1. 100×104 m3/d meiermontert dekarboniseringsanlegg for CNPC
Prosjektet er en modell for behandling av naturgass med høyt karboninnhold, og er også modellen for Daqing-oljefeltet, som først implementerte modulmonterte meier, designet og kjøpt inn på ett år, og produserte og satt i drift i Nordøst-Kina.
Det er også vår utforskning i å fremme EPC-prosjektet, og vil også være et viktig vendepunkt for selskapet å knytte en kobling mellom det foregående og det påfølgende i EPC-ingeniørprosjektet.
2. 300×104 m3/d avsvovlingsanlegg montert på meier for CNPC
Etter flashfordampning fra MDEA-rik væske fjernes naturgassen fra H2S ved hjelp av en syrevannsseparator, og den separerte MDEA-løsningen pumpes også til avsvovlingstårnet.
Den rike TEG-løsningen som brukes i dehydreringstårnet går inn i destillasjonstårnet, flashfordampningstanken og filteret, og varmes opp og regenereres til mager TEG-løsning. Deretter pumpes den til dehydreringstårnet for sirkulerende dehydrering.
Etter at H2S-gassen som er separert av syrevannseparatoren er injisert i syregasslagringstanken, forvarmes den av reaksjonsovnen og reagerer med luften som suges inn av luftkompressoren for å generere SO2.
SO2 reagerer med den gjenværende H2S (Claus-reaksjon) for å generere elementært svovel, som deretter avkjøles for å oppnå svovel.
Fôringsgassen, etter at faste og flytende urenheter er fjernet gjennom separator og filterseparator, går inn i flottørventiltårnet for avsvovling, et tårn som bruker MDEA-løsning som avsvovlingsmiddel.
Gassen fra toppen av flottørventiltårnet går gjennom den våte renseseparatoren for å fjerne en liten mengde MDEA-væske som er medregnet i gassen, og deretter går den våte naturgassen inn i dehydreringstårnet for å dehydreres gjennom TEG.
Til slutt eksporteres den tørre naturgassen fra dehydreringstårnet som kvalifisert kommersiell gass.
Den rike MDEA-væsken i avsvovlingstårnet flashfordampes for å fjerne hydrokarboner og går inn i filteret for filtrering. Deretter går den inn i regenereringstårnet og varmes opp med damp for å regenerere til dårlig MDEA-væske, som pumpes til avsvovlingstårnet for sirkulerende avsvovling.
3. Ya'an Zhonghong 10X 104 Nm3/d LNG-likvefaksjonsprosjekt
Byggeplass: Lushan fylke, Ya'an by, Sichuan-provinsen, Kina.
De viktigste tekniske parametrene:
1. Prosesseringskapasitet
Inngang naturgass: 10X 10 4 Nm³/d
Flytendegjøringsutgang: 9,53 X 10 4 Nm³/d
Ventilasjonssur gass: ~1635 Nm³/d
2. Spesifikasjoner for LNG-produkt:
LNG-produksjon: 68 t/d (161 m³/d); tilsvarende gassfase 9,53X 10 4 Nm³/d
Temperatur: -161,4 ℃
Lagringstrykk: 15 kPa
4. 150–300 × 104 m3/d TEG-dehydreringsanlegg for CNPC
Vårt firma konstruerte Wei 202 og 204 TEG-dehydreringsanlegg med en behandlingskapasitet på 300 × 104 m3/d og Ning 201 TEG-dehydreringsanleggprosjekt med en behandlingskapasitet på 150 × 104 m3/d.
TEG-dehydreringsanleggsprosess brukes vanligvis til å behandle svovelfri naturgass i brønnhodet eller renset gass fra avsvovlingsanlegg for alkoholaminprosessen. TEG-dehydreringsenheten består hovedsakelig av et absorpsjonssystem og et regenereringssystem. Kjerneutstyret i prosessen er et absorpsjonstårn. Dehydreringsprosessen for naturgass fullføres i absorpsjonstårnet, og regenereringstårnet fullfører regenereringen av TEG-rik væske.
Den tilførte naturgassen kommer inn fra bunnen av absorpsjonstårnet, og kommer i motstrømskontakt med den magre TEG-væsken som kommer inn i tårnet fra toppen, deretter forlater den dehydrerte naturgassen fra toppen av absorpsjonstårnet, og den TEG-rike væsken slippes ut fra bunnen av tårnet.
Etterpå går den TEG-rike væsken inn i flashtanken for å flashe ut de oppløste hydrokarbongassene så mye som mulig, etter å ha blitt varmet opp gjennom utløpsrøret til kondensatoren på toppen av regenereringstårnet. Væskefasen som forlater flashtanken strømmer inn i varmeveksleren for mager væske og buffertanken etter å ha blitt filtrert av filteret, og går deretter inn i regenereringstårnet etter å ha blitt ytterligere oppvarmet.
I regenereringstårnet fjernes vannet i den TEG-rike væsken ved å varmes opp under lavt trykk og høy temperatur. Den regenererte TEG-magre væsken avkjøles av varmeveksleren for mager væske og pumpes inn i toppen av absorpsjonstårnet av glykolpumpen for resirkulering.
5. 30×104 m3/d molekylsiktdehydreringsanlegg for CNPC
Behandlingskapasitet: 14 ~ 29 × 10 m3/d
Arbeidstrykk: 3,25 ~ 3,65 mpa (g)
Innløpstemperatur: 15 ~ 30 ℃
Vanninnhold i mategassen: 15–30 °C mettet vann
Designtrykk: 4 MPa
Rågassen i dette prosjektet er naturgass med høyt CO2-innhold fra Lian 21-blokkene og Lian 4-blokkene i Fushan-oljefeltet i Hainan-provinsen. I den tidlige og midtre fasen av pilottesten ble den produserte gassen fra de to blokkene først separert med olje og gass i en gassinnsamlingsstasjon i Bailian, deretter tørket og dehydrert med en molekylsikt-dehydreringsskinne, og deretter trykksatt til 14 til 22 MPa med en gassinjeksjonskompressor og injisert i bakken.
6. 100×104 m3/d LNG-mottaksanlegg for Qasim havn, Pakistan
Dette prosjektet er designet og produsert i henhold til amerikansk standard. LNG-behandlingsanlegg og LNG-transportskip leverer LNG til et flytende LNG-forgassingsskip (lagrings- og regassifiseringsenhet) nær FOTCO Wharf.
En ny gasslossekai og rørledning vil bli bygget for å transportere den regassifiserte naturgassen fra det flytende LNG-forgassingsskipet til tilkoblingspunktet for SSGC, som er praktisk for levering til brukere i fremtiden.
Byggeplass: Pakistans nest største havn, Rath Qasim havn. Den ligger i de nedre delene av Fitigli-elven, en gren av vestsiden av Indus-elvedeltaet sør i landet. Nordvestsiden ligger omtrent 13 nautiske mil fra Karachi. Det er den nest største havnen i Pakistan. Den betjener hovedsakelig Karachis stålverk og innenlandske import- og eksportvarer, for å redusere presset på Karachi havn.
Behandlingskapasitet: 50 ~ 750 MMSCFD.
Designtrykk: 1450 PSIG
Driftstrykk: 943 ~ 1305 PSIG
Designtemperatur: -30 ~ 50 °C
Driftstemperatur: 20 ~ 26 °C
7. 50×104 m3/d LNG-kondenseringsanlegg i Datong by, Shanxi-provinsen
Shanxi Datong LNG-prosjektet er et av nøkkelprosjektene for ny energi i Shanxi-provinsen og et sentralt prosjekt for fremme av forgassing i Shanxi-provinsen. Når prosjektet er fullført, vil produksjonen nå
Som et av Shanxi LNGs toppreservesentre vil produksjonen nå 50 x 104 m3/d.
Prosjektet vil bygge et prosjekt for flytendegjøring av naturgass på 50 × 104 m3/d og støtteanlegg, samt en LNG-tank med full kapasitet på 10 000 m3. De viktigste prosessenhetene inkluderer trykksetting av mategass, dekarboniseringsenhet, dekarboniseringsenhet, dehydreringsenhet, fjerning av kvikksølv og vektfjerning, hydrokarbonenhet, flytendegjøringsenhet, kjølemedielagring, flashdamptrykksetting, LNG-tankanlegg og lasteanlegg.
8. 30×104 m3/d avsvovlingsanlegg for CNPC
Støtteprosjektet med skidmontert avsvovlingsanlegg for marine gassbrønner i Vest-Sichuan-provinsen, skid for behandling av naturgass, er det første prosjektet vårt selskap samarbeider med Sinopec Petroleum Engineering Design Co., Ltd.;
Dette prosjektet er støtteprosjektet for avsvovling av naturgass med 0,3 100 × 10⁴ m³/d i Pengzhou 1-brønnen, inkludert prosesseringsskinner for naturgass, svovelgjenvinning og støping, offentlig ingeniørvirksomhet og andre enheter.
9. Ganquan Fengyuan 10X 104Nm3/d LNG-kondenseringsenhet
Byggeplass: Ganquan, Yan'an City, Shanxi-provinsen, Kina.
De viktigste tekniske parametrene:
1. Prosesseringskapasitet
Innløp naturgass: 10X 10 4 Nm³/d
Produksjon av flytendegjøring: 9,48 X 10 4 Nm³/d (i lagringstank)
Ventilasjonssur gass: ~5273 Nm³/d
2. Spesifikasjon for LNG-produkt:
LNG-produksjon: 68,52 t/d (160,9 m³/d); tilsvarende gassfase 9,48 x 10 4 Nm³/d
Temperatur: -160,7 ℃
Lagringstrykk: 0,2 MPa.g
10. 600×104 m3/d avgassbehandlingsanlegg for CNPC
Prosjektet er en avgassbehandlingsenhet med en designkapasitet på 600 × 104 m3/d i CNPC Gaomo renseanlegg. Den brukes hovedsakelig til å behandle Claus-avgass fra svovelgjenvinningsenheten, samt flytende svovelbassengavgass fra svovelgjenvinningsenheten og TEG-avgass fra dehydreringsenheten. Enhetens designbehandlingskapasitet matches med svovelgjenvinningsenheten og dehydreringsenheten. Anlegget bruker en CANSOLV-prosess godkjent av Shell, og avgassen etter behandling kan nå SO2-utslippsstandarden på 400 mg/Nm3 (tørr basis, 3 vol% SO2).
11. 600×104 m3/d fordampningskrystalliseringsanlegg for CNPC
Anlegget benytter multieffektive fordampnings- og kondenseringsmetoder for å behandle saltvann. Det produserte vannet som behandles av fordampningskrystalliseringsenheten gjenbrukes som etterfyllingsvann for sirkulerende kjølevann, eller som annet produksjonsvann i anlegget. Forurensninger skilles ut fra kloakken i form av krystallinsk salt. Tilførselen til fordampningskrystalliseringsanlegget er saltvann fra oppstrøms elektrodialyseanlegg, og anleggets behandlingskapasitet er 300 m3/d. Den årlige produksjonstiden er 8000 timer.
Den multieffektive fordampningen er tatt i bruk for å realisere trinnvis utnyttelse av energi, og energisparingseffekten er åpenbar.
Spillvarmen fra hele systemet utnyttes fullt ut. Fordampningskrystalliseringsenheten trenger bare en liten mengde høyverdig varmeenergi for å oppnå null utslipp av kloakk fra naturgassrenseanlegget.
Behandlingseffekten er god, og det behandlede vannet kan oppfylle standarden for sirkulerende vann, slik at det kan brukes som tilsetningsvann for sirkulerende vann.
Varmevekslerrøret er laget av titanmateriale med god varmeoverføringseffektivitet. Annet hovedutstyr bruker 316L komposittplate, som har stabil drift, høy grad av automatisering, enkel betjening og bredt bruksområde.
12. Tongguan 10X 104Nm3/d LNG-kondenseringsenhet
De viktigste tekniske parametrene:
1. Prosesseringskapasitet
Inngang naturgass: 10X 10 4 Nm³/d
Produksjon av flytendegjøring: 9,9 x 10 4 Nm³/d (i lagringstank)
Ventilasjonssur gass: ~850 Nm³/d
2. Spesifikasjon for LNG-produkt:
LNG-produksjon: 74,5 t/d (169,5 m³/d); tilsvarende gassfase 9,9X 10 4 Nm³/d
Temperatur: -160,6 ℃
Lagringstrykk: 0,2 MPa.g
13. 30×104 m3/d LNG-kondenseringsanlegg i Cangxi by
Investert av Cangxi Datong Natural Gas Investment Co., Ltd. Med 170 millioner yuan vil prosjektet bygge et LNG-likvefaksjonsprosjekt på 300 × 104 m3/d og støtteanlegg, samt en LNG-tank med full kapasitet på 5000 m3.
MRC-kjøleprosessen er tatt i bruk, og de viktigste prosessanleggene inkluderer råmaterialegasstrykkenhet, avkarboniseringsenhet og dehydreringsenhet, kvikksølvfjernings- og tunghydrokarbonfjerningsenhet, flytendegjøringsenhet, kjølemedielagring, flashdamptrykksetting,
LNG-tanksone og lasteanlegg.
Kapasitet: 30×104 m3/d
Arbeidstrykk: 5,0 MPa (g)
Designtrykk: 5,5 MPa (g)
Lagringstank: 5000m3 tank med full kapasitet
Lagringstemperatur: -162 °C
Lagringstrykk: 15 kPa
14. 20×104m3/d LNG-anlegg for Xinjiang Luhuan Energy Ltd, Xinjiang
De viktigste prosessenhetene inkluderer trykksetting av fødegass, dekarboniseringsenhet, dehydreringsenhet, enhet for fjerning av kvikksølv og tunge hydrokarboner, flytendegjøringsenhet, kjølemedielagring, flashdamptrykksetting, LNG-tankområde og lasteanlegg. Fødegassen er rørledningsgass på 200 000 m³3/ dag, og lagringstanken er 2000 m3tank med ett volum.
Viktigste tekniske parametere:
1. Prosesseringskapasitet
Mating av naturgass: 22x104Nm³/d
Flytendegjøringsutgang: 20x104Nm³/d
Ventilasjonssyregass: 1152 Nm³/d
Utluftingsnitrogen: 14210 Nm³/d
2. Spesifikasjon for LNG-produkt:
LNG-utgang: 150 t/d (340 Nm³/d)
Lagringstrykk: 0,2 MPa.g
15,4 millioner Nm3 avsyringspakke i Yanchang oljefelt
Yangqiaopan renseanlegg, med totalt 2 tog med avsyrings- og dehydreringsenhet på 4 millioner Nm3/d.
Det er totalt 17 individuelle bygninger, med et rørgalleri på omtrent 1600 m² og en stålplattform på 1260 m².
Driftstrykk for rå gass: 4,9 MPa DN350
16. Prosjekt for svovelgjenvinningsenhet og behandling av avgass på 500 000 Nm3
Prosessen med Claus fleksibel splittstrøms svovelgjenvinning, delvis oksidasjon + termisk forbrenning + alkalisk røykgassavsvovling er tatt i bruk.
Prosjektnavn: Avsvovlingsstasjon for Leisi gassreservoarkapasitetsbyggingsprosjekt i Xinchang gassfelt
Sted: Deyang City, Sichuan-provinsen
Byggeenhet: Southwest Oil and Gas Branch of China Petroleum and Chemical Corporation (SINO PEC)
17. 500 000 Nm3 svovelgjenvinning og pakke for behandling av avgass
500 000 Nm3 svovelgjenvinning og pakke for behandling av avgass
500 000 Nm3 svovelgjenvinning og pakke for behandling av avgass
18. 40 000 Nm3/d tilhørende gassavsvovlingsenhet
Prosesseringskapasitet: 40000 Nm3/dag
Prosess: Kompleks jernavsvovling
De årlige driftstimene er beregnet til 8000 timer.
Produktforslag
1) Tilhørende gassutløp H2S ≤ 20 mg/m3 (14 ppm);
2) Den fjernede H2S når det gjenvinnbare skumsvovelelementet;
19. 60 000 Nm3/d gassavsvovlingsenhet
Medium: Sur naturgass ved brønnhodet
Maksimalt H2S-innhold: ≤ 10000 ppmv
Naturgassbehandlingskapasitet: ≤ 2500 Nm3/t,
Innløpstrykk: 0,2~1,3 MPa (g)
Designtrykk: 1,5 MPa (g)
Innløpstemperatur: 20–35 ℃
H2S-innhold etter behandling: ≤ 20 ppmv
60 000 Nm3/d gassavsvovlingsenhet
20. 300 millioner Nm3/d pakke for behandling av avgass
1. Byggeskala:
1 sett med 300 millioner Nm3/d avgassbehandlingsenhet brukes hovedsakelig til å behandle Claus-avgass fra svovelgjenvinningsenheten.
Inkludert oksidasjonsenhet (forbrenning av avgass og gjenvinning av spillvarme), CANSOLV forvaskesystem, CANSOLV absorpsjonsrensingsenhet (inkludert absorpsjonsseksjon, regenereringsseksjon og aminrensingsseksjon).
2. Byggeplassen ligger i Zhongzhou by, Zhongxian fylke, Chongqing by.
300 millioner Nm3/d pakke for behandling av avgass
21. 120 millioner Nm3/d pakke for behandling av avgass
Prosjekt: Jiulongshan naturgassrenseanlegg
Designskala: En 120 Nm3/d avgassbehandlingsenhet brukes hovedsakelig til å behandle Claus-avgass fra svovelgjenvinningsenheten, samt flytende svovelbassengavgassen fra svovelgjenvinningsenheten og TEG-avgassen fra dehydreringsenheten.
Etter behandling kan avgassen nå 400 mg/Nm3.
Den årlige produksjonstiden for enheten er 8000 timer,
Driftsfleksibilitet: 50 % -120 %.
Prosesseringskapasitet:
Claus eksosgass er 48,8132 kmol/t,
TEG-eksosgass er 2,2197 kmol/t,
Flytende svovelbassengeksosgass er 0,7682 kmol/t.
120 millioner Nm3/d pakke for behandling av avgass
22. 13,8 millioner TEG dehydreringsenheter
Prosjekt: Byggeprosjekt for gasslagring i Tongluoxia
EP-entreprenør: Tianjin-avdelingen til China National Petroleum Pipeline Engineering Co., Ltd.
TEG-dehydreringsenhet:
Prosesseringskapasitet 13,8 millioner kubikkmeter/dag
Designtrykk/designtemperatur: 10 MPa/55 ℃
Arbeidsforhold: 3,6~7,0 MPa/15~34 ℃
23. 400 000 Nm3/d TEG-dehydreringsenhet
Prosjektnavn: Overflateteknikk for prøveproduksjon med én brønn fra Ross 2-brønnen
Prosjektsted: Pishan fylke, Hotan prefektur, Xinjiang Uygur autonome region
Konstruksjonsskala: Gassbehandlingskapasiteten er 400 000 m3/d.
Den overordnede TEG-dehydreringsenheten for naturgass montert på meier,
Dehydreringen i dette prosjektet brukes til å behandle naturgass under svovelholdige forhold
400 000 Nm3/d TEG-dehydreringsenhet
24,3 millioner Nm3/d TEG-dehydreringsenhet
Prosjektnavn: Gassinnsamlings- og dehydreringsstasjonsprosjekt i Heshen 4-blokken av Hechuan-gassfeltet
Prosjektlokasjon: Wusheng fylke, Sichuan-provinsen
Byggeskala: gassbehandlingskapasitet på 3 millioner Nm3/d
Driftsfleksibilitet 50 % ~ 110 %
Medium: Våt naturgass som inneholder hydrogensulfid,
Innløp: 3 millioner (101,325 kPa, 20 ℃) naturgass, 6,7 ~ 8,2 MPa (g), temperatur 5-30 ℃
Utløp: Trykk for renset gass 6,5~7,9 MPa (g), vannduggpunkt ≤ -5 ℃.
Vi leverte TEG-dehydreringsenheten til prosjektene nedenfor
Wei 202-prosjektet for dehydreringsenhet for trietylenglykol (med en prosesseringskapasitet på 3 millioner kubikkmeter/dag)
Wei 204 Trietylenglykol-dehydreringsenhetsprosjekt (med en prosesseringskapasitet på 3 millioner kubikkmeter/dag)
Ning201 Trietylenglykol-dehydreringsenhetsprosjekt (med en prosesseringskapasitet på 1,5 millioner kubikkmeter/dag)
25,12 millioner Nm3/d LPG- og NGL-gjenvinningspakke
Tre oljeutvinningsenheter er involvert, og det er planlagt bygging av totalt fire sett med originale stabile, lette hydrokarbon- og blandede hydrokarbon-enheter.
Byggeplassene ligger i Jingbian fylke og Wuqi fylke i Shanxi-provinsen.
Byggeplassene ligger i Jingbian fylke og Wuqi fylke i Shanxi-provinsen.
26,2 millioner pakke for utvinning av lette hydrokarboner
Prosjektnavn: Jiao 70 Naturgassdehydrokarbon og kapasitetsforbedringsutviklingsprosjekt
Prosjektnavn: Jiao 70 Naturgassdehydrokarbon og kapasitetsforbedringsutviklingsprosjekt
Byggeskala:
Naturgassprosesseringsskalaen er 1,95 millioner Nm3/d,
Den stabile lette hydrokarbonreserven er 200 m3,
Omfanget av trykksetting av naturgass er 1,95 millioner Nm3/d
2 millioner pakke for utvinning av lette hydrokarboner
27. Naturgassrenseanlegg som støtter fordampningskrystalliseringsanordning
Klient: Chuanzhong gassgruve, CPECC Brukssted: Moxi renseanlegg, Gaomo renseanlegg Nominell strømningshastighet: 300 × 104 Nm3/d Byggestartdato: 5. april 2014 Ferdigstillelse av prosjektstedet: 25. juli 2014.
28. Dehydreringsenhet for gassmolekylsikt
Rågassen for dette prosjektet er naturgass med høyt CO2-innhold fra Lian21- og Lian4-blokkene i Fushan-oljefeltet i Hainan. I de tidlige og midtre fasene av pilottesten blir den produserte gassen fra de to blokkene i Bailian-samlings- og transportstasjonen først separert fra olje og gass, og deretter tørket og dehydrert gjennom en molekylsikt-dehydreringsskinne. Deretter blir den trykksatt til 14–22 MPa av en gasskompressor og injisert under jorden.
Klient: CNPC Hainan Fushan oljefelt med høyt naturlig CO2-innhold
Prosesseringskapasitet: 14~29×104 m³/d
Arbeidstrykk: 3,25~3,65 MPa (G)
Inntakstemperatur: 15–30 ℃
Designtrykk: 4 MPa
29. Molekylsikt dehydrering og fjerning av hydrokarboner
Vi bruker en kombinasjonsprosess med frysing av naturgass og dehydreringsenhet med molekylsikt. Designskalaen er 1,5 × 104 m3/d, med et lastvariasjonsområde på 30 % ~ 100 %. Etter dehydrering, når naturgassvannets duggpunkt er trykket til maksimalt trykk på 2,5 MPa i stasjonen, er det 5 ℃ eller mer lavere enn minimumstemperaturen for transportmiljøet (når molekylsikten er aktivert, kontrolleres vannduggpunktet til -5 ℃).
Klient: PetroChina Gong108X-brønnen
1) Innløpsforhold for naturgass: strømningshastighet: 1,5 × 104 m3/d,
Trykk: 1,6–2,5 mpa. G,
Temperatur: 5–39 ℃
2) Produktgassforhold: strømningshastighet: 0,7~1,5 × 104 m3/d
Trykk: 1,5~2,4 mpa. G
Temperatur: 29 ℃
30. Hydrogenproduksjon fra naturgass
En hydrogenproduksjonsenhet på 250 Nm3/t er det første prosjektet vi har samarbeidet med CNOOC Southwest Chemical Institute om for produksjon av naturgasshydrogen. Prosjektet ligger i Foshan i Guangdong.
