天然气液化系统的样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（6）LNG液力透平研制研究目标：掌握LNG液力透平的关键技术，完成小型样机设计制造及现场试验，开展适用LNG-FPSO的LNG液力透平详细设计，完成中试研究和样机研制。
研究内容：1）LNG液力透平设计关键技术研究；2）LNG液力透平样机设计制造；3）适用LNG-FPSO的LNG液力透平详细设计；4）LNG液力透平样机研制及现场性能试验；5）技术标准研究。
成果形式：相关设计图纸、计算书、研究报告；样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（7）天然气液化系统硫回收装置研制研究目标：研究适用于浮式条件下的硫磺回收工艺，研制橇装的硫磺回收装置，具备效率高、安全性高、占地少和轻量化的特点，完成样机研制。
研究内容：1）硫回收装置关键设备选型研究；2）硫回收工艺的工艺包设计；3）硫回收装置服役可靠性技术研究；4）硫回收装置的橇块化技术研究；5）硫回收装置样机研制及验证；6）LNG-FPSO硫磺回收装置的技术标准研究。
成果形式：相关设计图纸、计算书、研究报告；样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（8）LNG蒸发汽再液化装置研制研究目标：根据LNG蒸发汽（BOG）和浮式平台的特点设计出适合浮式平台上的BOG再液化工艺，完成BOG再液化装置的橇块化设计，达到能够制造的深度，完成小型样机研制。
研究内容：1）核心设备选型研究和浮式条件下的适应性研究；2）橇块化设计方案研究；3）再液化装置的橇块化设计；4）再液化装置样机研制；5）相关技术标准研究。
成果形式：相关设计图纸、计算书、研究报告；样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（9）货物外输/转驳装置研制研究目标：研究开发适用于LNG-FSRU、LNG-FPSO与穿梭LNG船之间的货物外输/转驳装置，能够实现低温液体和气体的输送，具备较高的可靠性。
货物外输/转驳装置在满足旁靠相关海况的相对运动和串联情况下，转运能力达到1.0万立方米/小时。
研究内容：1）两船并靠水动力分析与试验验证；2）旁靠转驳与串联转驳的比较论证；3）刚性装卸臂与低温软管输送比较论证；4）旁靠输送装置样机研制；5）旁靠转运的模拟海况试验和液体试验；6）串联输送技术预研。
成果形式：两船旁靠水动力分析和水池模型试验报告；旁靠转驳与串联转驳设计图纸和计算书；旁靠输送装置样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（10）LNG潜液泵研制研究目标：掌握水力技术、结构优化设计、密封技术等LNG潜液泵关键设计制造技术，开展适用LNG-FPSO的LNG潜液泵详细设计，完成中试研究和小型样机研制。
研究内容：1）水力计算与选型2）泵体结构优化设计3）密封设计4）适用LNG-FPSO的LNG潜液泵详细设计5）LNG潜液泵小型样机研制及试验研究6）技术标准研究成果形式：相关设计图纸、计算书、研究报告；小型样机及试验验证报告，并通过船级社认可。
（二）自升式平台品牌工程1.工程总目标把握自升式平台技术发展趋势，瞄准自升式钻井平台和自升式作业支持平台两类主流产品，对标世界品牌产品，结合国内批量建造平台的工程实践经验，开发市场定位清晰、具有当今国际先进水平的3型自升式钻井平台和1型自升式作业支持平台，全面提升平台适应性、作业效率、经济性、安全性、环保性等，掌握自主设计建造核心技术，实现承接工程订单，带动关键系统和设备应用，增强我国在自升式平台领域的国际竞争力。
2.重点研究方向（1）自升式钻井平台研究目标：分别对标自升式钻井平台国际主流品牌，开发高规格大水深3型系列自升式钻井平台，平台主要技术性能指标达到或超过同类国际品牌产品，最大钻井深度35000-40000英尺，作业工况下最大甲板可变载荷提高5%-10%，钻井系统大钩载荷提高25%左右，悬臂梁纵向最大外伸距离75-80英尺，经济性达到国际先进水平，平台居住房间达到欧洲北海高舒适性标准，关键系统和设备自主化配套率达到80%以上，完成基本设计并通过船级社认证，承接工程订单。
自升式钻井平台I：最大作业水深350英尺适用海洋环境温和海域+欧洲北海最大波浪高/周期10.0/11s气隙15.24m环境温度-20～45摄氏度最大钻井深度35000英尺悬臂梁最大外伸距离纵向：75英尺；横向：+/- 15英尺定员120人最大甲板可变载荷(风暴自存工况) 3200吨最大甲板可变载荷(作业工况) 4600吨钻井系统大钩载荷1000短吨升降系统(齿轮数量) 3×18个齿轮，具备预压载状态升船能力钻井作业效率自动排管/Off-line研究内容：1）自升式钻井平台作业环境和适应性研究；2）平台总体性能优化研究；3）平台主体结构轻量化设计和桩腿结构优化设计；4）平台悬臂梁及钻台优化设计研究；5）平台关键系统集成优化及国产化应用技术研究；6）平台环保性和舒适性设计技术研究；7）平台高效建造技术研究；8）平台重量控制技术研究；9）桩腿国产化技术研究。
成果形式：1）自主品牌自升式平台基本设计图纸、船级社审核报告等；2）相关研究报告、试验报告、计算分析报告等；3）相关专利、论文、标准和指导性文件。
自升式钻井平台II：最大作业水深400英尺适用海洋环境温和海域+欧洲北海最大波浪高/周期14.4m/14.1s气隙15.0m环境温度-20～45摄氏度最大钻井深度40000英尺悬臂梁最大外伸距离纵向：75英尺，横向：+/- 15英尺定员140 人最大甲板可变载荷(风暴自存工况) 3145吨最大甲板可变载荷(作业工况) 6850吨钻井系统大钩载荷1250短吨升降系统(齿轮数量) 3×18个齿轮，具备预压载状态升船能力钻井作业效率自动排管/Off-line研究内容：1）自升式钻井平台作业环境和适应性研究；2）平台总体性能优化研究；3）平台主体结构轻量化设计和桩腿结构优化设计；4）平台悬臂梁及钻台优化设计研究；5）平台关键系统集成优化及国产化应用技术研究；6）平台环保性和舒适性设计技术研究；7）平台高效建造技术研究；8）平台重量控制技术研究；9）桩腿国产化技术研究。