总工艺流程
Общий технологический процесс
7856字
2019-12-15 12:48
55阅读
火星译客

4.3 Общий технологический процесс

4.3 总工艺流程

Газ из 9 отдельных скважин, добавленных в данном объекте, после дросселирования на устье скважины, отдельные скважины Sam-28, Sam-31, Sam-273 соединены во внешнее соединение бронированной станции газосборной станции Самандепе, отдельные скважины Sam-43-1H, Sam68H, Sam69H, Sam2-1H, Sam-124, Sam-356 соединены на генеральную газосборную станцию Самандепе, после измерительной сепарации на генеральной газосборной станции, транспортированы вместе в бронированное соединение существующей установки запуска трубочистки на газосборной станции, Газ из 9 добавленных отдельных скважин после обработки на газосборной и генеральной газосборной станции, транспортирован в газосборную установку ГПЗ через существующий газосборный трубопровод. Сырье с серой (масло, газ, вода) 6.4MPa(g)~6,9 MPa(g) установки приема шара DN700 оригинальной газосборной установки и добавленной газосборной установки в данном объекте, после смешения вместе входит нефтеконденсатоотделитель, потом после газожидкостной двухфазной сепарации, жидкая фаза входит в буферный отстойник и потом установку стабилизирования конденсата, газовая фаза входит в сепаратор, после газожидкостной двухфазной сепарации, сырьевой газ с серой входит в АВО сырьевого газа установки обессеривания и обезуглероживания газа(5) до 35℃, потом входит в гравитационный сепаратор для сепарации жидкость, затем входит в абсорбер для удаления H2S, частичного CO2, и частичной органической серы (в влажном очищенном газе H2S≤ 7mg/ m3).Влажный очищенный газ температуры 42.5℃ сначала поступает в установку(5) деалкилирования для охлаждения до 30℃, и отделяют жидкость, затем поступает в обезвоживающую установку (5), для дальнейшего обезвоживания газа и органической серы, пусть температура росы газа достигает -21℃, что удовлетворяет требование к температуре росы газа по воде, нуждающегося во внешнем транспорте, и требование к температуре росы по воде, нужной для глубины охлаждения для установки деалкилирования. После чего, сухой очищенный газ поступает в установку деалкилирования (5),для возврата тяжёлого углеводорода из газа, пусть точка росы по углеводороду продуктивного газа достигает -10℃,, затем продуктивный газ 5.4MPa (g) поступает в установку внешнего транспорта очищенный газ для внешнего транспорта.

本工程新增9口单井来气,井口节流后, Sam-28、Sam-31、Sam-273口单井接入萨曼杰佩集气站预留站外接口处,Sam-43-1H、Sam68H、Sam69H 、Sam2-1H、Sam-124、Sam-356口单井接入萨曼杰佩集气总站,在集气总站内计量分离后,混输至集气站内已建清管发送装置预留口处,新增的9口单井来气经过集气站和集气总站处理后,通过已建的集气管道输送至天然气处理厂的集气装置。本工程新增原料气与原集气装置DN700收球装置的6.4MPa(g)~6.9 MPa(g)含硫原料(油、气、水)混合后共同进入段塞流捕集器,经气液两相分离器后,液相进入缓冲沉降罐后去凝析油稳定装置,气相进入气液分离器,经气液两相分离后,含硫原料气进入脱硫脱碳装置(5)的原料气空冷器预冷到35℃后,进入重力分离器分离出液体,然后进入吸收塔脱除H2S、部分CO2和部分有机硫(湿净化气中H2S≤ 7mg/ m3)。温度为42.5℃的湿净化气先经脱烃装置(5)换冷,冷却至30℃,并分离出液体,然后进入脱水装置(5),进一步脱除天然气中的水和有机硫,使天然气的水露点达到-21℃,以满足天然气外输所需的水露点要求和后续脱烃装置制冷深度所需的水露点要求。随后,干净化气进入脱烃装置(5)以回收天然气中的重烃,使产品气烃露点达-10℃后,5.4MPa(g)的产品气进入净化气外输装置外输。

Очищенный газ ГПЗ-1 транспортирован в экспортную станцию через трубопровод очищенного газа P6,0MPa DN900 66,4km между ГПЗ и экспортной станцией очищенного газа, очищенный газ после фильтрации, сепарации, нагнетания на экспортной станции экспортирован в торговую узловую точку, экспортная станция соединена с торговой узловой точкой трубопроводом очищенного газа P8,0 DN1050 9,0km.

第一天然气处理厂的净化气通过处理厂与净化气外输站之间的一条P6.0MPa  DN900  66.4km净化气管道输送至外输站,净化气在外输站经过滤、分离、增压后外输至贸易交接点,外输站与贸易交接点之间由一条P8.0  DN1050  9.0km净化气管道连接。

Масло конденсата и смешанная жидкость газового месторождения из газового сепаратора Буферного отстойника совместно с легкой нефтью из установки удаления углеводорода вместе входить трехфазный отделитель стабильной установки масла конденсата(1), (2), отделенный сернистый газ с стабильным верхним газом масла конденсата вместе входить флаш-испаритель богатой жидкости на установке девулканизации и декарбонизации (5); отделенная вода из отпарной колонны кислой воды и резервуара обессоленной нефти доставляется в установку по разработке воды для газового поля, затем в испарительный бассейн сточной воды на выпаривание. отделенный конденсат после стабилизации входит хранить на район резервуара масла конденсата и передать.

集气装置缓冲沉降罐出来的凝析油和气田水混合液与脱烃装置来的轻油一起进入凝析油稳定装置(1)、(2)三相分离器,分离出的含硫气与凝析油稳定塔顶气一起进入脱硫脱碳装置(5)富液闪蒸罐;分离出的气田水经酸水气提塔和撇油罐撇油后送至处理厂内气田水处理装置进行处理,处理后去污水蒸发池蒸发;分离出的凝析油经稳定后去凝析油罐区储存后外输。

Флаш-газ из буферного отстойника газосборной установки входит в трехфазный сепаратор установки стабилизирования конденсата(1), (2) через отдельный трубопровод для дальнейшей сепарации.

集气装置缓冲沉降罐出来的闪蒸气经过单独管线进入凝析油稳定装置(1)、(2)三相分离器进一步分离。

Кислотный газ из установки девулканизации и декарбонизации (5) входит установку извлечения серы (5) извлечет серу из кислотного газа жидкая сера из установки извлечения серы (5) передаст в формовочное сооружение серы и погрузочное сооружение отправляет после формовки и упаковки.

自脱硫脱碳装置(5)出来的酸气进入硫磺回收装置(5),回收酸气中的硫磺,硫磺回收装置(5)的液体硫磺输送至正在建设的硫磺成型及装车设施,经成型包装后外运。 

Топливной газ, нужный для нормального производства технологических установок и коммунальных работ данного перерабатывающего завода, предоставляется системой топливного газа, мгновенно выделяющийся газ богатого раствора для установок для обессеривания и декарбонизации (5) используется в качестве заводского топливного газа. Другой топливный газ подведен из трубопровода продуктивного газа.

本处理厂工艺装置和公用工程正常生产所需的燃料气由燃料气系统供给,脱硫脱碳装置(5)的富液闪蒸气作为工厂燃料气使用。其余燃料气从产品气管线引接。

Главный технологический процесс целого завода подробно см. главную технологическую схему (BAPF-60-4-01PR-DR-01) работы расширения производительности блока А на договорной территории Багтыярлык Туркменистана.

全厂总工艺流程详见巴格德雷合同区域A区产能扩建工程天然气处理厂总工艺流程框图(BAPF-60-4-01PR-DR-01)。

4.4 Содержание объекта

4.4 工程内容

Через расчет, если хочет расширение производительность до масштаба 80×108m3/a, данный объект в основном включает три части: внутренний сбор и транспорт, ГПЗ, экспортная станция очищенного газа, и новая добавленная лаборатория флюида и бытовая подстанция 110kv.

经核算,扩能到80×108m3/a规模本工程主要包括内部集输、天然气处理厂、净化气外输站改造三个部分,以及新增的流体实验室和110kv生活变电站部分。

Часть внутреннего сбора и транспорта: общая производительность после увеличения производства составляет 80×108m3/a, увеличенный газовой объем из месторождения Самандепе, добавлены газодобывающие трубопроводы в газосборную станцию, генеральную газосборную станцию Самандепе, и проводить реконструкцию и расширение на существующие газосборные станции, генеральные газосборные станции для удовлетворения требования увеличения производства. Газосборная магистраль не требует реконструкцию.

内部集输部分:增产后总产量为80×108m3/a,增产气量均来至萨曼杰佩气田,新增采气管线至萨曼杰佩集气站、集气总站,并对已有集气站、集气总站进行改扩建,以满足增产需求。集气干线不需改造。

Часть ГПЗ: ново построенный 1 ряд основных технологических установок (включает газосборные установки, установки обессеривания и обезуглероживания газа, установки получения серы, установки осушки газа и установки очистки газа от углеводородов).И проводить реконструкцию и увеличение производства на газосборную установку, добавлены система топливной системы, станция азота и воздуха, котельная, трубопровод технологической и тепловой системы, факельно-сбросная система, 1 комплект гранулятора формовки серы, установка очистки сточной воды, система водоснабжения и канализации и другие общественные инженерные работы, и вспомогательные сооружения.

天然气处理厂部分:新建1列主体工艺装置(包括集气装置、脱硫脱碳装置、硫磺回收、脱水装置和脱烃装置)。并对集气装置进行改造扩能,增设燃料气系统、空气氮气站、锅炉房、全厂工艺及热力系统管道、火炬放空系统、1套硫磺成型造粒机、污水处理装置、给排水系统等公用工程及辅助设施。

Экспортная станция очищенного газа: построен 1 комплект агрегата компрессоров и комплектное сооружение и т.д., при этом бронирована площадка добавленной зоны установок фильтрации и сепарации и зоны установок сдачи-приемки и измерения для расширения до 100×108m3/a.

净化气外输站:新建一套压缩机组及配套设施等,同时为扩建到100×108m3/a预留新增过滤分离装置区和交接计量装置区的场地。

Лаборатория флюида: ново простроена 1 лаборатория флюида, которая находится между лагерем-2 блока А на договорной территории Багтыярлык и станцией снабжения А на договорной территории Багтыярлык. Установлены дополнительно прибор и оборудования анализа, требованные для лабораторного анализа, также общественные инженерные сооружения для водоотвода, притопожара, отопления и вентиляции и других.

流体实验室:新建流体实验室一座,位于在巴格德雷合同区域A区二号营地和巴格德雷合同区域A区供应站之间。增设各种分析化验所需的分析仪器和设备以及给排水、消防、采暖通风等公用工程设施。

Бытовая подстанция 110kv:

110kv生活变电站

4.5 Внутренный сбор и транспорт

4.5 内部集输

4.5.1 Газосборный пункт

4.5.1集气站

Газосборная станция Самандепе получает газ из 3 добавленных отдельных скважин, газ и жидкость вместе транспортирован с отдельной скважины в бронированный клапан вне газосборной станции. В оригинальном помещении насосов замедлителя коррозии ново построен 1 комплект салазкового устройства налива ингибитора на газосборной станции, влить замедлитель коррозии в отдельную скважину для замедления коррозии H2S к трубопроводу.

萨曼杰佩集气站接收新增3 口单井来气,单井采用气液混输至集气站站外预留阀门处。集气站在原有缓蚀剂泵房内新建1套缓蚀剂注入橇,向单井站注入缓蚀剂,减缓H2S对管线的腐蚀。

Разведённый раствор замедлителя коррозии из оригинального резервуара замедлителя коррозии, после нагнетания замерного насоса пленки, влить отдельно в устья разных скважин в пределах месторождения Самандепе через наливные трубопроводы.

缓蚀剂稀释液来自原有缓蚀剂储罐,经过隔膜计量泵增压后,通过缓蚀剂注入管线分别注入到萨曼杰佩气田所辖的各单井井口上。

Ново добавлен 1 комплект салазкового устройства налива замедлителя коррозии для газосборной станции, включает 4 наливные насоса замедлителя коррозии, с целью отдельно влить замедлитель коррозии в отдельные скважины Sam-28, Sam-31 и Sam-27, в том числе резервный насос 1шт.

集气站新增缓蚀剂加注橇1套,包括缓蚀剂注入泵4台,分别向Sam-28单井、 Sam-31单井和Sam-27单井注入缓蚀剂,其中备用泵1台。

Схема технологических станций газосборной установки см. на схему BAPF-60-3-62GT-DR-01.

集气站工艺仪表流程图见BAPF-60-3-62GT-DR-01。

4.5.2 Генеральная газосборная станция

4.5.2集气总站

Газосборная станция Самандепе получает газ из 6 отдельных скважин, в том числе газ из Газодобывающего трубопровода отдельных скважин Sam-124, Sam-43-1H соединен в существующий трубопровод генеральной газосборной станции. При этом бронировано для позднего периода, соединенное место (2m вне станции) 8 отдельных скважин и комплектных сооружений.

萨曼杰佩集气总站共接收6 口单井来气,其中Sam-124、Sam-43-1H单井采气管道来气接入集气总站的已建管道。同时为后期预留8 口单井的接入位置(站外2m)和配套设施。

Газ из разных отдельных скважин, во-первых, измерить входное давление и температура на станцию, для отдельной скважины, которая требует измерение, после переключения технологии входит в замерный сепаратор отдельной скважины для измерения, газ из остальных отдельных скважин вместе входит в коллектор (MF-63901/A, B) и входной коллектор отдельной скважины очередного измерения (MF-63902), затем входит в бронированное соединение DN400 существующихустановок приема трубочистки PR-63101.

各单井来气,首先检测进站压力、温度,需计量的单井经流程切换后进入单井轮换计量分离器计量,其余单井来气一并进入汇管(MF-63901/A、B)后与轮换计量的单井进入汇管(MF-63902)后接入已建清管接收装置PR-63101的DN400的预留口处。

Разведённый раствор замедлителя коррозии из оригинального резервуара замедлителя коррозии, после нагнетания замерного насоса пленки, влить отдельно в устья разных скважин в пределах месторождения Самандепе через наливные трубопроводы.

缓蚀剂稀释液来自原有缓蚀剂储罐,经过隔膜计量泵增压后,通过缓蚀剂注入管线分别注入到萨曼杰佩气田所辖的各单井井口上。

Для генеральной газосборной станции ново построены 3 комплекта салазкового устройства налива ингибитора, включает 13 шт. наливного насоса замедлителя коррозии, в том числе 6 шт. отдельно вливает замедлитель коррозии в отдельные скважины Sam-43-1H, Sam-68H, Sam-69H, Sam-2-1H, Sam-124, Sam-35, и бронировано 6 шт. наливного насоса замедлителя коррозии для влив замедлителя коррозии отдельной скважины позднего периода, установлен 1 шт. резервный наливной насос замедлителя коррозии.

集气总站共新增缓蚀剂加注橇3套,包含缓蚀剂注入泵13台,其中6台分别向Sam-43-1H单井、 Sam-68H单井、 Sam-69H单井、 Sam-2-1H单井、 Sam-124单井和 Sam-35单井注入缓蚀剂,为后期单井缓蚀剂注入预留6台缓蚀剂注入泵,设置备用缓蚀剂注入泵1台。

Схема технологических станций газосборной установки см. схему BAPF-60-3-63GT-DR-02~10.

集气总站工艺仪表流程图见BAPF-60-3-63GT-DR-02~10。

4.5.3 Газодобывающий трубопровод

4.5.3采气管道

Скважины Sam-27, Sam-28, Sam-31 соединены в газосборную станцию Самандепе. В том числе, для скважины Sam-31 уже построен газодобывающий трубопровод 500m от устья скважины, требуется ново построить соединительный трубопровод с устья скважины до газодобывающего трубопровода.Sam-27, Sam-28 требуют газодобывающий трубопровод до новой газосборной станции

Sam-27、Sam-28、Sam-31井接入萨曼杰佩集气站。其中Sam-31井已建有距井口约500米的采气管道,需新建井口至已建采气管道的联络管道。Sam-27、Sam-28需新集气站的采气管道。

Добавлено 6 отдельных скважин Sam-68H, Sam-69H, Sam2-1H, Sam-35, Sam-124, Sam-43-1H, которые требуют соединить в генеральную газосборную станцию Самандепе. В том числе для скважины Sam-124 уже построен газодобывающий трубопровод 450m от генеральной газосборной станции Самандепе, требуется построить газодобывающий трубопровод с конца до генеральной газосборной станции; скважина Sam-43-1H составляет сменную скважину Sam-43, надо построить соединительный трубопровод с Sam-43-1H до существующего трубопровода скважины Sam-43.

新增Sam-68H、Sam-69H、Sam2-1H、Sam-35、Sam-124、Sam-43-1H 等6口单井接入萨曼杰佩集气总站。其中Sam-124井已建有距萨曼杰佩集气总站450米的采气管道,需建设最后至集气总站的采气管道;Sam-43-1H井为Sam-43的替换井,需建设由Sam-43-1H至Sam-43井已建管道的联络管道

Все газодобывающие трубопроводы составляют бесшовные стальные трубы P8.0MPa  DN200 L360QS.

采气管道均为P8.0MPa  DN200 L360QS无缝钢管。

Влить замедлитель коррозии в 9 отдельных скважин с генеральной газосборной станции и газосборной станции, в том числе для 3 шт. ново построен соединительный трубопровод, для остальных 6 шт. проложены трубопроводы замедлителя коррозии из бесшовной стальной трубы PN25MPa DN20 в одной канаве с газодобывающим трубопроводом, общая длина 32,85km.

由集气总站和集气站向9口单井注入缓蚀剂,其中3口新建连接管道,其余6口随采气管道同沟敷设PN25MPa DN20无缝钢管B缓蚀剂管道,总长32.85km

Направление трубопровод подробно см. BAPF-60-2-56GT-DR-01.

管道走向详见BAPF-60-2-56GT-DR-01。

Места перехода ориентируются под стабильным полотном автодороги, по максимальной возможности избегают высокой зоны засыпки, выемке и участков с острыми уклонами на двух сторонах дороги, выполненных выемкой и насыпью пополам.

管道穿越位置,宜选在稳定的公路路基下,尽量避开高填方区、路堑和道路两侧为半挖半填的同坡向陡坡地段。

Переход трубопровод должен быть перпендикулярным автодороге.При необходимости пересечения с уклоном угол пересечения должен превышать 60°.Участки трубопровода под полотном не должны иметь поворот или прокладываться в кривом виде.

管道穿越公路应垂直交叉通过。必须斜交时,斜交角度应大于60°。路基下面的管段不允许出现转角或进行平、竖面曲线敷设。

Применяется экскавация со стальным корпусом для строительства. Глубина залегания вершины втулки от исходного покрытия дороги должна быть не менее 1.2м, от дна кювета шоссе должна быть не менее 0.5м. Протяженность выступа концов втулки за ступенью или лотком шоссе должна быть не менее 2 м. На обоих сторонах перехода трубопровода через автодорогу предусматриваются предупредительные столбы.

采用开挖加钢套管施工。套管顶距路面埋深不小于1.2m,距公路边沟底面不应小于0.5m,套管两端伸出公路路阶或排水沟长度不小于2m。公路穿越段两侧设置管道公路穿越标志桩。

Типы конструкции прохода шоссе на площадке см. BAPF-60-2-56GT-DR-02.

井场公路穿越结构型式见BAPF-60-2-56GT-DR-02。

При подземном переходе трубопроводами через существующие нефтяные, газовые или водяные трубопроводы, следует соблюдать следующие принципы:

管道穿越已建已建油、气、水管线时,按以下原则进行穿越:

1) Когда трубопровод пересекается с нефтепроводом или водопроводом, следует разместить наверху нефтепровода и водопровода. Когда не можно удовлетворить требование, следует проходить с защитным стальным корпусом, в стадии проекта принимает тип прохода защитного стального корпуса.

1)当管线与输油管线或输水管线交叉时,应布置在后两者的上面。当无法满足要求时,应采取钢套管保护的方式通过,初步设计阶段暂按钢套管保护方式通过。

2) Когда пересекается с трубопроводом (силовой линии), чистое расстояние между трубами не менее 0,3m (0,5m), и на месте пересечения поставить изоляционные прокладки и другие методы для изоляции двух трубопроводов, метод пересечения см. BAPF-60-2-56GT-DR-03, BAPF-60-2-56GT-DR-04.

2)与管道(电力线)交叉时,两管间净距不小于0.3m(0.5m),并在交叉位置放置绝缘垫隔物等方法将两管道隔离,交叉方式见BAPF-60-2-56GT-DR-03,BAPF-60-2-56GT-DR-04。

4.5.4 Сооружение отдельной скважины

4.5.4单井设施

Для каждой отдельной скважины отдельной установлена система безопасного сброса и бассейн сброса, при сверхдавлении предохранительный клапан отталкивается, сырьевой газ входит в бассейн продувки через сбросный трубопровод для автоматического зажигания и сброса.

每座单井站单独设置安全泄放系统及放喷池,超压时安全阀起跳,放空原料气通过放空管线进入放喷池自动点火放空。

Схема технологических газосборных установок станции отдельной скважины см. на схему BAPF-10-2-61GT-DR-03.

单井站工艺管道仪表流程图见BAPF-10-2-61GT-DR-03。

4.6 ГПЗ-1

4.6第一天然气处理厂

4.6.1 Газосборная установка

4.6.1 集气装置

Ново добавлен объем сырьевого газа в данном объекте 460×104m3/d, общая производительность газосборной установки составляет 2425×104m3/d, давление сырьевого газа при входе в газосборную установку 6,4MPa(g), температура 48,9℃. Потому что 4 газожидкостного сепаратора оригинальной газосборной установки не может удовлетворить добавленный объем газа, требуется 1 комплект газожидкостного сепаратора PN8.4MPa DN1600×8000.

本工程新增原料气量460×104m3/d,集气装置总的处理量为2425×104m3/d,原料气进集气装置压力为6.4MPa(g),温度为48.9℃。由于原集气装置的4台气液分离器无法满足新增的气量,需新增1套PN8.4MPa DN1600×8000气液分离器。

Технологический процесс после реконструкции: Газ из генеральной газосборной станции Самандепа на газосборном трубопроводе DN400 перед газосборном коллектором (MH-1001) в построенный коллектор газосборной установки (блок 1000), в новый газожидкостный сепаратор (D-10GT(05)/A), газовая фаза в установку обессеривания и обезуглероживания газа ГПЗ, жидкая фаза в установку стабилизирования конденсата.

改造后的工艺流程:从萨曼杰佩集气总站到集气装置(1000单元)已建汇管(MH-1001)前DN400集气管道上的预留三通接管,进入新建的气液分离器(D-10GT(05))进行分离后,气相去处理厂脱硫脱碳装置,液相去凝析油稳定装置。

Схема технологических приборов данной установки см. на схему BAPF-60-4-10GT-DR-02~03.

本装置工艺管道仪表流程图见BAPF-60-4-10GT-DR-02~03。

4.6.2 Экспортная установка

4.6.2 外输装置 

На экспортном трубопроводе подготовленного газа экспортной установки очищенного газа ГПЗ, ново добавлен 1 комплект онлайного анализатора углеродистоводородной точки росы.

在处理厂净化气外输装置的产品气外输管道上增设一套烃露点在线分析仪。

4.6.3 Установка обессеривания и обезуглероживания газа

4.6.3 脱硫脱碳装置 

Новый добавленный пятой ряд установок обессеривания и обезуглероживания газа в данном объекте, при нормальной работе объем обработки на отдельный комплект составляет 460×104m3/d, упругость операции в пределах 50~120%.Применяется раствор MDEA + сульфолан для удаления H2S, частичного CO2  и органической серы, циркулирующий объём составляет 251m3/h, MDEA: сульфолан : вода= 45: 30: 25.

本工程新建第5列脱硫脱碳装置,正常运行时单套装置处理量为460×104m3/d,操作弹性为50~120%。采用MDEA+环丁砜溶液,脱除原料天然气中的H2S、部分CO2和有机硫,循环量为251m3/h,MDEA:环丁砜:水= 45: 30: 25。

Сырьевой газ из генеральной газосборной станции входит в установку обессеривания и обезуглероживания газа, через предварительный холодильник питательного газа (устанавливается на установке очистки газа от углеводородов) охлаждается до ~30℃, входит в гравитационный сепаратор сырьевого газа и из данного газа выделяется жидкая капель большой частицы и твердая примесь, после смешивания с регенерационным газом из установки осушки газа через фильтр-сепаратор сырьевого газа удаляется малая жидкая капель и механическая примесь из природного газа, снизу входит в абсорбционную колонну обессеривания, в колонне против течения контактирует с бедным раствором сульфинола сверху вниз, и почти все H2S, часть органической серы, и часть CO2 удаляется из сырьевого газа, и влажный очищенный газ транспортируется до установки осушки газа в низовье для обработки.

自集气总站来的原料气进入脱硫脱碳装置,经进料气预冷器(放置于脱烃装置)冷却至~30℃,进入原料气重力分离器分离出分离出大颗粒液滴和固体杂质,与自脱水装置来的再生气混合后,再经过原料气滤分离器除去天然气中夹带小液滴和机械杂质后,自下部进入脱硫吸收塔,在塔内与自上而下的砜胺贫液逆流接触,原料天然气中几乎全部H2S、部分有机硫以及部分CO2被脱除,湿净化气送至下游的脱水装置处理。

Богатый аминный раствор из днища абсорбционной колонны после возврата энергии с помощью гидравлической турбины входит в флаш-тауэр, после фляш-испарения богатый аминный раствор через теплообменник бедного и богатого раствора проводит теплообмен с горячим бедным аминным раствором, потом входит в верхнюю часть регенерационной колонны, богатый раствор сверху вниз течет, после отпаривания паром снизу доверху, десорбируется газ H2S и CO2. Бедный аминный раствор из днища регенерационной колонны сначала нагнетается с помощью насоса горячего бедного раствора, после теплообмена с богатым аминным раствором и охлаждения входит в систему фильтрации раствора для фильтрации, малая часть из бедного раствора после фильтрации входит в флаш-тауэр MDEA, большая часть бедного раствора после нагнетания с помощью циркуляционного насоса MDEA закачивается до абсорбционной колонны MDEA, и выполняется циркуляция целой системы раствора.

吸收塔底出来的富胺液先经水力透平回收能量后进入闪蒸塔,闪蒸后的富胺液再经贫富液换热器与热贫胺液换热,然后进入再生塔上部,富液自上而下流动,经自下而上的蒸汽汽提,解吸出H2S和CO2气体。再生塔底出来的贫胺液先经热贫液泵增压,再与富胺液换热、冷却后进入溶液过滤系统过滤,过滤后的贫液分出一小股进入MDEA闪蒸塔,大部分贫液经MDEA循环泵增压送入MDEA吸收塔,从而完成整个溶液系统的循环。

Кислый газ на вершине регенерационной колонны после охлаждения входит в сепаратор кислого газа, кислый газ после сепарации транспортируется до установки извлечения серы в низовье.

再生塔顶的酸性气经冷却后进入酸气分离器,分离出的酸气送至下游硫磺回收装置。

Проект данной части подробно приведен в BAPF-60-4-11PR(5)-GS-01.

该部分设计详见BAPF-60-4-11PR(5)-GS-01。

4.6.4 Установка осушки газа

4.6.4 脱水装置

На данном объекте объем проектирования ново добавляемой установки осушки газа пятого ряда соответствует ново добавляемой установке обессеривания и обезуглероживания газа пятого ряда.

本工程新建第5列脱水装置设计规模与新建第5列脱硫脱碳装置匹配。

На данной установке осушки газа с молекулярным ситом применяется процесс технологии с помощью 4 колонн с молекулярным ситом, среди них 2 колонны для осушки, одна колонна для регенерации и другая для холодной продувки. Регенерационным газом является осушенный. После обработки в данной установке, точка росы по влаге сухого очищенного газа достигает -21℃, что отвечает технологическим требованиям к низовой установке очистки газа от углеводородов, также обеспечивает показатели точки росы по влаге природного газа для экспорта ≤-7℃ (зимой, при давлении 7,5MПа). Для молекулярного сита применяется молекулярное сито обезвоживания и демеркаптанизации.

本装置分子筛脱水工艺采用4塔分子筛脱水的流程,其中两塔脱水,一塔再生,一塔冷吹,再生气为脱水后的干气。经过本装置处理后,干净化气的水露点可达到-21℃,可满足下游脱烃装置的工艺要求,又能达到外输天然气水露点≤-7℃(冬季)(7.5MPa压力条件下)的指标。分子筛采用脱水脱硫醇分子筛。

Сырьевой газ из установки обессеривания и обезуглероживания газа после охлаждения до 30℃ с помощью установки очистки газа от углеводородов (давление 5,97MPa(g), расход 453.61×104m3/d) после удаления капля воды и конденсационной жидкости с помощью накопителя влажного очищенного газа входит в колонну осушки газа с молекулярным ситом. Сырьевой газ разделится на две части сверху донизу параллельно соответственно проходить две водоразделительной колонны с молекулярным ситом проведет процесс обезвоживания и абсорбции. Очистительный газ после обезвоживания входит в фильтр пыли газового продукта после отфильтровывания пылей малекулярного сита в качестве газового продукта настоящей установки передаваться в установку удаления углеводорода.

从脱硫脱碳装置来经脱烃装置冷却至30℃的压力为5.97MPa(g)流量为453.61×104m3/d的原料气,经湿净化气聚结器除去夹带的水滴、凝液后进入分子筛脱水塔。原料气分为两股,并联自上而下地分别通过两个分子筛脱水塔,进行脱水吸附过程。脱除水后的净化气进入产品气粉尘过滤器,滤出分子筛粉尘后,作为本装置产品气至脱烃装置。

Часть подготовленного газа данной установки выводится в качестве охлаждающего газа, сверху вниз проходит через колонну осушки газа с молекулярным ситом, которая только что выполнила регенеративный процесс, для охлаждения данной колонны. Охлаждающий газ после выхода из колонны входит в нагревательную печь регенерационного газа, после нагрева до 300℃ применяется в качестве бедного регенерационного газа. Бедный регенерационный газ снизу доверху проходит через колонну осушки газа с молекулярным ситом, которая только что выполнила процесс адсорбции, чтобы адсорбционная вода выполняла десорбцию и входила в регенерационный газ, и выполнялся регенерационный процесс данной колонны.   

从本装置产品气引出一部分作为冷却气,自上而下通过刚完成再生过程的分子筛脱水塔,以冷却该塔。冷却气出塔后进入再生气加热炉,加热至300℃后作为贫再生气,贫再生气自下而上通过刚完成吸附过程的分子筛脱水塔,使吸附的水脱附并进入再生气中,完成该塔的再生过程。

Богатый регенерационный газ из колонны входит в воздушный холодильник регенерационного газа для охлаждения, чтобы большая часть водяного пара в регенерационном газе превращалась в жидкость путем конденсации. Богатый регенерационный газ после охлаждения входит в сепаратор регенерационного газа для выполнения сепарации, после сепарации богатый регенерационный газ после нагнетания компрессором регенерационного газа идет к установке обессеривания и обезуглероживания газа для смешивания с сырьевым газом. Сточные воды после сепарации идут к бассейну сточных вод.

出塔后的富再生气进入再生气空冷器中冷却,使再生气中的大部分水蒸气冷凝为液体。冷却后的富再生气进入再生气分离器进行分离,分离后的富再生气经再生气压缩机增压后去脱硫脱碳装置与原料气混合;分离出的污水则至污水池。

Проект данной части подробно приведен в BAPF-60-4-12PR(5)-GS-01.

该部分设计详见BAPF-60-4-12PR(5)-GS-01。

4.6.5 Установка очистки газа от углеводородов

4.6.5 脱烃装置

На данном объекте технологическое решение ново добавляемой установки очистки газа от углеводородов пятого ряда одинаково с технологическим решением установки очистки газа от углеводородов четвертого ряда на первоначальном ГПЗ. Применяется метод наружного остывания пропаном для очистки газа от углеводородов. Температура остывания -16℃.

本工程新建第5列脱烃装置工艺方案与原处理厂4列脱烃装置工艺方案相同,采用丙烷外制冷的方法脱烃。制冷温度为-16℃。

Сухой очистительный природный газ с давлением по 5.76MPa(g) температурой по 31℃ из установки обезвоживания входит в предварительный охладитель сырьевого газа холодообменится со сухим газом продукта при снижении температуры до -5℃ и через испаритель пропана охладит до -16℃ большая часть компонентов C3 и выше C3 охлаждена и через сепаратор с низкой температурой устройство коалесценции отделяет сухой газ продукта и жидкий углеводород. Сухой газ продукта возвратся на предохладитель сырьевого газа и повторно нагревать до 35.5℃ передаваться в качестве товарного газа а жидкий углеводород передаваться в стабильную установку масла конденсата провести обработку.

压力为5.76MPa(g)、温度为31℃的干净化天然气,从脱水装置来,进入原料气预冷器,与产品干气换冷,温度降低至-5℃后,再经丙烷蒸发器冷却到-16℃,大部分的C3及C3以上的组分被冷凝下来,再经低温分离器及干气聚结器分离出产品干气和液烃。产品干气返回到原料气预冷器中复热至35.5℃,作为商品气外输,液烃则送至凝析油稳定装置处理。

Мокрый очистительный газ из установки девулканизации и декарбонизации через Предохладитель сырьевого газа теплообменится с сухим газом продукта температура снизится от 47℃ до 30℃ и входит в сепаратор мокрого очистительного газа проведет сепарацию газа и жидкости. Выделенный природный газ транспортируется до установки осушки газа в качестве питательного природного газа данной установки. Выделенные нефтеносные сточные воды идут к установке стабилизирования конденсата.

自脱硫脱碳装置的湿净化气经原料气预冷器与产品干气换热后温度从47℃降至30℃左右,进入湿净化气分离器进行气液分离。分离出的天然气送至脱水装置,作为该装置的进料天然气。分离出的含油污水去凝析油稳定装置。

Система охлаждения пропана: жидкий пропан после абсорбирования теплоты в испарителе пропана станет водяным паром пропана одновременно снизить температуру впускного природного газа до -16℃.Газ пропана после абсорбирования смещанной жидкости входит в компрессор пропана, после сжатия газ пропана через охладитель пропана все охлажут на жидкость. Жидкость пропана входит в емкость пропана через дроссельный клапан после снижения давления входит в экономайзер, сепарированный на жидкую и газовую фазу, газ возвращатся в вводное отверстие для добавления газа на компрессоре, а жидкость в дальнейшем дроссельно снизить давление и входит в испаритель, в испарителе абсорбирует теплоту охлажденного агента испаряет на водяной пар пропана тем самым завершить циркуляцию полного охлаждающего процесса.

丙烷制冷系统:液体丙烷在丙烷蒸发器中吸收了热量后变为丙烷蒸汽,同时使进料天然气温度降至-16℃。丙烷气体分离出挟带的液体后进入丙烷压缩机,压缩后丙烷气体经丙烷冷凝器全部冷凝为液体。丙烷液体进入丙烷储罐,再经节流阀降压后进入过冷器分离为气液两相,气体返回压缩机的补充气入口,液体则进一步节流降压后进入蒸发器,在蒸发器中吸收被冷介质的热量,蒸发为丙烷蒸汽,从而完成整个制冷过程循环。 

Проект данной части подробно приведен в BAPF-60-4-13PR(5)-GS-01.

该部分设计详见BAPF-60-4-13PR(5)-GS-01。

4.6.6 Установка извлечения серы

4.6.6 硫磺回收装置

На данном объекте технологическое решение ново добавляемой установки извлечения серы пятого ряда одинаково с технологическим решением установки извлечения серы четырех рядов на первоначальном ГПЗ. Применяется технология извлечения серы трехступенным методом Клауса низкой температуры. Количество обработки кислого газа составляет 562.821kmol/h, концентрация H2S составляет 42.241%, проектный коэффициент извлечения серы составляет 98.8%, объем сброса SO2 для одиночного комплекта установки составляет 180.4 kg/h.  

本工程新建第5列硫磺回收装置工艺方案与原处理厂4列硫磺回收装置工艺方案相同,采用三级低温克劳斯分流法硫磺回收工艺。酸气处理量为562.821kmol/h,H2S浓度为42.241%,设计硫回收率为98.8%,单套装置的SO2排放量为180.4 kg/h。

Расход кислого газа из установки обессеривания и обезуглероживания газа составляет 56.40×104m3/d, содержание скрытой серы в кислом газе примерно составляет 185.2t/d, после выделения кислотной воды с помощью сепаратора кислого газа разделяется на 2 части, в том числе 70% кислого газа входит в главную печь сжигания, вместе с воздухом из главного вентилятора по определенному составу проводит реакцию Клауса в главной печи сжигания, в это время примерно 66% H2S превращается в элементарную серу, другая часть—30% кислого газа смешивается с технологическим газом после котла-утилизатора. Поток газа высокой температуры из главной печи сжигания после охлаждения котлом-утилизатором входит в конденсатор-холодильник серы первой степени для охлаждения, после выделения жидкой серы нагревается перенагревательной печью первой степени для управления температурой входа технологического газа в реактор первой степени. Технологический газ проводит обычную реакцию Клауса в реакторе первой степени, и проводит достаточную гидролизацию C2S и COS. В нижней части для удобства изложения предполагаем, что реактор второй степени находится в состоянии регенерации, реактор третьей степени находится в состоянии адсорбции. Перед входом в реактор второй степени нужно охлаждать технологический газ, выделять серу и подвергать перегреву, данные два шаги выполняются в перенагревательной печи второй степени и конденсаторе-холодильнике серы второй степени. После выделения серы с помощью конденсатора-холодильника серы второй степени технологический газ после нагрева в перенагревательной печи второй степени входит в реактор второй степени. В реакторе второй степени жидкая сера, адсорбированная к активатору в предыдущий цикл, постепенно превращается в пар, чтобы активатор удалил серу и выполнял регенерацию, и проводилась обычная реакция Клауса. Технологический газ из реактора второй степени после охлаждения и десульфации с помощью конденсатора-холодильника серы третьей степени не подвергает перегреву и прямо входит в реактор третьей степени, внутри него проводится реакция Клауса низкой температуры. Технологический газ из реактора третьей степени входит в конденсатор-холодильник серы четвертой степени, после охлаждения и выделения серы входит в уловитель жидкой серы, хвостовой газ из уловителя транспортируется до печи дожига хвостового газа. После дожига отработанный газ входит в дымовую трубу хвостового газа для выброса.      

从脱硫脱碳装置送来的酸气流量为56.40×104m3/d,酸气中潜硫含量约为185.2t/d,经酸气分离器分离出酸水后分为两股,其中70%酸气进入主燃烧炉,与从主风机送来的空气按一定配比在主燃烧炉内进行克劳斯反应,此时约66%的H2S转化为元素硫,另一股30%的酸气在余热锅炉后与过程气混合。自主燃烧炉出来的高温气流经余热锅炉冷却后进入一级硫磺冷凝冷却器冷却,分离液硫后经一级再热炉加热以控制过程气进一级反应器的温度,过程气在一级反应器内进行常规克劳斯反应,并使C2S和COS充分水解。(下面为便于叙述,假设二级反应器处于再生态而三级反应器则处于吸附态)过程气在进入二级反应器之前须冷却,分离硫并经再热,此两步是在二级再热炉和二级硫磺冷凝冷却器内完成的。经二级硫磺冷凝冷却器分离硫后的过程气经二级再热炉加热后进入二级反应器,在二级反应器中,上一周期吸附在催化剂上的液硫逐步汽化,从而使催化剂除硫再生,并进行常规克劳斯反应。出二级反应器的过程气经三级硫磺冷凝冷却器冷却除硫后,不经再热直接进入三级反应器,在其内进行低温克劳斯反应。出三级反应器的过程气进入四级硫磺冷凝冷却器,冷却分硫后进入液硫捕集器,从捕集器出来的尾气送入尾气焚烧炉焚烧,焚烧后的废气进入尾气烟囱排放。

Выделенная жидкая сера из конденсатора-холодильника серы каждой степени и уловителя вытекает из уплотнения жидкой серы, после стечения втекает в бассейн жидкой серы, через дегазированный бассейн выполняется удаление H2S из жидкой серы, потом насосом закачивается в хранилище установки формовки жидкой серы.

各级硫磺冷凝冷却器及捕集器分出的液硫由液硫封流出,汇集后自流入液硫池,再经脱气池,脱除液硫中的H2S后泵入液硫成型装置的贮罐。

На данной установке конденсаторы-холодильники третьей и четвертой степени порождают пар низкого давления 0.1 MPa(g), который после воздушного охлаждения через циркуляцию внутри установки повторно используется. Котел-утилизатор и конденсаторы-холодильники серы первой и второй степени путем заполнения котла водой прямо порождают пар 0.6 MPa(g)до системы. Так можно уменьшать ношу целой системы котловой воды, можно обеспечивать стабильность установки, осуществлять рациональное использование энергий.

本装置三、四级硫磺冷凝冷却器产生0.1 MPa(g)低压蒸汽并空冷后经装置内循环重复利用,余热锅炉和一、二级硫磺冷凝冷却器通过锅炉上水直接产生0.6 MPa(g)蒸汽至系统。这样减少了整个锅炉水的系统的负担,既保证了装置的稳定性,又实现了能量的合理利用

Проект данной части подробно приведен в BAPF-30-4-14PR(5)-GS-01.

该部分设计详见BAPF-30-4-14PR(5)-GS-01。

4.6.7 Экспортная установка очищенного газа

4.6.7净化气外输装置

Построенная установка внешнего транспорта очищенного газа получает очищенный газ из установки очистки газа от углеводородов верховья, внешний газ входит в трубопровод внешнего транспорта очищенного газа в зоне «А». Установить узел запуска очистных устройств 1 набор для выхода, который удовлетворяет требованию работы очистки.

已建的净化气外输装置接收上游脱烃装置净化气,外输进入A区净化气外输管道。出站设有清管器发送装置1套,以满足清管作业需要。

По проверочным расчётом, оригинальная установка для экспорта очищенного газа может соответствовать требованиям увеличения производства, не надо проводить реконструкцию.

经核算原净化气外输装置能满足增产需求,本工程无需进行改造。

4.6.8 Установка формирования серы и погрузочное сооружение

4.6.8 硫磺成型及装车设施

Объем производства серы на первоначальных установках извлечения серы 4 рядов составляет 647.2t/d. В настоящее время на строящем объекте формовки серы на ГПЗ-1 устанавливаются 3 ряда грануляционных машины ленточной стали с большой скоростью 16t/h (2 шт. для употребления, 1 шт. для резерва) и 2 комплекта линий производства автоматической взвешивания, упаковки и укладки в штабель (800 мешков/час, масса каждого мешка 50 kg).

原4列硫磺回收装置的硫磺产量为647.2t/d,目前正在建设的第一天然气处理厂硫磺成型工程设置3列16t/h的高速钢带造粒机(2用1备)和 2套全自动称重包装码垛生产线(800袋/小时,每袋50kg)。

После осуществления объекта по реконструкции и расширения (6,5 млрд. сырьевого газа) в зоне «А» объем производства серы на ГПЗ будет составлять 660.3t/d. После осуществления объекта по реконструкции и расширения (8,0 млрд. сырьевого газа) в зоне «А» будет добавлена сера 166t/d, общий объем серы будет составлять 826.3t/d. В связи с тем, что вращающиеся детали грануляционной машины ленточной стали многие, при движении ленточной стали легко возникает увод и повреждение, управление сложное, объем работы по обслуживанию большой, механическое уплотнение и сальниковое уплотнение на оборудовании легко повреждено при ручной разборке головки машины для обслуживания, количество запасных деталей на складе большое, поэтому имеющие 3 ряда грануляционных машин ленточной стали с большой скоростью не могут удовлетворять объем производства серы после расширения до 8,0 млрд. На данном объекте будет добавлен 1 ряд грануляционной машины ленточной стали с большой скоростью 16t/h.

A区改建扩能工程(65亿原料气)实施后天然气处理厂的硫磺产量为660.3t/d,A区改建扩能工程(80亿原料气)实施后新增硫磺166t/d,总的硫磺产量为826.3t/d。由于钢带造粒机的转动部件多、钢带运行时容易走偏而损坏、操作复杂,维护工作量大,设备的机械密封和填料密封因为手动拆卸机头进行维护而极易导致损坏,备件库存量大,因此已有的3列高速钢带造粒机无法满足80亿扩建后的硫磺产量,本工程增加1列16t/h高速钢带造粒机。

4.6.9 Факельно-сбросная система

4.6.9 火炬及放空系统

На первоначальном ГПЗ построены по 2 комплекта факелов высокого и низкого давления. Для каждого комплекта факелов высокого давления DN900×90000 mm количество обработки сброса составляет 920×104m3/d, для факелов низкого давления DN350×90000 mm количество обработки сброса составляет 46.77×104m3/d. Каждый комплект соответствует 2 рядам основных технологических установок, может удовлетворять потребность сброса после реконструкции и расширения первого этапа, но не может удовлетворять потребность на данном объекте.

原处理厂已建的高低压火炬各2套,每套的高压火炬DN900×90000 mm,放空处理量为920×104m3/d,低压火炬DN350×90000 mm,放空处理量为46.77×104m3/d。每套与两列主体工艺装置相对应,能满足1期改建扩能后的放空需求,但无法满足本工程需求。

На данном объекте будет построен 1 комплект факелов высокого и низкого давления. Во избежание повторной инвестиции объем проектирования факелов учитывается по объему факелов нужных для ново добавляемых технологических установок пятого и шестого ряда на полном заводе, и по производительности по переработке сырьевого газа 100×08m3/a, то есть факелы высокого давления DN1000×90000 mm, количество обработки сброса 1100×104m3/d, факелы низкого давления DN700×90000 mm, количество обработки сброса 74×104m3/d.

本工程新建1套高低压火炬为避免重复性投资,火炬设计规模按全厂新建第5、6列工艺装置,原料气处理能力为100×08m3/a所需的放空火炬规模考虑,,即高压火炬为DN1000×90000 mm,放空处理量为1100×104m3/d,低压火炬DN700×90000 mm,放空处理量为74×104m3/d。

行业 工程
标签
举报
0 条评论
评论不能为空