1. 100×104 m3/d usine de décarbonation montée sur patins pour CNPC
Ce projet est un modèle de traitement du gaz naturel à haute teneur en carbone, et sert également de modèle au champ pétrolier de Daqing, qui a été le premier à mettre en œuvre un système modulaire monté sur patins, conçu et acheté en un an, puis fabriqué et mis en service dans le nord-est de la Chine.
Il s'agit également de notre exploration en matière de promotion de projets EPC, et ce sera également un tournant important pour l'entreprise afin de créer un lien entre ce qui précède et ce qui suit dans le projet d'ingénierie EPC.
2. 300×104 m3/d usine de désulfuration montée sur skid pour CNPC
Après évaporation instantanée du liquide riche en MDEA, le gaz naturel est débarrassé du H2S par un séparateur d'eau acide, et la solution de MDEA séparée est également pompée vers la tour de désulfuration.
La solution concentrée de TEG utilisée dans la tour de déshydratation est acheminée vers une tour de distillation, un évaporateur instantané et un filtre, où elle est chauffée et régénérée en une solution concentrée de TEG. Celle-ci est ensuite pompée vers la tour de déshydratation pour une déshydratation en circuit fermé.
Après que le gaz H2S séparé par le séparateur d'eau acide soit injecté dans le réservoir de stockage de gaz acide, il est préchauffé par le four de réaction, réagit avec l'air aspiré par le compresseur d'air pour générer du SO2.
Le SO2 réagit avec le H2S restant (réaction de Claus) pour générer du soufre élémentaire, qui est ensuite refroidi pour obtenir du soufre.
Le gaz d'alimentation, après que ses impuretés solides et liquides ont été éliminées par un séparateur et un filtre-séparateur, entre dans la tour à vanne à flotteur pour la désulfuration, une tour qui utilise une solution de MDEA comme désulfurant.
Le gaz provenant du haut de la tour à vanne à flotteur passe par le séparateur de purification humide pour éliminer une petite quantité de liquide MDEA entraîné dans le gaz, puis le gaz naturel humide entre dans la tour de déshydratation pour se déshydrater à travers le TEG.
Enfin, le gaz naturel sec issu de la tour de déshydratation est exporté en tant que gaz commercial conforme aux normes.
Le liquide riche en MDEA contenu dans la tour de désulfuration est vaporisé instantanément pour éliminer les hydrocarbures, puis filtré. Il est ensuite acheminé vers la tour de régénération où il est chauffé à la vapeur pour se régénérer en un liquide pauvre en MDEA, qui est pompé vers la tour de désulfuration pour un cycle de désulfuration en circuit fermé.
3. Ya'an Zhonghong 10X104 Nm3Projet de liquéfaction de GNL /d
Chantier : Comté de Lushan, ville de Ya'an, province du Sichuan, Chine.
Principaux paramètres techniques :
1. Capacité de traitement
Consommation de gaz naturel : 10 x 10 4 Nm³/j
Débit de liquéfaction : 9,53 x 10 4 Nm³/j
Évacuation des gaz acides : ~1635 Nm³/j
2. Spécifications du produit GNL :
Production de GNL : 68 t/j (161 m³/j) ; équivalent à 9,53 x 10⁶ tonnes en phase gazeuse 4 Nm³/j
Température : -161,4 ℃
Pression de stockage : 15 kPa
4. 150-300×104 m3/d Usine de déshydratation de TEG pour CNPC
Notre société a construit l'usine de déshydratation Wei 202 et 204 TEG avec une capacité de traitement de 300×104 m3/j et le projet d'usine de déshydratation Ning 201 TEG avec une capacité de traitement de 150 ×104 m3/j.
Le procédé de déshydratation au TEG est généralement utilisé pour traiter le gaz naturel sans soufre à la tête de puits ou le gaz purifié issu d'une unité de désulfuration par procédé à l'alcool-amine. Cette unité se compose principalement d'un système d'absorption et d'un système de régénération. L'équipement principal du procédé est la tour d'absorption. La déshydratation du gaz naturel s'effectue dans la tour d'absorption, tandis que la tour de régénération assure la régénération du liquide riche en TEG.
Le gaz naturel d'alimentation entre par le bas de la tour d'absorption et entre en contact à contre-courant avec le liquide pauvre en TEG qui entre par le haut de la tour ; puis le gaz naturel déshydraté sort par le haut de la tour d'absorption et le liquide riche en TEG est évacué par le bas de la tour.
Ensuite, le liquide riche en TEG pénètre dans le réservoir de détente afin d'éliminer le maximum de gaz d'hydrocarbures dissous, après avoir été chauffé par le tuyau de refoulement du condenseur situé en haut de la tour de régénération. La phase liquide sortant du réservoir de détente s'écoule dans l'échangeur de chaleur pour liquide pauvre-riche et le réservoir tampon après filtration, puis entre dans la tour de régénération après un chauffage supplémentaire.
Dans la tour de régénération, l'eau contenue dans le liquide riche en TEG est éliminée par chauffage à basse pression et haute température. Le liquide pauvre en TEG régénéré est refroidi par l'échangeur de chaleur liquide-liquide riche-pauvre, puis pompé en haut de la tour d'absorption par la pompe à glycol pour être recyclé.
5. 30×104 m3/d usine de déshydratation par tamis moléculaire pour CNPC
Capacité de traitement : 14 à 29 × 10⁶ m³/j
Pression de service : 3,25 ~ 3,65 MPa (g)
Température d'entrée : 15 ~ 30 °C
Teneur en eau du gaz d'alimentation : eau saturée à 15-30 °C
Pression de conception : 4 MPa
Le gaz d'alimentation de ce projet est du gaz naturel à forte teneur en CO2 provenant des blocs Lian 21 et Lian 4 du champ pétrolier de Fushan, dans la province de Hainan. Lors des phases initiale et intermédiaire de l'essai pilote, le gaz produit par ces deux blocs a d'abord subi une séparation huile-gaz à la station de collecte de gaz de Bailian, puis a été séché et déshydraté par une unité de déshydratation à tamis moléculaire, avant d'être comprimé à une pression de 14 à 22 MPa par un compresseur d'injection de gaz et injecté dans le sol.
6. 100×104 m3/d Usine de réception de GNL pour le port de Qasim, Pakistan
Ce projet est conçu et réalisé conformément aux normes américaines. Une usine de traitement de GNL et un navire de transport de GNL acheminent le GNL vers une unité flottante de gazéification (unité de stockage et de regazéification) située près du quai de FOTCO.
Un nouveau quai de déchargement de gaz et un nouveau gazoduc seront construits pour transporter le gaz naturel regazéifié du navire flottant de gazéification du GNL jusqu'au point de connexion de SSGC, ce qui facilitera les livraisons aux utilisateurs à l'avenir.
Chantier : Le port de Rath Qasim, deuxième port maritime du Pakistan, est situé dans le cours inférieur de la rivière Fitigli, un affluent de la rive ouest du delta de l'Indus, au sud du pays. Il se trouve à environ 13 milles nautiques au nord-ouest de Karachi. Ce port dessert principalement les aciéries de Karachi et assure le trafic d'import-export national, contribuant ainsi à désengorger le port principal de Karachi.
Capacité de traitement : 50 ~ 750 MMSCFD.
Pression de conception : 1450 PSIG
Pression de service : 943 ~ 1305 PSIG
Température de conception : -30 à 50 °C
Température de fonctionnement : 20 à 26 °C
7. 50×104 m3/d Usine de liquéfaction de GNL dans la ville de Datong, province du Shanxi
Le projet de GNL de Shanxi Datong est l'un des projets clés en matière d'énergies nouvelles dans la province du Shanxi et un projet majeur de promotion de la gazéification dans cette même province. Une fois le projet achevé, la production atteindra [montant manquant].
En tant que l'un des principaux centres de réserve de GNL du Shanxi, sa production atteindra 50x104 m3/j.
Le projet prévoit la construction d'une unité de liquéfaction de gaz naturel d'une capacité de 50 × 10⁴ m³/j, ainsi que des installations connexes et d'un réservoir de GNL d'une capacité maximale de 10 000 m³. Les principales unités de traitement comprennent la pressurisation du gaz d'alimentation, la décarbonatation, la déshydratation, l'élimination du mercure et la réduction du poids, l'unité d'hydrocarbures, l'unité de liquéfaction, le stockage du fluide frigorigène, la pressurisation de la vapeur instantanée, le parc de stockage du GNL et les installations de chargement.
8. 30×104 m3/d usine de désulfuration pour CNPC
Le projet de soutien de l'usine de désulfuration montée sur skid pour les puits de gaz marin dans la province occidentale du Sichuan, skid de traitement du gaz naturel, est le premier projet que notre société réalise en coopération avec Sinopec Petroleum Engineering Design Co., Ltd. ;
Ce projet est le projet de soutien à la désulfuration du gaz naturel avec 0,3 100×104 m3/j dans le puits Pengzhou 1, comprenant le skid de traitement du gaz naturel, la récupération et le moulage du soufre, les travaux publics et d'autres unités.
9. Ganquan Fengyuan 10X 104Nm3/d Unité de liquéfaction de GNL
Chantier de construction : Ganquan, ville de Yan'an, province du Shanxi, Chine.
Principaux paramètres techniques :
1. Capacité de traitement
Entrée de gaz naturel : 10X 10 4 Nm³/j
Production de liquéfaction : 9,48 X 10 4 Nm³/j (dans le réservoir de stockage)
Évacuation des gaz acides : ~5273 Nm³/j
2. Spécifications du produit GNL :
Production de GNL : 68,52 t/j (160,9 m³/j) ; équivalent à 9,48 x 10⁶ tonnes en phase gazeuse 4 Nm³/j
Température : -160,7 °C
Pression de stockage : 0,2 MPa.g
10. 600×104 m3/d usine de traitement des gaz résiduaires pour CNPC
Le projet concerne une unité de traitement des gaz résiduaires d'une capacité nominale de 600 × 10⁴ m³/j, située dans l'usine d'épuration CNPC de Gaomo. Cette unité est principalement destinée au traitement des gaz résiduaires Claus issus de l'unité de récupération du soufre, ainsi que des gaz résiduaires de la piscine de soufre liquide de cette même unité et des gaz résiduaires TEG de l'unité de déshydratation. La capacité de traitement nominale de l'unité est adaptée aux unités de récupération du soufre et de déshydratation. L'installation utilise le procédé CANSOLV, approuvé par Shell, et les gaz résiduaires traités respectent la norme d'émission de SO₂ de 400 mg/Nm³ (sur base sèche, 3 % vol. de SO₂).
11. 600×104 m3/d usine de cristallisation par évaporation pour CNPC
L'usine utilise un procédé d'évaporation et de condensation à efficacité multiple pour le traitement des eaux salées. L'eau produite par l'unité d'évaporation-cristallisation est réutilisée comme eau d'appoint pour le circuit de refroidissement ou pour d'autres applications au sein de l'usine. Les polluants sont séparés des eaux usées sous forme de sels cristallins. L'unité d'évaporation-cristallisation est alimentée en eau salée provenant de l'usine d'électrodialyse située en amont et sa capacité de traitement est de 300 m³/j. Sa durée de fonctionnement annuelle est de 8 000 heures.
L'évaporation à effets multiples est adoptée pour réaliser l'utilisation progressive de l'énergie et l'effet d'économie d'énergie est évident.
La chaleur résiduelle de l'ensemble du système est pleinement exploitée. L'unité de cristallisation par évaporation ne nécessite qu'une faible quantité d'énergie thermique de haute qualité pour atteindre le zéro rejet d'eaux usées provenant de l'usine d'épuration de gaz naturel.
Le traitement est efficace et l'eau traitée répond aux normes de l'eau de circulation ; elle peut donc être utilisée comme eau d'appoint pour l'eau de circulation.
Le tube d'échange thermique est en titane, un matériau offrant une excellente efficacité de transfert de chaleur. Les autres équipements principaux sont constitués de plaques composites en acier inoxydable 316L, garantissant un fonctionnement stable, un haut degré d'automatisation, une utilisation simple et une large gamme d'applications.
12.Tongguan 10X 104Nm3/d Unité de liquéfaction de GNL
Principaux paramètres techniques :
1. Capacité de traitement
Consommation de gaz naturel : 10 x 10 4 Nm³/j
Production de liquéfaction : 9,9 x 10 4 Nm³/j (dans le réservoir de stockage)
Évacuation des gaz acides : ~850 Nm³/j
2. Spécifications du produit GNL :
Production de GNL : 74,5 t/j (169,5 m³/j) ; équivalent à 9,9 x 10⁶ tonnes en phase gazeuse 4 Nm³/j
Température : -160,6 °C
Pression de stockage : 0,2 MPa.g
13. 30×104 m3/d Usine de liquéfaction de GNL dans la ville de Cangxi
Investi par Cangxi Datong Natural Gas Investment Co., Ltd., avec un investissement de 170 millions de yuans, le projet prévoit la construction d'une unité de liquéfaction de GNL d'une capacité de 300 × 10⁴ m³/j, des installations connexes et d'un réservoir de GNL d'une capacité totale de 5 000 m³.
Le procédé de réfrigération MRC est adopté, et les principales installations de traitement comprennent une unité de pressurisation du gaz de matière première, une unité de décarburation et une unité de déshydratation, une unité d'élimination du mercure et des hydrocarbures lourds, une unité de liquéfaction, un stockage de réfrigérant, une pressurisation instantanée de la vapeur,
Zone de stockage et installations de chargement du GNL.
Capacité : 30 × 10⁴ m³/j
Pression de service : 5,0 MPa (g)
Pression de conception : 5,5 MPa (g)
Réservoir de stockage : réservoir de pleine capacité de 5000 m³
Température de stockage : -162 °C
Pression de stockage : 15 kPa
14. 20×104m3/d Usine de GNL pour Xinjiang Luhuan Energy Ltd, Xinjiang
Les principales unités de traitement comprennent la pressurisation du gaz d'alimentation, l'unité de décarbonatation, l'unité de déshydratation, l'unité d'élimination du mercure et des hydrocarbures lourds, l'unité de liquéfaction, le stockage du fluide frigorigène, la pressurisation à la vapeur instantanée, la zone de stockage du GNL et les installations de chargement. Le gaz d'alimentation provient d'un gazoduc d'une capacité de 200 000 m³.3/ jour, et le réservoir de stockage a une capacité de 2000 m³3Réservoir à volume unique.
Principaux paramètres techniques :
1. Capacité de traitement
Alimentation en gaz naturel : 22 x 104Nm³/d
Sortie de liquéfaction : 20x104Nm³/d
Évacuation des gaz acides : 1152 Nm³/j
Évacuation de l'azote : 14 210 Nm³/j
2. Spécifications du produit GNL :
Production de GNL : 150 t/j (340 Nm³/j)
Pression de stockage : 0,2 MPa.g
15. Unité de désacidification de 4 millions de Nm3 dans le champ pétrolier de Yanchang
Usine de purification de Yangqiaopan, avec un total de 2 trains d'une unité de désacidification et de déshydratation de 4 millions de Nm3/j.
Il y a au total 17 bâtiments individuels, avec une galerie de tuyaux d'environ 1600 m et une plateforme en acier de 1260 m².
Pression de service du gaz brut : 4,9 MPa DN350
16. Projet d'unité de récupération du soufre et de traitement des gaz résiduaires d'une capacité de 500 000 Nm³
Le procédé de récupération du soufre par flux divisé flexible Claus, oxydation partielle + incinération thermique + désulfuration alcaline des gaz de combustion est adopté.
Nom du projet : Projet de construction d'une station de désulfuration pour l'augmentation de la capacité du réservoir de gaz de Leisi dans le champ gazier de Xinchang
Lieu : ville de Deyang, province du Sichuan
Unité de construction : Branche Sud-Ouest Pétrole et Gaz de la China Petroleum and Chemical Corporation (SINO PEC)
17. Ensemble de récupération du soufre et de traitement des gaz résiduaires d'une capacité de 500 000 Nm³
Ensemble de récupération du soufre et de traitement des gaz résiduaires d'une capacité de 500 000 Nm³
Ensemble de récupération du soufre et de traitement des gaz résiduaires d'une capacité de 500 000 Nm³
18. Unité de désulfuration des gaz associés de 40 000 Nm³/j
Capacité de traitement : 40 000 Nm³/jour
Procédé : Désulfuration complexe du fer
Le nombre d'heures de fonctionnement annuelles est calculé à 8000 heures.
Proposition de produit
1) Sortie de gaz associé H2S ≤ 20 mg/m3 (14 ppm) ;
2) Le H2S éliminé atteint l'élément soufre de mousse récupérable ;
19. Unité de désulfuration des gaz de 60 000 Nm³/j
Moyen : Gaz naturel acide à la tête de puits
Teneur maximale en H2S : ≤ 10 000 ppmv
Capacité de traitement du gaz naturel : ≤ 2500 Nm3/h,
Pression d'entrée : 0,2~1,3 MPa (g)
Pression de conception : 1,5 MPa (g)
Température d'entrée : 20-35 ℃
Teneur en H2S après traitement : ≤ 20 ppmv
Unité de désulfuration des gaz de 60 000 Nm3/j
20. Unité de traitement des gaz résiduaires de 300 millions de Nm³/j
1. Échelle de construction :
Une unité de traitement des gaz résiduaires d'une capacité de 300 millions de Nm3/j est principalement utilisée pour traiter les gaz résiduaires Claus provenant de l'unité de récupération du soufre.
Y compris l'unité d'oxydation (système d'incinération des gaz résiduaires et de récupération de la chaleur résiduelle), le système de prélavage CANSOLV, l'unité de purification par absorption CANSOLV (comprenant la section d'absorption, la section de régénération et la section de purification des amines).
2. Le chantier de construction est situé dans la ville de Zhongzhou, comté de Zhongxian, ville de Chongqing.
Ensemble de traitement des gaz résiduaires de 300 millions de Nm3/j
21. Unité de traitement des gaz résiduaires d'une capacité de 120 millions de Nm³/j
Projet : Usine d'épuration de gaz naturel de Jiulongshan
Échelle de conception : 120 Nm3/j. Le dispositif de traitement des gaz résiduaires est principalement utilisé pour traiter les gaz résiduaires Claus de l'unité de récupération du soufre, ainsi que les gaz résiduaires de la piscine de soufre liquide de l'unité de récupération du soufre et les gaz résiduaires TEG de l'unité de déshydratation.
Après traitement, la concentration des gaz résiduaires peut atteindre 400 mg/Nm3.
La durée de production annuelle de l'appareil est de 8000 heures.
Flexibilité opérationnelle : 50 % - 120 %.
Capacité de traitement :
Le débit des gaz d'échappement de Claus est de 48,8132 kmol/h.
Le débit des gaz d'échappement du TEG est de 2,2197 kmol/h.
Les gaz d'échappement de la piscine de soufre liquide sont de 0,7682 kmol/h.
Ensemble de traitement des gaz résiduaires de 120 millions de Nm3/j
22. Unité de déshydratation TEG de 13,8 millions
Projet : Projet de construction du stockage de gaz de Tongluoxia
Entreprise EP : succursale de Tianjin de China National Petroleum Pipeline Engineering Co., Ltd.
Unité de déshydratation TEG :
Capacité de traitement : 13,8 millions de mètres cubes/jour
Pression/température de conception : 10 MPa/55 °C
Conditions de fonctionnement : 3,6 à 7,0 MPa / 15 à 34 °C
23. Unité de déshydratation TEG de 400 000 Nm³/j
Nom du projet : Ingénierie de surface pour l'essai de production d'un seul puits du puits Ross 2
Lieu du projet : Comté de Pishan, préfecture de Hotan, région autonome ouïghoure du Xinjiang
Échelle de construction : La capacité de traitement du gaz est de 400 000 m3/j.
L'unité de déshydratation TEG au gaz naturel montée sur châssis,
La déshydratation de ce projet est utilisée pour traiter le gaz naturel dans des conditions contenant du soufre.
Unité de déshydratation TEG de 400 000 Nm³/j
24. Unité de déshydratation TEG de 3 millions de Nm3/j
Nom du projet : Projet de station de collecte et de déshydratation de gaz dans le bloc Heshen 4 du champ gazier de Hechuan
Lieu du projet : Comté de Wusheng, province du Sichuan
Échelle de construction : capacité de traitement de gaz de 3 millions de Nm3/j
Flexibilité opérationnelle 50 % à 110 %
Milieu : Gaz naturel humide contenant du sulfure d'hydrogène,
Alimentation : 3 millions de litres de gaz naturel (101,325 kPa, 20 °C), pression partielle d'oxygène (g) : 6,7 à 8,2 MPa, température : 5 à 30 °C
Sortie : Pression du gaz purifié 6,5~7,9MPa (g), Point de rosée de l'eau ≤ -5 ℃.
Nous avons fourni l'unité de déshydratation TEG pour les projets ci-dessous.
Projet d'unité de déshydratation du triéthylène glycol Wei 202 (avec une capacité de traitement de 3 millions de mètres cubes/jour)
Projet d'unité de déshydratation du triéthylène glycol Wei 204 (avec une capacité de traitement de 3 millions de mètres cubes/jour)
Projet d'unité de déshydratation du triéthylène glycol Ning201 (avec une capacité de traitement de 1,5 million de mètres cubes/jour)
25. Ensemble de récupération de GPL et de LGN de 12 millions de Nm3/j
Trois unités d'extraction de pétrole sont concernées, et il est prévu de construire un total de quatre ensembles d'unités d'origine stable, d'hydrocarbures légers et d'hydrocarbures mixtes.
Les chantiers sont situés dans les comtés de Jingbian et de Wuqi, dans la province du Shanxi.
Les chantiers sont situés dans les comtés de Jingbian et de Wuqi, dans la province du Shanxi.
26. Ensemble de récupération des hydrocarbures légers de 2 millions de dollars
Nom du projet : Projet de développement de déshydrogénation et d'augmentation de capacité du gaz naturel Jiao 70
Nom du projet : Projet de développement de déshydrogénation et d'augmentation de capacité du gaz naturel Jiao 70
Échelle de construction :
La capacité de traitement du gaz naturel est de 1,95 million de Nm3/j.
La réserve stable d'hydrocarbures légers est de 200 m3.
Le débit de pressurisation du gaz naturel est de 1,95 million de Nm3/j
Ensemble de récupération d'hydrocarbures légers de 2 millions
27. Installation de purification de gaz naturel supportant un dispositif de cristallisation par évaporation
Client : Mine de gaz de Chuanzhong, CPECC Lieu d'utilisation : Usine de purification de Moxi, Usine de purification de Gaomo Débit nominal : 300×104Nm3/j Date de début de la construction : 5 avril 2014 Date d'achèvement du site du projet : 25 juillet 2014.
28. Unité de déshydratation par tamis moléculaire gazeux
Le gaz brut utilisé pour ce projet est du gaz naturel à haute teneur en CO2 provenant des blocs Lian21 et Lian4 du champ pétrolier de Fushan, à Hainan. Lors des phases initiale et intermédiaire de l'essai pilote, le gaz produit par ces deux blocs à la station de collecte et de transport de Bailian est d'abord séparé du pétrole et du gaz, puis séché et déshydraté à l'aide d'un système de déshydratation par tamis moléculaire. Il est ensuite comprimé à une pression de 14 à 22 MPa par un compresseur de gaz et injecté sous terre.
Client : CNPC Champ pétrolier de Hainan Fushan à forte teneur en CO2 naturel
Capacité de traitement : 14 à 29 × 10⁴ m³/j
Pression de service : 3,25 à 3,65 MPa (G)
Température d'admission : 15-30 °C
Pression de conception : 4 MPa
29. Dispositif de déshydratation et d'élimination des hydrocarbures par tamis moléculaire
Nous utilisons un procédé combinant la congélation du gaz naturel et la déshydratation par tamis moléculaire. La capacité nominale est de 1,5 × 10⁴ m³/j, avec une plage de variation de charge de 30 % à 100 %. Après déshydratation, lorsque le point de rosée du gaz naturel est comprimé à la pression maximale de 2,5 MPa en station, il est inférieur d'au moins 5 °C à la température minimale de transport (lorsque le tamis moléculaire est activé, le point de rosée est maintenu à -5 °C).
Client : PetroChina Puits Gong108X
1) Conditions d'entrée de gaz naturel d'alimentation : débit : 1,5×104m3/j,
Pression : 1,6-2,5 MPa. G,
Température : 5-39 °C
2) Conditions du gaz produit : débit : 0,7 à 1,5 × 10⁴ m³/j
Pression : 1,5 à 2,4 MPa. G
Température : 29 °C
30. Production d'hydrogène à partir de gaz naturel
L'unité de production d'hydrogène de 250 Nm3/h est le premier projet sur lequel nous avons collaboré avec l'Institut chimique du Sud-Ouest de CNOOC pour la production d'hydrogène à partir de gaz naturel ; le projet est situé à Foshan, dans le Guangdong.
