1.100×104m3/d loji penyahkarbonan dipasang skid untuk CNPC
Projek ini adalah model rawatan gas asli berkarbon tinggi, dan juga model medan minyak Daqing yang pertama kali melaksanakan modul skid mounted, direka & dibeli dalam satu tahun, dan dikilangkan 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 pautan antara yang sebelumnya dan yang berikut dalam projek kejuruteraan EPC.
2. 300×104m3/d loji pemasangan gelincir penyahsulfurisasi untuk CNPC
Gas asli, selepas penyejatan kilat daripada cecair kaya MDEA, dialihkan H2S oleh pemisah air asid, dan larutan MDEA yang diasingkan juga dipam ke menara penyahsulfuran.
Penyelesaian TEG kaya yang digunakan dalam menara dehidrasi masuk ke menara penyulingan, tangki penyejatan kilat dan penapis dan dipanaskan dan 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 oleh relau tindak balas, bertindak balas dengan udara yang disedut masuk oleh pemampat udara untuk menghasilkan SO2.
SO2 bertindak balas dengan baki H2S (tindak balas Claus) untuk menghasilkan unsur sulfur, yang kemudiannya disejukkan untuk mendapatkan sulfur.
Gas suapan，selepas kekotoran pepejal dan cecairnya dialihkan melalui pemisah dan pemisah penapis, memasuki menara injap apungan untuk penyahsulfuran, sebuah menara yang menggunakan larutan MDEA sebagai penyahsulfurisasi.
Gas dari bahagian atas menara injap apungan melalui pemisah penulenan basah untuk mengeluarkan sejumlah kecil cecair MDEA yang terperangkap dalam gas, dan kemudian gas asli basah memasuki menara dehidrasi untuk dehidrasi melalui TEG.
Akhirnya, gas asli kering dari menara dehidrasi dieksport sebagai gas komersial yang layak.
Cecair MDEA yang kaya dalam menara penyahsulfuran disejat kilat untuk mengeluarkan hidrokarbon dan memasuki penapis untuk penapisan. Selepas itu, ia memasuki menara penjanaan semula dan dipanaskan oleh stim untuk menjana semula menjadi cecair MDEA yang lemah, yang dipam ke menara penyahsulfurisasi untuk penyahsulfuran beredar.
3.Ya'an Zhonghong 10X 104Nm3/d Projek pencairan LNG
Tapak pembinaan: Kaunti Lushan, Bandar Ya'an, Wilayah Sichuan, China.
Parameter teknikal utama:
1. Keupayaan pemprosesan
Masukan gas asli: 10X 104Nm³/d
Keluaran pencairan: 9.53 X 104Nm³/d
Buang gas masam: ~1635Nm³/d
2. Spesifikasi produk LNG:
Keluaran LNG: 68t/h (161m³/h); bersamaan dengan fasa gas 9.53X 104Nm³/d
Suhu: -161.4 ℃
Tekanan penyimpanan: 15KPa
4. 150-300×104m3/d loji dehidrasi TEG untuk CNPC
Syarikat kami membina loji dehidrasi Wei 202 dan 204 TEG dengan kapasiti rawatan 300×104 m3/d dan projek loji dehidrasi Ning 201 TEG dengan kapasiti rawatan 150 ×104 m3/d.
Proses loji dehidrasi TEG biasanya digunakan untuk merawat gas asli bebas sulfur kepala telaga atau gas tulen daripada loji penyahsulfuran proses amina alkohol. Unit dehidrasi TEG terutamanya terdiri daripada sistem penyerapan dan sistem penjanaan semula. Peralatan teras proses adalah menara penyerapan. Proses dehidrasi gas asli selesai 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 menghubungi cecair tanpa lemak TEG yang masuk dari atas ke menara, kemudian gas asli yang terdehidrasi keluar dari bahagian atas menara penyerapan, dan cecair kaya TEG dilepaskan dari bahagian bawah menara.
Selepas itu, cecair kaya TEG masuk ke dalam tangki kilat untuk mengeluarkan gas hidrokarbon terlarut sebaik mungkin, selepas dipanaskan melalui paip pelepasan pemeluwap di bahagian atas menara penjanaan semula. Fasa cecair yang meninggalkan tangki denyar mengalir ke dalam penukar haba cecair dan tangki penimbal yang kaya tanpa lemak selepas ditapis oleh penapis, dan kemudian memasuki menara penjanaan semula selepas dipanaskan lagi.
Dalam menara penjanaan semula, air dalam cecair kaya TEG dikeluarkan walaupun dipanaskan di bawah tekanan rendah dan suhu tinggi. Cecair tanpa lemak TEG yang dijana semula disejukkan oleh penukar haba cecair yang kaya tanpa lemak dan dipam ke bahagian atas menara penyerapan oleh pam glikol untuk dikitar semula.
5. 30×104m3/d loji dehidrasi penapis molekul untuk CNPC
Kapasiti rawatan :14 ~ 29 × 10 m3/d
Tekanan kerja: 3.25 ~ 3.65mpa (g)
Suhu masuk: 15 ~ 30 ℃
Kandungan air gas suapan: 15-30°C air tepu
Tekanan reka bentuk: 4MPa
Gas suapan projek ini adalah 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 perintis, gas yang dihasilkan daripada dua blok itu mula-mula dibuat pengasingan minyak-gas di stesen pengumpulan gas Bailian, seterusnya ia dikeringkan dan didehidrasi oleh gelincir dehidrasi penapis molekul, dan kemudian diberi tekanan kepada 14 hingga 22 MPa oleh pemampat suntikan gas dan disuntik ke dalam tanah.
6. 100×104m3/d Loji penerima LNG untuk pelabuhan Qasim, Pakistan
Projek ini direka bentuk dan dihasilkan mengikut Standard Amerika. Loji rawatan LNG dan kapal pengangkutan LNG menghantar LNG ke kapal terapung pengegasan LNG (unit penyimpanan dan pengegasan semula) berhampiran Dermaga FOTCO.
Dermaga dan saluran paip pemunggahan gas baharu akan dibina untuk mengangkut gas asli yang telah digaskan semula daripada kapal terapung pengegasan LNG ke titik sambungan SSGC, yang memudahkan penghantaran kepada pengguna pada masa hadapan.
Tapak pembinaan: Pelabuhan laut kedua terbesar di Pakistan, pelabuhan Rath Qasim. Ia terletak di bahagian hilir Sungai Fitigli, cawangan sebelah barat Delta Sungai Indus di selatan negara itu. Barat lautnya adalah kira-kira 13 batu nautika dari Karachi. Ia adalah pelabuhan kedua terbesar di Pakistan. Ia berfungsi terutamanya untuk kilang keluli Karachi dan barangan import dan eksport domestik, untuk 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. 50×104m3/d Loji pencairan LNG di bandar Datong, wilayah Shanxi
Projek LNG Shanxi Datong ialah salah satu projek utama tenaga baharu di Wilayah Shanxi dan merupakan projek utama promosi pengegasan di Wilayah Shanxi. Apabila projek siap, output akan sampai
Sebagai salah satu pusat rizab puncak Shanxi LNG, outputnya akan mencapai 50x104 m3/d.
Projek itu akan membina projek pencairan gas asli 50×104 m3/d dan kemudahan sokongan serta tangki kapasiti penuh LNG 10000 m3. Unit proses utama termasuk tekanan gas suapan, unit penyahkarbonan, unit penyahkarbonan, unit penyahhidratan, penyingkiran merkuri dan penyingkiran berat, unit hidrokarbon, unit pencairan, penyimpanan bahan pendingin, tekanan stim kilat, ladang tangki LNG dan kemudahan pemuatan.
8. 30×104m3/d loji nyahsulfurisasi untuk CNPC
Projek sokongan loji penyahsulfurisasi dipasang tergelincir untuk telaga gas marin di Wilayah Sichuan Barat，tergelincir rawatan gas asli，adalah projek pertama yang syarikat kami bekerjasama dengan Sinopec Petroleum Engineering Design Co., Ltd.;
Projek ini adalah projek sokongan penyahsulfuran gas asli dengan 0.3 100×104 m3/d di telaga Pengzhou 1, termasuk gelincir pemprosesan gas asli, pemulihan dan pengacuan sulfur, kejuruteraan awam dan 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 104Nm³/d
Pengeluaran pencairan: 9.48 X 104Nm³/d (dalam tangki simpanan)
Buang gas masam: ~5273Nm³/d
2. Spesifikasi produk LNG:
Keluaran LNG: 68.52t/h (160.9m³/d) ; bersamaan dengan fasa gas 9.48X 104Nm³/d
Suhu: -160.7 ℃
Tekanan penyimpanan: 0.2MPa.g
10. 600×104m3/d loji rawatan gas ekor untuk CNPC
Projek ini ialah unit rawatan gas ekor dengan kapasiti reka bentuk 600 × 104 m3/d di loji penulenan CNPC Gaomo. Ia digunakan terutamanya untuk merawat gas ekor Claus unit pemulihan sulfur, serta gas sisa kolam sulfur cecair unit pemulihan sulfur dan gas buangan TEG unit dehidrasi. Kapasiti rawatan reka bentuk unit dipadankan dengan unit pemulihan sulfur dan unit dehidrasi. Kilang itu menggunakan proses CANSOLV yang diluluskan oleh syarikat Shell dan gas ekor selepas rawatan boleh mencapai standard pelepasan SO2 400mg/Nm3 (asas kering, 3vol% SO2).
11. 600×104m3/d loji penghabluran penyejatan untuk CNPC
Kilang itu menggunakan kaedah penyejatan dan pemeluwapan berbilang berkesan untuk merawat air masin. Air yang dihasilkan dirawat oleh unit penghabluran penyejatan digunakan semula sebagai air solek untuk mengedarkan air penyejuk, atau sebagai air pengeluaran lain di loji. Bahan pencemar diasingkan keluar dari kumbahan dalam bentuk garam kristal. Suapan loji penghabluran sejatan adalah air masin dari loji elektrodialisis hulu, dan kapasiti rawatan loji ialah 300 m3/d. 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 keseluruhan sistem digunakan sepenuhnya. Unit penghabluran penyejatan hanya memerlukan sejumlah kecil tenaga haba gred tinggi untuk merealisasikan sifar pelepasan kumbahan daripada loji penulenan gas asli.
Kesan rawatan adalah baik, dan air terawat boleh memenuhi standard air beredar, jadi ia boleh digunakan sebagai air solek untuk air 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
Masukan gas asli: 10X 104Nm³/d
Pengeluaran pencairan: 9.9X 104Nm³/d (dalam tangki simpanan)
Buang gas masam: ~850Nm³/d
2. Spesifikasi produk LNG:
Keluaran LNG: 74.5t/d (169.5m³/d) ; bersamaan dengan fasa gas 9.9X 104Nm³/d
Suhu: -160.6 ℃
Tekanan penyimpanan: 0.2MPa.g
13. 30×104m3/d Loji pencairan LNG di bandar Cangxi
Dilaburkan oleh Cangxi Datong Gas Asli Investment Co., Ltd. Dengan 170 juta yuan, projek itu akan membina projek pencairan LNG 300×104 m3/d dan kemudahan sokongan serta tangki kapasiti penuh LNG 5000 m3.
Proses penyejukan MRC diterima pakai, dan loji proses utama termasuk unit tekanan gas bahan mentah, unit penyahkarbonan dan unit dehidrasi, penyingkiran merkuri dan unit penyingkiran hidrokarbon berat, unit pencairan, penyimpanan bahan pendingin, tekanan wap kilat,
Zon tangki LNG dan kemudahan pemuatan.
Kapasiti: 30×104 m3/h
Tekanan kerja: 5.0 MPa (g)
Tekanan reka bentuk: 5.5 Mpa (g)
Tangki simpanan: 5000m3 tangki kapasiti penuh
Suhu penyimpanan: -162°C
Tekanan penyimpanan: 15KPa
14. 20×104m3/d Loji LNG untuk Xinjiang Luhuan Energy Ltd, Xinjiang
Unit proses utama termasuk tekanan gas suapan, unit penyahkarbonan, unit penyahhidratan, unit penyingkiran merkuri dan hidrokarbon berat, unit pencairan, penyimpanan bahan pendingin, tekanan 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
Suapan gas asli: 22x104Nm³/ d
Keluaran pencairan: 20x104Nm³/ d
Gas asid bolong: 1152 Nm ³/ d
Nitrogen pengudaraan: 14210 Nm ³/ d
2. Spesifikasi produk LNG:
Keluaran LNG: 150 t/d (340 Nm ³/ d)
Tekanan penyimpanan: 0.2 Mpa.g
（15）4 juta Nm3 pakej penyahasidan di Yanchang Oilfield
Loji Pemurnian Yangqiaopan, dengan jumlah 2 kereta api 4 juta Nm3/d unit penyahasidan dan dehidrasi.
Terdapat sejumlah 17 bangunan individu, dengan galeri paip kira-kira 1600m dan platform keluli seluas 1260m2.
Tekanan operasi gas mentah: 4.9MPa DN350
（16）500,000Nm3 unit pemulihan sulfur dan projek rawatan gas ekor
Proses pemulihan sulfur aliran perpecahan fleksibel Claus, pengoksidaan separa + pembakaran terma + penyahsulfuran gas serombong beralkali diterima pakai.
Nama Projek: Stesen Desulfurisasi Projek Pembinaan Kapasiti Takungan Gas Leisi di Medan Gas Xinchang
Lokasi: Bandar Deyang, Wilayah Sichuan
Unit pembinaan: Cawangan Minyak dan Gas Barat Daya China Petroleum and Chemical Corporation(SINO PEC)
（17）500,000Nm3 pemulihan sulfur dan pakej rawatan gas ekor
500,000Nm3 Pemulihan sulfur dan pakej rawatan gas ekor
500,000Nm3 Pemulihan sulfur dan pakej rawatan gas ekor
（18）40000Nm3/d unit penyahsulfuran gas yang berkaitan
Kapasiti pemprosesan: 40000 Nm3/hari
Proses: penyahsulfuran besi kompleks
Waktu operasi tahunan dikira sebagai 8000 jam.
Cadangan Produk
1) Salur keluar gas berkaitan H2S ≤ 20mg/m3 (14ppm);
2) H2S yang dikeluarkan mencapai unsur sulfur buih yang boleh dipulihkan;
（19）60,000Nm3/d unit penyahsulfuran gas
Sederhana: 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）300 juta Nm3/d pakej rawatan gas ekor
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 sisa), sistem prabasuh CANSOLV, unit penulenan penyerapan CANSOLV (termasuk bahagian penyerapan, bahagian penjanaan semula dan bahagian penulenan amina).
2. Tapak pembinaan ialah Bandar Zhongzhou, Daerah Zhongxian, Bandar Chongqing.
Pakej rawatan gas ekor 300 juta Nm3/d
（21）120 juta Nm3/d pakej rawatan gas ekor
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 buangan TEG unit dehidrasi.
Selepas rawatan, gas ekor boleh mencapai 400mg/Nm3.
Masa pengeluaran tahunan peranti 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）13.8 juta unit dehidrasi TEG
Projek: Projek Pembinaan Penyimpanan 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）400,000Nm3/d unit dehidrasi TEG
Nama Projek: Kejuruteraan Permukaan untuk Pengeluaran Percubaan Telaga Tunggal Telaga Ross 2
Lokasi projek: Pishan County, Hotan Prefecture, Xinjiang Uygur Autonomous Region
Skala pembinaan: Kapasiti pemprosesan gas ialah 400000m3/d.
Unit dehidrasi TEG gas asli terpasang gelincir keseluruhan,
Dehidrasi projek ini digunakan untuk merawat gas asli di bawah keadaan yang mengandungi sulfur
（23）400,000Nm3/d unit dehidrasi TEG
（24）3 juta Nm3/d unit dehidrasi TEG
Nama Projek: Projek Stesen Pengumpulan Gas dan Dehidrasi di Blok Heshen 4 Medan Gas Hechuan
Lokasi projek: Daerah Wusheng, Wilayah Sichuan
Skala pembinaan: kapasiti pemprosesan gas 3 juta Nm3/d
Fleksibiliti pengendalian 50%~110%
Sederhana: Gas asli basah yang mengandungi hidrogen sulfida,
Salur masuk: 3 juta (101.325kPa, 20 ℃)gas asli, 6.7~8.2MPa (g), Suhu 5-30 ℃
Salur keluar: Tekanan gas tulen 6.5~7.9MPa (g), Takat embun air ≤ -5 ℃.
Kami menyediakan unit dehidrasi TEG untuk projek di bawah
Projek Unit Dehidrasi Wei 202 Triethylene Glycol (dengan kapasiti pemprosesan 3 juta meter padu/hari)
Projek Unit Dehidrasi Wei 204 Triethylene Glycol (dengan kapasiti pemprosesan 3 juta meter padu/hari)
Projek Unit Dehidrasi Triethylene Glycol Ning201 (dengan kapasiti pemprosesan 1.5 juta meter padu/hari)
（25）12 juta Nm3/d LPG& Pakej pemulihan NGL
Tiga unit pengekstrakan minyak terlibat, dan sejumlah empat set unit stabil, hidrokarbon ringan, dan hidrokarbon campuran asal dirancang untuk dibina.
Tapak pembinaan terletak di Daerah Jingbian dan Daerah Wuqi, Wilayah Shanxi.
Tapak pembinaan terletak di Daerah Jingbian dan Daerah Wuqi, Wilayah Shanxi.
（26）2 juta pakej pemulihan hidrokarbon ringan
Nama Projek: Jiao 70 Gas Asli Dehidrokarbon dan Projek Pembangunan Peningkatan Kapasiti
Nama Projek: Jiao 70 Gas Asli Dehidrokarbon dan Projek Pembangunan Peningkatan Kapasiti
Skala pembinaan:
Skala pemprosesan gas asli ialah 1.95 juta Nm3/d,
Rizab hidrokarbon ringan yang stabil ialah 200m3,
Skala tekanan gas asli ialah 1.95 juta Nm3/d
2 juta pakej pemulihan hidrokarbon ringan
(27) Loji penulenan gas asli yang menyokong peranti penghabluran penyejatan
Pelanggan: Chuanzhong Gas Mine, CPECC Lokasi penggunaan: Moxi Purification Plant, Gaomo Purification Plant Kadar aliran: 300×104Nm3/d 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 dari blok Lian21 dan Lian4 di Fushan Oilfield, Hainan. Pada peringkat awal dan pertengahan ujian perintis, gas yang dihasilkan daripada dua blok di stesen perhimpunan dan pengangkutan Bailian diasingkan terlebih dahulu daripada minyak dan gas, dan kemudian dikeringkan dan dihidratkan melalui gelincir dehidrasi penapis molekul. Kemudian, ia diberi tekanan kepada 14-22MPa oleh pemampat gas dan disuntik di bawah tanah.
Pelanggan: CNPC Hainan Fushan Oilfield tinggi CO2 semulajadi
Kapasiti pemprosesan: 14~29×104m3/h
Tekanan kerja: 3.25~3.65MPa (G)
Suhu pengambilan: 15-30 ℃
Tekanan reka bentuk: 4MPa
(29) Dehidrasi ayak molekul dan peranti penyingkiran de-hidrokarbon
Kami menggunakan proses gabungan pembekuan gas asli dan peranti dehidrasi penapis molekul. Skala reka bentuk ialah 1.5×104m3/d, 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: PetroChina Gong108X Well
1) Keadaan salur masuk gas asli suapan: kadar aliran: 1.5×104m3/d,
Tekanan: 1.6-2.5mpa. G,
Suhu: 5-39 ℃
2) Keadaan gas produk: kadar aliran: 0.7~1.5 × 104m3/d
Tekanan: 1.5~2.4mpa. G
Suhu: 29 ℃
30）Pengeluaran hidrogen daripada gas asli
Unit pengeluaran hidrogen 250Nm3/j ialah projek pertama yang kami bekerjasama dengan CNOOC Southwest Chemical Institute untuk pengeluaran hidrogen gas asli; Projek ini terletak di Foshan, Guangdong.
