1.100×104m3/d usine de décarbonation sur skid pour CNPC
Le projet est un modèle de traitement du gaz naturel à haute teneur en carbone, et est également le modèle du champ pétrolifère de Daqing qui a d'abord mis en œuvre des modules montés sur skid, conçus et achetés en un an, puis fabriqués et mis en service dans le nord-est de la Chine.
C'est également notre exploration dans la promotion du projet EPC, et ce sera également un tournant important pour l'entreprise de relier un lien entre le précédent et le suivant dans le projet d'ingénierie EPC.
2. 300×104m3/d usine de désulfuration sur skid pour CNPC
Le gaz naturel, après évaporation éclair du liquide riche en MDEA, est éliminé H2S par un séparateur d'eau acide, et la solution de MDEA séparée est également pompée vers la tour de désulfuration.
La solution riche de TEG utilisée dans la tour de déshydratation va dans la tour de distillation, le réservoir d'évaporation flash et le filtre et est chauffée et régénérée en solution pauvre de TEG. Ensuite, il est pompé vers la tour de déshydratation pour une déshydratation en circulation.
Une fois que le gaz H2S séparé par le séparateur d'eau acide est injecté dans le réservoir de stockage de gaz acide, il est préchauffé par le four de réaction et 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, une fois ses impuretés solides et liquides éliminées à travers un séparateur et un filtre séparateur, entre dans la tour à flotteur pour la désulfuration, une tour qui utilise la solution MDEA comme désulfurant.
Le gaz provenant du sommet de la tour 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 via le TEG.
Enfin, le gaz naturel sec issu de la tour de déshydratation est exporté comme gaz commercial qualifié.
Le liquide MDEA riche dans la tour de désulfuration est évaporé instantanément pour éliminer les hydrocarbures et entrer dans le filtre pour filtration. Après cela, il entre dans la tour de régénération et est chauffé par la vapeur pour se régénérer en un liquide MDEA pauvre, qui est pompé vers la tour de désulfuration pour une désulfuration en circulation.
3.Ya'an Zhonghong 10X104Nm3/d Projet de liquéfaction de GNL
Chantier de construction : comté de Lushan, ville de Ya'an, province du Sichuan, Chine.
Les principaux paramètres techniques :
1. Capacité de traitement
Gaz naturel d’entrée : 10X 104Nm³/j
Sortie de liquéfaction : 9,53 X 104Nm³/j
Évacuer les gaz acides : ~1 635 Nm³/j
2. Spécifications du produit GNL :
Production de GNL : 68 t/j (161 m³/j) ; équivalent à la phase gazeuse 9,53X 104Nm³/j
Température : -161,4 ℃
Pression de stockage : 15KPa
4. 150-300×104m3/d Usine de déshydratation 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 processus de l'usine de déshydratation TEG est généralement utilisé pour traiter le gaz naturel sans soufre de tête de puits ou le gaz purifié provenant de l'usine de désulfuration par procédé alcool-amine. L'unité de déshydratation TEG est principalement composée d'un système d'absorption et d'un système de régénération. L'équipement de base du processus est la tour d'absorption. Le processus de déshydratation du gaz naturel est achevé dans la tour d'absorption et la tour de régénération achève 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 dans la tour, puis le gaz naturel déshydraté sort par le haut de la tour d'absorption et le liquide riche en TEG est déchargé de le bas de la tour.
Ensuite, le liquide riche en TEG entre dans le réservoir de flash pour éliminer autant que possible les gaz d'hydrocarbures dissous, après avoir été chauffé à travers le tuyau de décharge du condenseur au sommet de la tour de régénération. La phase liquide quittant le réservoir flash s'écoule dans l'échangeur de chaleur liquide riche et le réservoir tampon après avoir été filtrée par le filtre, puis entre dans la tour de régénération après avoir été chauffée davantage.
Dans la tour de régénération, l'eau contenue dans le liquide riche en TEG est éliminée tout en étant chauffée sous basse pression et haute température. Le liquide pauvre TEG régénéré est refroidi par l'échangeur de chaleur liquide riche en pauvre et pompé vers le haut de la tour d'absorption par la pompe à glycol pour être recyclé.
5. 30 × 104m3/d usine de déshydratation par tamis moléculaire pour CNPC
Capacité de traitement : 14 ~ 29 × 10 m3/j
Pression de service : 3,25 ~ 3,65 mpa (g)
Température d'entrée : 15 ~ 30 ℃
Teneur en eau du gaz d'alimentation : 15-30 °C d'eau saturée
Pression de conception : 4 MPa
Le gaz d'alimentation de ce projet est le gaz naturel à haute teneur en CO2 provenant des blocs Lian 21 et Lian 4 du champ pétrolifère de Fushan, province de Hainan. Au début et au milieu de l'essai pilote, le gaz produit à partir des deux blocs a d'abord été séparé pétrole-gaz dans la station de collecte de gaz de Bailian, puis il a été séché et déshydraté par un patin de déshydratation à tamis moléculaire, puis a été mis sous pression à 14 à 14 °C. 22 MPa par compresseur à injection de gaz et injecté dans le sol.
6. 100 × 104m3/d Usine de réception de GNL pour le port de Qasim, Pakistan
Ce projet est conçu et fabriqué selon la norme américaine. L'usine de traitement de GNL et le navire de transport de GNL livrent du GNL au navire flottant de gazéification de GNL (unité de stockage et de regazéification) près du quai FOTCO.
Un nouveau quai de déchargement de gaz et un nouveau pipeline seront construits pour transporter le gaz naturel regazéifié du navire flottant de gazéification de GNL jusqu'au point de connexion du SSGC, ce qui sera pratique pour la livraison aux utilisateurs à l'avenir.
Chantier de construction : deuxième plus grand port maritime du Pakistan, port maritime de Rath Qasim. Il est situé dans le cours inférieur de la rivière Fitigli, un bras de la rive ouest du delta de l'Indus, au sud du pays. Son nord-ouest se trouve à environ 13 milles marins de Karachi. C'est le deuxième plus grand port maritime du Pakistan. Il sert principalement aux aciéries de Karachi et aux marchandises nationales d'importation et d'exportation, afin de réduire la pression sur le port de Karachi.
Capacité de traitement : 50 ~ 750 MMSCFD.
Pression de conception : 1 450 PSIG
Pression de fonctionnement : 943 ~ 1 305 PSIG
Température de conception : -30 ~ 50 °C
Température de fonctionnement : 20 ~ 26°C
7. 50 × 104m3/d Usine de liquéfaction de GNL dans la ville de Datong, province du Shanxi
Le projet Shanxi Datong LNG est l'un des projets clés de nouvelles énergies dans la province du Shanxi et constitue un projet clé de promotion de la gazéification dans la province du Shanxi. Une fois le projet terminé, le résultat atteindra
En tant que l'un des centres de réserve de pointe du Shanxi LNG, sa production atteindra 50 x 104 m3/j.
Le projet construira un projet de liquéfaction de gaz naturel de 50 × 104 m3/j et des installations de soutien ainsi qu'un réservoir de pleine capacité de 10 000 m3 de GNL. Les principales unités de traitement comprennent la pressurisation du gaz d'alimentation, l'unité de décarbonisation, l'unité de décarbonisation, l'unité de déshydratation, l'élimination du mercure et l'élimination du poids, l'unité d'hydrocarbures, l'unité de liquéfaction, le stockage de réfrigérant, la pressurisation de vapeur instantanée, le parc de stockage de GNL et les installations de chargement.
8. 30 × 104m3/d usine de désulfuration pour CNPC
Le projet de soutien d'une usine de désulfuration montée sur châssis pour les puits de gaz marins dans la province occidentale du Sichuan, un chantier de traitement du gaz naturel, est le premier projet avec lequel notre société coopère 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, l'ingénierie publique 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.
Les principaux paramètres techniques :
1. Capacité de traitement
Entrée gaz naturel : 10X 104Nm³/j
Production de liquéfaction : 9,48 X 104Nm³/j (dans le réservoir de stockage)
Évacuer les gaz acides : ~5 273 Nm³/j
2. Spécifications du produit GNL :
Production de GNL : 68,52 t/j (160,9 m³/j) ; équivalent à la phase gazeuse 9,48X 104Nm³/j
Température : -160,7 ℃
Pression de stockage : 0,2 MPa.g
10. 600 × 104m3/d usine de traitement des gaz résiduaires pour CNPC
Le projet est une unité de traitement des gaz résiduaires d'une capacité nominale de 600 × 104 m3/j dans la station d'épuration CNPC Gaomo. Il est principalement utilisé pour traiter les gaz résiduaires Claus de l'unité de récupération de soufre, ainsi que les gaz résiduaires de soufre liquide de l'unité de récupération de soufre et les gaz résiduaires TEG de l'unité de déshydratation. La capacité de traitement nominale de l'unité est adaptée à celle de l'unité de récupération du soufre et de l'unité de déshydratation. L'usine adopte le procédé CANSOLV approuvé par la société Shell et les gaz résiduaires après traitement peuvent atteindre la norme d'émission de SO2 de 400 mg/Nm3 (base sèche, 3 vol % SO2).
11. 600 × 104m3/d usine de cristallisation par évaporation pour CNPC
L'usine adopte une méthode multi-efficace d'évaporation et de condensation pour traiter l'eau salée. L'eau produite traitée par l'unité de cristallisation par évaporation est réutilisée comme eau d'appoint pour la circulation de l'eau de refroidissement, ou comme autre eau de production dans l'usine. Les polluants sont séparés des eaux usées sous forme de sel cristallin. L'alimentation de l'usine de cristallisation par évaporation est de l'eau salée provenant de l'usine d'électrodialyse en amont, et la capacité de traitement de l'usine est de 300 m3/j. Le temps de production annuel est de 8 000 heures.
L'évaporation multi-efficace est adoptée pour réaliser l'utilisation progressive de l'énergie et l'effet d'économie d'énergie est évident.
La chaleur perdue de l’ensemble du système est pleinement utilisée. L'unité de cristallisation par évaporation n'a besoin que d'une petite quantité d'énergie thermique de haute qualité pour réaliser un rejet nul d'eaux usées provenant de l'usine d'épuration du gaz naturel.
L'effet du traitement est bon et l'eau traitée peut répondre aux normes de l'eau en circulation, elle peut donc être utilisée comme eau d'appoint pour l'eau en circulation.
Le tube d'échange thermique est fabriqué en titane avec une bonne efficacité de transfert de chaleur. D'autres équipements principaux adoptent une plaque composite 316L, qui présente un fonctionnement stable, un degré élevé d'automatisation, un fonctionnement simple et une large gamme d'applications.
12.Tongguan 10X 104Nm3/d unité de liquéfaction de GNL
Les principaux paramètres techniques :
1. Capacité de traitement
Gaz naturel d’entrée : 10X 104Nm³/j
Production de liquéfaction : 9,9X 104Nm³/j (dans le réservoir de stockage)
Évacuer les gaz acides : ~850 Nm³/j
2. Spécifications du produit GNL :
Production de GNL : 74,5 t/j (169,5 m³/j) ; équivalent à la phase gazeuse 9,9X 104Nm³/j
Température : -160,6 ℃
Pression de stockage : 0,2 MPa.g
13. 30 × 104m3/d Usine de liquéfaction de GNL dans la ville de Cangxi
Investi par Cangxi Datong Natural Gas Investment Co., Ltd. Avec 170 millions de yuans, le projet construira un projet de liquéfaction de GNL de 300 × 104 m3/j et des installations de soutien ainsi qu'un réservoir de pleine capacité de 5 000 m3 de GNL.
Le processus de réfrigération MRC est adopté et les principales usines de traitement comprennent une unité de pressurisation des gaz de matières premières, une unité de décarburation et une unité de déshydratation, une unité d'élimination du mercure et d'élimination des hydrocarbures lourds, une unité de liquéfaction, un stockage de réfrigérant, une pressurisation de vapeur instantanée,
Zone des réservoirs de GNL et installations de chargement.
Capacité : 30×104 m3/j
Pression de service : 5,0 MPa (g)
Pression de conception : 5,5 Mpa (g)
Réservoir de stockage : réservoir pleine capacité de 5000 m3
Température de stockage : -162°C
Pression de stockage : 15KPa
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 décarbonisation, l'unité de déshydratation, l'unité d'élimination du mercure et des hydrocarbures lourds, l'unité de liquéfaction, le stockage des réfrigérants, la pressurisation de la vapeur instantanée, la zone des réservoirs de GNL et les installations de chargement. Le gaz d'alimentation est du gazoduc de 200 000 m3/ jour, et le réservoir de stockage est de 2000 m3réservoir à volume unique.
Principaux paramètres techniques :
1. Capacité de traitement
Alimentation en gaz naturel : 22x104Nm³/j
Sortie de liquéfaction : 20x104Nm³/j
Évacuer les gaz acides : 1 152 Nm³/j
Azote de ventilation : 14210 Nm³/j
2. Spécifications du produit GNL :
Production de GNL : 150 t/j (340 Nm³/j)
Pression de stockage : 0,2 Mpa.g
（15）4 millions de Nm3 de colis de désacidification dans le champ pétrolifère de Yanchang
Usine de purification de Yangqiaopan, avec un total de 2 trains, unité de désacidification et de déshydratation de 4 millions Nm3/j.
Il y a un total de 17 bâtiments individuels, avec une galerie de tuyaux d'environ 1 600 m et une plate-forme en acier de 1 260 m2.
Pression de fonctionnement du gaz brut : 4,9 MPa DN350
（16）500 000Nm3 Unité de récupération du soufre et projet de traitement des gaz résiduaires
Le processus de récupération flexible du soufre à flux divisé Claus, d'oxydation partielle + d'incinération thermique + de désulfuration des gaz de combustion alcalins est adopté.
Nom du projet : Station de désulfuration du projet de construction 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 pétrolière et gazière du sud-ouest de la China Petroleum and Chemical Corporation (SINO PEC)
（17）500 000Nm3 Ensemble de récupération du soufre et de traitement des gaz résiduaires
Ensemble de récupération du soufre et de traitement des gaz résiduaires de 500 000 Nm3
Ensemble de récupération du soufre et de traitement des gaz résiduaires de 500 000 Nm3
（18）40 000 Nm3/j unité de désulfuration des gaz associés
Capacité de traitement : 40 000 Nm3/jour
Processus : Désulfuration complexe du fer
Les heures de fonctionnement annuelles sont calculées à 8 000 heures.
Proposition de produit
1) Sortie de gaz associée H2S ≤ 20mg/m3 (14ppm) ;
2) L'H2S éliminé atteint l'élément soufre de la mousse récupérable ;
（19）Unité de désulfuration de gaz de 60 000 Nm3/j
Moyen : Gaz naturel acide en 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）300 millions de Nm3/j pour le traitement des gaz résiduaires
1. Échelle de construction :
1 ensemble d'unités de traitement des gaz résiduaires de 300 millions de Nm3/j est principalement utilisé pour traiter les gaz résiduaires Claus provenant de l'unité de récupération du soufre.
Y compris l'unité d'oxydation (incinération des gaz résiduaires et système de récupération de chaleur résiduelle), le système de pré-lavage CANSOLV, l'unité de purification par absorption CANSOLV (y compris la section d'absorption, la section de régénération et la section de purification des amines).
2. Le chantier de construction est la ville de Zhongzhou, comté de Zhongxian, ville de Chongqing.
Ensemble de traitement des gaz résiduaires de 300 millions de Nm3/j
（21）120 millions de Nm3/j pour le traitement des gaz résiduaires
Projet : Usine de purification de gaz naturel de Jiulongshan
Échelle de conception : le dispositif de traitement des gaz résiduaires de 120 Nm3/j est principalement utilisé pour traiter le gaz résiduaire Claus de l'unité de récupération de soufre, ainsi que les gaz résiduaires du pool de soufre liquide de l'unité de récupération de soufre et les gaz résiduaires TEG de l'unité de déshydratation.
Après traitement, les gaz résiduaires peuvent atteindre 400 mg/Nm3.
Le temps de production annuel de l'appareil est de 8000 heures,
Flexibilité de fonctionnement : 50 % -120 %.
La capacité de traitement:
Les gaz d'échappement Claus sont de 48,8132 kmol/h,
Les gaz d'échappement TEG sont de 2,2197 kmol/h,
Les gaz d’échappement des piscines à soufre liquide sont de 0,7682 kmol/h.
Ensemble de traitement des gaz résiduaires de 120 millions de Nm3/j
（22）13,8 millions d'unités de déshydratation TEG
Projet : Projet de construction de stockage de gaz à Tongluoxia
Entrepreneur 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 de conception/température de conception : 10MPa/55 ℃
Conditions de travail : 3,6 ~ 7,0 MPa/15 ~ 34 ℃
（23）Unité de déshydratation TEG de 400 000 Nm3/j
Nom du projet : Ingénierie de surface pour la production d'essai à un seul puits du puits Ross 2
Localisation du projet : comté de Pishan, préfecture de Hotan, région autonome ouïgoure 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 soufrées
（23）Unité de déshydratation TEG de 400 000 Nm3/j
（24）3 millions de Nm3/j unité de déshydratation TEG
Nom du projet : Projet de station de collecte et de déshydratation de gaz dans le bloc Heshen 4 du champ gazier de Hechuan
Emplacement du projet : comté de Wusheng, province du Sichuan
Échelle de construction : capacité de traitement du gaz de 3 millions de Nm3/j
Flexibilité de fonctionnement 50 % ~ 110 %
Milieu : Gaz naturel humide contenant du sulfure d'hydrogène,
Entrée : 3 millions (101,325 kPa, 20 ℃) de gaz naturel, 6,7 ~ 8,2 MPa (g), température 5-30 ℃
Sortie : pression du gaz purifié 6,5 ~ 7,9 MPa (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）12 millions Nm3/j Programme de récupération de GPL et LGN
Trois unités d'extraction de pétrole sont impliquées, et il est prévu de construire un total de quatre ensembles d'unités d'origine stables, d'hydrocarbures légers et d'hydrocarbures mixtes.
Les chantiers de construction sont situés dans les comtés de Jingbian et Wuqi, province du Shanxi.
Les chantiers de construction sont situés dans les comtés de Jingbian et Wuqi, province du Shanxi.
（26）2 millions Forfait de récupération des hydrocarbures légers
Nom du projet : Projet de développement de déshydrocarbures et d'amélioration des capacités de gaz naturel Jiao 70
Nom du projet : Projet de développement de déshydrocarbures et d'amélioration des capacités de gaz naturel Jiao 70
Échelle de construction :
L'échelle de traitement du gaz naturel est de 1,95 million de Nm3/j,
La réserve stable d'hydrocarbures légers est de 200m3,
L’ampleur de la pressurisation du gaz naturel est de 1,95 million de Nm3/j
2 millions Forfait récupération des hydrocarbures légers
(27 ) Usine de purification de gaz naturel prenant en charge un dispositif de cristallisation par évaporation
Client : Mine de gaz 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 de ce projet est du gaz naturel à haute teneur en CO2 provenant des blocs Lian21 et Lian4 du champ pétrolifère de Fushan, à Hainan. Au début et au milieu de l'essai pilote, le gaz produit des deux blocs de la station de collecte et de transport de Bailian est d'abord séparé du pétrole et du gaz, puis séché et déshydraté à travers un skid de déshydratation à tamis moléculaire. Ensuite, il est pressurisé à 14-22 MPa par un compresseur de gaz et injecté sous terre.
Client : CNPC Hainan Fushan Oilfield à haute teneur en CO2 naturel
Capacité de traitement : 14~29×104m3/j
Pression de service : 3,25 ~ 3,65 MPa (G)
Température d'admission : 15-30 ℃
Pression de conception : 4 MPa
(29) Dispositif de déshydratation par tamis moléculaire et d'élimination des déshydrocarbures
Nous utilisons un processus combiné de congélation du gaz naturel et de dispositif de déshydratation par tamis moléculaire. L'échelle de conception 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 de l'eau du gaz naturel est pressurisé à la pression maximale de 2,5 MPa dans la station, il est inférieur de 5 ℃ ou plus à la température minimale de l'environnement de transport (lorsque le tamis moléculaire est activé, le point de rosée de l'eau est contrôlé à -5 ℃).
Client : Puits PetroChina Gong108X
1)Conditions d'entrée de gaz naturel : débit : 1,5 × 104 m3/j,
Pression : 1,6-2,5 mpa. G,
Température : 5-39 ℃
2) Conditions du gaz produit : débit : 0,7 ~ 1,5 × 104 m3/j
Pression : 1,5 ~ 2,4 mpa. g
Température : 29 ℃
30）Production d'hydrogène à partir du gaz naturel
L'unité de production d'hydrogène de 250 Nm3/h est le premier projet sur lequel nous avons collaboré avec le CNOOC Southwest Chemical Institute pour la production d'hydrogène au gaz naturel ; Le projet est situé à Foshan, Guangdong.
