1. 100×104 m3/d loji penyahkarbonan yang dipasang pada gelincir untuk CNPC
Projek ini merupakan model rawatan gas asli berkarbon tinggi, dan juga merupakan model medan minyak Daqing yang pertama kali melaksanakan modul yang dipasang pada gelincir, direka bentuk & dibeli dalam tempoh satu tahun, dan dikeluarkan serta mula beroperasi di Timur Laut China.
Ia juga merupakan penerokaan kami dalam mempromosikan projek EPC, dan juga akan menjadi titik perubahan penting bagi syarikat untuk menghubungkan projek kejuruteraan EPC sebelum ini dan seterusnya.
2. 300×104 m3/d loji pelekap gelincir penyahsulfuran untuk CNPC
Gas asli, selepas penyejatan pantas daripada cecair kaya MDEA, disingkirkan H2S oleh pemisah air asid, dan larutan MDEA yang diasingkan juga dipam ke menara penyahsulfuran.
Larutan TEG kaya yang digunakan dalam menara dehidrasi dimasukkan ke dalam menara penyulingan, tangki penyejatan kilat dan penapis dan dipanaskan serta dijana semula menjadi larutan TEG tanpa lemak. Kemudian ia dipam ke menara dehidrasi untuk mengedarkan dehidrasi.
Selepas gas H2S yang dipisahkan oleh pemisah air asid disuntik ke dalam tangki simpanan gas asid, ia dipanaskan terlebih dahulu oleh relau tindak balas, bertindak balas dengan udara yang disedut oleh pemampat udara untuk menghasilkan SO2.
SO2 bertindak balas dengan baki H2S (tindak balas Claus) untuk menghasilkan sulfur unsur, yang kemudiannya disejukkan untuk mendapatkan sulfur.
Gas suapan, selepas bendasing pepejal dan cecairnya dikeluarkan melalui pemisah dan pemisah penapis, memasuki menara injap apungan untuk penyahsulfuran, sebuah menara yang menggunakan larutan MDEA sebagai penyahsulfur.
Gas dari bahagian atas menara injap apungan melalui pemisah penulenan basah untuk mengeluarkan sedikit cecair MDEA yang terperangkap dalam gas, dan kemudian gas asli basah memasuki menara dehidrasi untuk dinyahhidrat melalui TEG.
Akhirnya, gas asli kering dari menara dehidrasi dieksport sebagai gas komersial yang berkelayakan.
Cecair MDEA yang kaya di dalam menara penyahsulfuran disejat pantas untuk menyingkirkan hidrokarbon dan memasuki penapis untuk penapisan. Selepas itu, ia memasuki menara penjanaan semula dan dipanaskan oleh wap untuk menjana semula menjadi cecair MDEA yang lemah, yang dipam ke menara penyahsulfuran untuk penyahsulfuran yang beredar.
3. Ya'an Zhonghong 10X 104 Nm3/d projek pencairan LNG
Tapak pembinaan: Daerah Lushan, Bandar Ya'an, Wilayah Sichuan, China.
Parameter teknikal utama:
1. Keupayaan pemprosesan
Gas asli input: 10X 10 4 Nm³/hari
Output pencairan: 9.53 X 10 4 Nm³/hari
Bolong gas masam: ~1635Nm³/d
2. Spesifikasi produk LNG:
Output LNG: 68t/h (161m³/h); bersamaan dengan fasa gas 9.53X 10 4 Nm³/hari
Suhu: -161.4 ℃
Tekanan penyimpanan: 15KPa
4. 150-300×104 m3/d Loji dehidrasi TEG untuk CNPC
Syarikat kami telah membina loji dehidrasi Wei 202 dan 204 TEG dengan kapasiti rawatan 300×104 m3/hari dan projek loji dehidrasi Ning 201 TEG dengan kapasiti rawatan 150×104 m3/hari.
Proses loji dehidrasi TEG biasanya digunakan untuk merawat gas asli bebas sulfur kepala telaga atau gas yang telah ditulenkan daripada loji penyahsulfuran proses alkohol amina. Unit dehidrasi TEG terutamanya terdiri daripada sistem penyerapan dan sistem penjanaan semula. Peralatan teras proses ini ialah menara penyerapan. Proses dehidrasi gas asli diselesaikan di menara penyerapan, dan menara penjanaan semula melengkapkan penjanaan semula cecair kaya TEG.
Gas asli suapan masuk dari bahagian bawah menara penyerapan, dan secara berlawanan arus menyentuh cecair TEG tanpa lemak yang masuk dari bahagian atas ke dalam menara, kemudian gas asli yang telah dikeringkan keluar dari bahagian atas menara penyerapan, dan cecair kaya TEG dilepaskan dari bahagian bawah menara.
Selepas itu, cecair kaya TEG masuk ke dalam tangki denyar untuk memancarkan gas hidrokarbon terlarut sebanyak mungkin, selepas dipanaskan melalui paip pelepasan kondenser di bahagian atas menara regenerasi. Fasa cecair yang meninggalkan tangki denyar mengalir ke dalam penukar haba cecair kaya tanpa lemak dan tangki penimbal selepas ditapis oleh penapis, dan kemudian memasuki menara regenerasi selepas dipanaskan selanjutnya.
Dalam menara regenerasi, air dalam cecair kaya TEG dikeluarkan melalui pemanasan di bawah tekanan rendah dan suhu tinggi. Cecair tanpa lemak TEG yang dijana semula disejukkan oleh penukar haba cecair kaya tanpa lemak dan dipam ke bahagian atas menara penyerapan oleh pam glikol untuk dikitar semula.
5. 30×104 m3/d loji dehidrasi penapis molekul untuk CNPC
Kapasiti rawatan: 14 ~ 29 × 10 m3/hari
Tekanan kerja: 3.25 ~ 3.65mpa (g)
Suhu masuk: 15 ~ 30℃
Kandungan air gas suapan: air tepu 15-30°C
Tekanan reka bentuk: 4MPa
Gas suapan projek ini ialah gas asli dengan kandungan CO2 yang tinggi dari blok Lian 21 dan blok Lian 4 di medan minyak Fushan, wilayah Hainan. Pada peringkat awal dan pertengahan ujian rintis, gas yang dihasilkan dari kedua-dua blok tersebut terlebih dahulu dipisahkan daripada minyak dan gas di stesen pengumpulan gas Bailian, kemudian dikeringkan dan dinyahhidratkan melalui skid dehidrasi penapis molekul, dan kemudian ditekan kepada 14 hingga 22 MPa oleh pemampat suntikan gas dan disuntik ke dalam tanah.
6. 100×104 m3/d Loji penerima LNG untuk pelabuhan Qasim, Pakistan
Projek ini direka bentuk dan dikeluarkan mengikut Piawaian Amerika. Loji rawatan LNG dan kapal pengangkutan LNG menghantar LNG ke kapal terapung penggasan LNG (unit penyimpanan dan penggasan semula) berhampiran Dermaga FOTCO.
Sebuah dermaga pemunggahan gas dan saluran paip baharu akan dibina untuk mengangkut gas asli yang telah digaskan semula dari kapal terapung penggasan LNG ke titik sambungan SSGC, yang memudahkan penghantaran kepada pengguna pada masa hadapan.
Tapak pembinaan: Pelabuhan kedua terbesar di Pakistan, pelabuhan Rath Qasim. Ia terletak di bahagian hilir Sungai Fitigli, cabang sebelah barat Delta Sungai Indus di selatan negara ini. Barat lautnya terletak kira-kira 13 batu nautika dari Karachi. Ia merupakan pelabuhan kedua terbesar di Pakistan. Ia terutamanya berfungsi untuk kilang keluli Karachi dan barangan import dan eksport domestik, bagi mengurangkan tekanan ke atas Pelabuhan Karachi.
Kapasiti rawatan: 50 ~ 750 MMSCFD.
Tekanan reka bentuk: 1450 PSIG
Tekanan operasi: 943 ~ 1305 PSIG
Suhu reka bentuk: -30 ~ 50 °C
Suhu operasi: 20 ~ 26°C
7. 50×104 m3/d Loji pencairan LNG di bandar Datong, wilayah Shanxi
Projek LNG Shanxi Datong merupakan salah satu projek utama tenaga baharu di Wilayah Shanxi dan merupakan projek utama promosi penggasan di Wilayah Shanxi. Apabila projek ini siap, output akan mencapai
Sebagai salah satu pusat rizab puncak Shanxi LNG, outputnya akan mencapai 50x104 m3/hari.
Projek ini akan membina projek pencairan gas asli 50×104 m3/hari dan kemudahan sokongan serta tangki LNG berkapasiti penuh 10000 m3. Unit proses utama termasuk penekanan gas suapan, unit penyahkarbonan, unit penyahkarbonan, unit dehidrasi, penyingkiran dan penyingkiran merkuri dan berat, unit hidrokarbon, unit pencairan, penyimpanan bahan pendingin, penekanan stim kilat, ladang tangki LNG dan kemudahan pemuatan.
8. 30×104 m3/d loji penyahsulfuran untuk CNPC
Projek sokongan loji penyahsulfuran yang dipasang pada gelincir untuk telaga gas marin di Wilayah Sichuan Barat, gelincir rawatan gas asli, merupakan projek pertama yang syarikat kami bekerjasama dengan Sinopec Petroleum Engineering Design Co., Ltd.;
Projek ini merupakan projek sokongan penyahsulfuran gas asli dengan 0.3 100×104 m3/hari di telaga Pengzhou 1, termasuk gelincir pemprosesan gas asli, pemulihan dan pengacuan sulfur, kejuruteraan awam dan unit-unit lain.
9. Ganquan Fengyuan 10X 104Nm3/d unit pencairan LNG
Tapak pembinaan: Ganquan, Bandar Yan'an, Wilayah Shanxi, China.
Parameter teknikal utama:
1. Keupayaan pemprosesan
Gas asli masuk: 10X 10 4 Nm³/hari
Pengeluaran pencairan: 9.48 X 10 4 Nm³/d (dalam tangki simpanan)
Gas masam yang dilepaskan: ~5273Nm³/d
2. Spesifikasi produk LNG:
Output LNG: 68.52t/h (160.9m³/h); bersamaan dengan fasa gas 9.48X 10 4 Nm³/hari
Suhu: -160.7 ℃
Tekanan penyimpanan: 0.2MPa.g
10. 600×104 m3/d loji rawatan gas ekor untuk CNPC
Projek ini merupakan unit rawatan gas ekor dengan kapasiti reka bentuk 600 × 104 m3/hari di loji penulenan CNPC Gaomo. Ia digunakan terutamanya untuk merawat gas ekor Claus bagi unit pemulihan sulfur, serta gas sisa kolam sulfur cecair bagi unit pemulihan sulfur dan gas sisa TEG bagi unit dehidrasi. Kapasiti rawatan reka bentuk unit ini dipadankan dengan unit pemulihan sulfur dan unit dehidrasi. Loji ini mengguna pakai proses CANSOLV yang diluluskan oleh syarikat Shell dan gas ekor selepas rawatan boleh mencapai piawaian pelepasan SO2 sebanyak 400mg/Nm3 (asas kering, 3vol% SO2).
11. 600×104 m3/d loji penghabluran penyejatan untuk CNPC
Loji ini menggunakan kaedah penyejatan dan pemeluwapan pelbagai guna untuk merawat air masin. Air yang dihasilkan yang dirawat melalui unit penghabluran penyejatan digunakan semula sebagai air gantian untuk mengedarkan air penyejuk, atau sebagai air pengeluaran lain di loji. Bahan pencemar diasingkan daripada kumbahan dalam bentuk garam kristal. Suapan loji penghabluran penyejatan ialah air masin dari loji elektrodialisis hulu, dan kapasiti rawatan loji ini ialah 300 m3/hari. Masa pengeluaran tahunan ialah 8,000 jam.
Penyejatan berbilang berkesan digunakan untuk merealisasikan penggunaan tenaga secara berperingkat dan kesan penjimatan tenaga adalah jelas.
Haba buangan seluruh sistem digunakan sepenuhnya. Unit penghabluran penyejatan hanya memerlukan sedikit tenaga haba gred tinggi untuk mencapai pelepasan sifar kumbahan daripada loji penulenan gas asli.
Kesan rawatannya baik, dan air yang dirawat dapat memenuhi piawaian air yang beredar, jadi ia boleh digunakan sebagai air gantian untuk air yang beredar.
Tiub pertukaran haba diperbuat daripada bahan titanium dengan kecekapan pemindahan haba yang baik. Peralatan utama lain menggunakan plat komposit 316L, yang mempunyai operasi yang stabil, tahap automasi yang tinggi, operasi mudah dan julat aplikasi yang luas.
12. Tongguan 10X 104Nm3/d unit pencairan LNG
Parameter teknikal utama:
1. Keupayaan pemprosesan
Gas asli input: 10X 10 4 Nm³/hari
Pengeluaran pencairan: 9.9X 10 4 Nm³/d (dalam tangki simpanan)
Bolong gas masam: ~850Nm³/d
2. Spesifikasi produk LNG:
Output LNG: 74.5t/h (169.5m³/h); bersamaan dengan fasa gas 9.9X 10 4 Nm³/hari
Suhu: -160.6 ℃
Tekanan penyimpanan: 0.2MPa.g
13. 30×104 m3/d Loji pencairan LNG di bandar Cangxi
Dilabur oleh Cangxi Datong Natural Gas Investment Co., Ltd. Dengan 170 juta yuan, projek ini akan membina projek pencairan LNG 300×104 m3/hari dan kemudahan sokongan serta tangki LNG berkapasiti penuh 5000 m3.
Proses penyejukan MRC telah diguna pakai, dan loji proses utama termasuk unit penekanan gas bahan mentah, unit penyahkarbonan dan unit dehidrasi, unit penyingkiran merkuri dan hidrokarbon berat, unit pencairan, penyimpanan bahan pendingin, penekanan wap kilat.
Zon tangki LNG dan kemudahan pemuatan.
Kapasiti: 30×104 m3/hari
Tekanan kerja: 5.0 MPa (g)
Tekanan reka bentuk: 5.5 Mpa (g)
Tangki simpanan: tangki kapasiti penuh 5000m3
Suhu penyimpanan: -162°C
Tekanan penyimpanan: 15KPa
14. 20×104m3/d Loji LNG untuk Xinjiang Luhuan Energy Ltd, Xinjiang
Unit proses utama termasuk penekanan gas suapan, unit penyahkarbonan, unit dehidrasi, unit penyingkiran merkuri dan hidrokarbon berat, unit pencairan, penyimpanan bahan pendingin, penekanan stim kilat, kawasan tangki LNG dan kemudahan pemuatan. Gas suapan adalah gas saluran paip 200,000 m3/ hari, dan tangki simpanan ialah 2000 m3tangki isipadu tunggal.
Parameter teknikal utama:
1. Kapasiti pemprosesan
Gas asli suapan: 22x104Nm³/d
Output pencairan: 20x104Nm³/d
Gas asid bolong: 1152 Nm³/d
Nitrogen pengudaraan: 14210 Nm³/d
2. Spesifikasi produk LNG:
Output LNG: 150 t/h (340 Nm³/h)
Tekanan penyimpanan: 0.2 Mpa.g
15. Pakej penyahasidan 4 juta Nm3 di Medan Minyak Yanchang
Loji Penulenan Yangqiaopan, dengan sejumlah 2 tren 4 juta Nm3/hari unit penyahasidan dan penyahhidratan.
Terdapat sejumlah 17 bangunan individu, dengan galeri paip kira-kira 1600m dan platform keluli seluas 1260m2.
Tekanan operasi gas mentah: 4.9MPa DN350
16. Unit pemulihan sulfur 500,000Nm3 dan projek rawatan gas ekor
Proses pemulihan sulfur aliran pecahan fleksibel Claus, pengoksidaan separa + pembakaran haba + penyahsulfuran gas serombong alkali digunakan.
Nama Projek: Projek Pembinaan Kapasiti Takungan Gas Leisi di Lapangan Gas Xinchang Stesen Penyahsulfuran
Lokasi: Bandar Deyang, Wilayah Sichuan
Unit pembinaan: Cawangan Minyak dan Gas Barat Daya bagi Perbadanan Petroleum dan Kimia China (SINO PEC)
17. Pakej pemulihan sulfur dan rawatan gas ekor 500,000Nm3
Pakej pemulihan sulfur dan rawatan gas ekor 500,000Nm3
Pakej pemulihan sulfur dan rawatan gas ekor 500,000Nm3
18. Unit penyahsulfuran gas berkaitan 40000Nm3/d
Kapasiti pemprosesan: 40000 Nm3/hari
Proses: Penyahsulfuran besi kompleks
Waktu operasi tahunan dikira sebagai 8000 jam.
Cadangan Produk
1) Saluran keluar gas berkaitan H2S ≤ 20mg/m3 (14ppm);
2) H2S yang dikeluarkan mencapai unsur sulfur buih yang boleh dipulihkan;
19. Unit penyahsulfuran gas 60,000Nm3/d
Medium: Gas asli masam di kepala telaga
Kandungan H2S maksimum: ≤ 10000 ppmv
Kapasiti pemprosesan gas asli: ≤ 2500 Nm3/j,
Tekanan masuk: 0.2~1.3 MPa (g)
Tekanan reka bentuk: 1.5MPa (g)
Suhu masuk: 20-35 ℃
Kandungan H2S selepas rawatan: ≤ 20 ppmv
Unit penyahsulfuran gas 60,000Nm3/d
20. Pakej rawatan gas ekor 300 juta Nm3/d
1. Skala pembinaan:
1 set unit rawatan gas ekor 300 juta Nm3/d digunakan terutamanya untuk merawat gas ekor Claus daripada unit pemulihan sulfur.
Termasuk unit pengoksidaan (pembakaran gas ekor dan sistem pemulihan haba buangan), sistem pra-cuci CANSOLV, unit penulenan penyerapan CANSOLV (termasuk bahagian penyerapan, bahagian regenerasi dan bahagian penulenan amina).
2. Tapak pembinaan ini terletak di Bandar Zhongzhou, Daerah Zhongxian, Bandar Chongqing.
Pakej rawatan gas ekor 300 juta Nm3/d
21. Pakej rawatan gas ekor 120 juta Nm3/d
Projek: Loji Penulenan Gas Asli Jiulongshan
Skala reka bentuk: Peranti rawatan gas ekor 120 Nm3/d digunakan terutamanya untuk merawat gas ekor Claus unit pemulihan sulfur, serta gas sisa kolam sulfur cecair unit pemulihan sulfur dan gas sisa TEG unit dehidrasi.
Selepas rawatan, gas ekor boleh mencapai 400mg/Nm3.
Masa pengeluaran tahunan peranti ini ialah 8000 jam,
Fleksibiliti operasi: 50% -120%.
Kapasiti pemprosesan:
Gas ekzos Claus ialah 48.8132 kmol/j,
Gas ekzos TEG ialah 2.2197 kmol/j,
Gas ekzos kolam sulfur cecair ialah 0.7682 kmol/j.
Pakej rawatan gas ekor 120 juta Nm3/d
22. Unit dehidrasi TEG 13.8 juta
Projek: Projek Pembinaan Storan Gas Tongluoxia
Kontraktor EP: Cawangan Tianjin China National Petroleum Pipeline Engineering Co., Ltd
Unit dehidrasi TEG:
Kapasiti pemprosesan 13.8 juta meter padu/hari
Tekanan reka bentuk/suhu reka bentuk: 10MPa/55 ℃
Keadaan kerja: 3.6~7.0MPa/15~34 ℃
23. Unit dehidrasi TEG 400,000Nm3/d
Nama Projek: Kejuruteraan Permukaan untuk Pengeluaran Percubaan Telaga Tunggal bagi Telaga Ross 2
Lokasi projek: Daerah Pishan, Wilayah Hotan, Wilayah Autonomi Xinjiang Uygur
Skala pembinaan: Kapasiti pemprosesan gas ialah 400000m3/hari.
Unit dehidrasi TEG gas asli yang dipasang pada gelincir secara keseluruhan,
Dehidrasi projek ini digunakan untuk merawat gas asli di bawah keadaan yang mengandungi sulfur.
Unit dehidrasi TEG 400,000Nm3/d
24. Unit dehidrasi TEG 3 juta Nm3/d
Nama Projek: Projek Stesen Pengumpulan dan Penyahhidratan Gas di Blok Heshen 4, Medan Gas Hechuan
Lokasi projek: Daerah Wusheng, Wilayah Sichuan
Skala pembinaan: kapasiti pemprosesan gas sebanyak 3 juta Nm3/hari
Fleksibiliti operasi 50% ~ 110%
Medium: Gas asli basah yang mengandungi hidrogen sulfida,
Masuk: 3 juta (101.325kPa, 20 ℃) gas asli, 6.7 ~ 8.2MPa (g), Suhu 5-30 ℃
Saluran keluar: Tekanan gas tulen 6.5~7.9MPa (g), Takat embun air ≤ -5 ℃.
Kami menyediakan unit dehidrasi TEG untuk projek-projek di bawah
Projek Unit Dehidrasi Trietilena Glikol Wei 202 (dengan kapasiti pemprosesan 3 juta meter padu/hari)
Projek Unit Dehidrasi Trietilena Glikol Wei 204 (dengan kapasiti pemprosesan 3 juta meter padu/hari)
Projek Unit Dehidrasi Trietilena Glikol Ning201 (dengan kapasiti pemprosesan 1.5 juta meter padu/hari)
25. Pakej pemulihan LPG & NGL 12 juta Nm3/d
Tiga unit pengekstrakan minyak terlibat, dan sejumlah empat set unit hidrokarbon stabil, hidrokarbon ringan dan hidrokarbon campuran asal dirancang untuk dibina.
Tapak pembinaan tersebut terletak di Daerah Jingbian dan Daerah Wuqi, Wilayah Shanxi.
Tapak pembinaan tersebut terletak di Daerah Jingbian dan Daerah Wuqi, Wilayah Shanxi.
26. 2 juta pakej pemulihan hidrokarbon ringan
Nama Projek: Projek Pembangunan Dehidrokarbon dan Peningkatan Kapasiti Gas Asli Jiao 70
Nama Projek: Projek Pembangunan Dehidrokarbon dan Peningkatan Kapasiti Gas Asli Jiao 70
Skala pembinaan:
Skala pemprosesan gas asli ialah 1.95 juta Nm3/hari,
Rizab hidrokarbon ringan yang stabil ialah 200m3,
Skala tekanan gas asli ialah 1.95 juta Nm3/d
Pakej pemulihan hidrokarbon ringan 2 juta
27. Loji penulenan gas asli yang menyokong peranti penghabluran penyejatan
Pelanggan: Lombong Gas Chuanzhong, CPECC Lokasi penggunaan: Loji Penulenan Moxi, Loji Penulenan Gaomo Kadar aliran dinilai: 300×104Nm3/h Tarikh mula pembinaan: 5 April 2014 Tarikh siap tapak projek: 25 Julai 2014.
28. Unit dehidrasi penapis molekul gas
Gas mentah untuk projek ini ialah gas asli CO2 yang tinggi daripada blok Lian21 dan Lian4 di Medan Minyak Fushan, Hainan. Pada peringkat awal dan pertengahan ujian rintis, gas yang dihasilkan daripada dua blok di stesen pengumpulan dan pengangkutan Bailian diasingkan terlebih dahulu daripada minyak dan gas, kemudian dikeringkan dan dinyahhidratkan melalui skid dehidrasi penapis molekul. Kemudian, ia ditekan kepada 14-22MPa oleh pemampat gas dan disuntik ke bawah tanah.
Pelanggan: CNPC Hainan Fushan Oilfield semula jadi tinggi CO2
Kapasiti pemprosesan: 14~29×104m3/hari
Tekanan kerja: 3.25~3.65MPa (G)
Suhu pengambilan: 15-30 ℃
Tekanan reka bentuk: 4MPa
29. Peranti penyingkiran dehidrasi dan dehidrokarbon penapis molekul
Kami menggunakan proses gabungan pembekuan gas asli dan peranti dehidrasi penapis molekul. Skala reka bentuk ialah 1.5×104m3/hari, dengan julat variasi beban 30%~100%. Selepas dehidrasi, apabila titik embun air gas asli ditekan kepada tekanan maksimum 2.5MPa di stesen, ia adalah 5 ℃ atau lebih rendah daripada suhu persekitaran pengangkutan minimum (apabila penapis molekul diaktifkan, titik embun air dikawal pada -5 ℃).
Pelanggan: Telaga PetroChina Gong108X
1) Keadaan masuk gas asli suapan: kadar aliran: 1.5 × 104m3/hari,
Tekanan: 1.6-2.5mpa. G,
Suhu: 5-39 ℃
2) Keadaan gas produk: kadar aliran: 0.7~1.5 × 104m3/hari
Tekanan: 1.5~2.4mpa. G
Suhu: 29 ℃
30. Pengeluaran hidrogen daripada gas asli
Unit pengeluaran hidrogen 250Nm3/j merupakan projek pertama yang kami bekerjasama dengan Institut Kimia Barat Daya CNOOC untuk pengeluaran hidrogen gas asli; Projek ini terletak di Foshan, Guangdong.
