1.100×104m3/d skrensmontert avkarboniseringsanlegg for CNPC
Prosjektet er en modell av høykarbonbehandling av naturgass, og er også modellen til Daqing oljefelt som først implementerte modulskinnemontert, designet og kjøpt på ett år, og produsert og satt i drift i Nordøst-Kina.
Det er også vår utforskning for å fremme EPC-prosjektet, og vil også være et viktig vendepunkt for selskapet å koble en kobling mellom det foregående og det følgende i EPC-ingeniørprosjektet.
2. 300×104m3/d avsvovlingsslipmontert anlegg for CNPC
Naturgassen, etter flash-fordampning fra MDEA-rik væske, fjernes H2S ved hjelp av survannseparator, og den separerte MDEA-løsningen pumpes også til avsvovlingstårnet.
Den rike TEG-løsningen som brukes i dehydreringstårnet går inn i destillasjonstårnet, flash-fordampningstanken og filteret og varmes opp og regenereres til mager TEG-løsning. Deretter pumpes den til dehydreringstårnet for sirkulerende dehydrering.
Etter at H2S-gassen separert av syrevannseparatoren er injisert inn i syregasslagringstanken, forvarmes den av reaksjonsovnen, reagerer med luften som suges inn av luftkompressoren for å generere SO2.
SO2 reagerer med gjenværende H2S (Claus-reaksjon) for å generere elementært svovel, som deretter avkjøles for å oppnå svovel.
Mategass, etter at dens faste og flytende urenheter er fjernet gjennom separator og filterseparator, kommer inn i flottørventiltårnet for avsvovling, et tårn som bruker MDEA-løsning som avsvovlingsmiddel.
Gassen fra toppen av flottørventiltårnet går gjennom våtrenseskilleren for å fjerne en liten mengde MDEA-væske som er med i gassen, og deretter kommer den våte naturgassen inn i dehydreringstårnet for å dehydrere gjennom TEG.
Endelig eksporteres den tørre naturgassen fra dehydreringstårnet som kvalifisert kommersiell gass.
Den rike MDEA-væsken i avsvovlingstårnet hurtigfordampes for å fjerne hydrokarboner og gå inn i filteret for filtrering. Etter det kommer 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 104Nm3/d LNG flytende prosjekt
Byggeplass: Lushan County, Ya'an City, Sichuan-provinsen, Kina.
De viktigste tekniske parameterne:
1. Behandlingsevne
Input naturgass: 10X 104Nm³/d
Flytende utgang: 9,53 X 104Nm³/d
Luft ut sur gass: ~1635Nm³/d
2. LNG-produktspesifikasjoner:
LNG-utgang: 68t/d (161m³/d); tilsvarende gassfase 9,53X 104Nm³/d
Temperatur: -161,4 ℃
Lagringstrykk: 15KPa
4. 150-300×104m3/d TEG dehydreringsanlegg for CNPC
Vårt firma konstruerte Wei 202 og 204 TEG dehydreringsanlegg med behandlingskapasitet på 300×104 m3/d og Ning 201 TEG dehydreringsanleggprosjekt med behandlingskapasitet på 150×104 m3/d.
TEG-dehydreringsanlegg-prosessen brukes vanligvis til å behandle svovelfri naturgass eller renset gass fra alkoholamin-prosessens avsvovlingsanlegg. TEG dehydreringsenhet er hovedsakelig sammensatt av absorpsjonssystem og regenereringssystem. Kjerneutstyret i prosessen er absorpsjonstårn. Dehydreringsprosessen av naturgass fullføres i absorpsjonstårnet, og regenereringstårnet fullfører regenereringen av TEG-rik væske.
Den tilførte naturgassen kommer inn fra bunnen av absorpsjonstårnet, og kommer i motstrøm i kontakt med den magre TEG-væsken som kommer inn fra toppen og inn i tårnet, deretter forlater den dehydrerte naturgassen fra toppen av absorpsjonstårnet, og den TEG-rike væsken slippes ut fra bunnen av tårnet.
Etterpå kommer den TEG-rike væsken inn i flashtanken for å flashe ut de oppløste hydrokarbongassene som mulig, etter å ha blitt varmet opp gjennom utløpsrøret til kondensatoren på toppen av regenereringstårnet. Væskefasen som forlater flashtanken strømmer inn i den magre væskevarmeveksleren 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 selv om det varmes opp under lavt trykk og høy temperatur. Den regenererte TEG magre væsken kjøles av den magre væskevarmeveksleren og pumpes inn i toppen av absorpsjonstårnet av glykolpumpen for resirkulering.
5. 30×104m3/d molecular sieve dehydrering anlegg 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: 4MPa
Mategassen til dette prosjektet er naturgassen med høyt CO2-innhold fra Lian 21-blokken og Lian 4-blokken i Fushan oljefelt, Hainan-provinsen. I det tidlige og midtre stadiet av pilottesten ble den produserte gassen fra de to blokkene først gjort olje-gass-separasjon i Bailian gassoppsamlingsstasjon, deretter ble den tørket og dehydrert ved molekylsikt dehydrering, og ble deretter satt under trykk til 14 til 22 MPa av gassinjeksjonskompressor og injisert i bakken.
6. 100×104m3/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 flytende LNG-forgassingsskip (lagrings- og regassifiseringsenhet) nær FOTCO Wharf.
En ny gasslossebrygge og rørledning vil bli bygget for å transportere den regassifiserte naturgassen fra det flytende LNG-forgassingsskipet til tilkoblingspunktet til SSGC, som er praktisk for levering til brukere i fremtiden.
Byggeplass: Pakistans nest største havn, Rath Qasim havn. Det ligger i de nedre delene av Fitigli-elven, en gren av vestsiden av Indus-elvedeltaet sør i landet. Den nordvestlige delen er omtrent 13 nautiske mil unna Karachi. Det er den nest største havnebyen i Pakistan. Det tjener hovedsakelig for Karachi stålverk og innenlandske import- og eksportvarer, for å redusere presset på Karachi Port.
Behandlingskapasitet: 50 ~ 750 MMSCFD.
Designtrykk: 1450 PSIG
Driftstrykk: 943 ~ 1305 PSIG
Designtemperatur: -30 ~ 50 °C
Driftstemperatur: 20 ~ 26°C
7. 50×104m3/d LNG-væskeanlegg i Datong by, Shanxi-provinsen
Shanxi Datong LNG-prosjektet er et av nøkkelprosjektene for ny energi i Shanxi-provinsen og er et nøkkelprosjekt for gassifiseringsfremme i Shanxi-provinsen. Når prosjektet er fullført, vil produksjonen nå
Som et av toppreservesentrene til Shanxi LNG, vil produksjonen nå 50x104 m3/d.
Prosjektet vil bygge et 50×104 m3/d naturgass flytendegjøringsprosjekt og støtteanlegg og en 10000 m3 LNG fullkapasitetstank. Hovedprosessenhetene inkluderer trykksetting av mategass, avkarboniseringsenhet, dekarboniseringsenhet, dehydreringsenhet, fjerning av kvikksølv og vektfjerning, hydrokarbonenhet, flytende enhet, lagring av kjølemiddel, trykksetting av hurtigdamp, LNG-tankfarm og lasteanlegg.
8. 30×104m3/d avsvovlingsanlegg for CNPC
Støtteprosjektet til sklimontert avsvovlingsanlegg for marine gassbrønner i Vest-Sichuan-provinsen, naturgassbehandlingssklir, er det første prosjektet som selskapet vårt 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 brønn, inkludert naturgassbehandlingsskli, svovelgjenvinning og støping, offentlig ingeniørarbeid og andre enheter.
9.Ganquan Fengyuan 10X 104Nm3/d LNG flytende enhet
Byggeplass: Ganquan, Yan'an City, Shanxi-provinsen, Kina.
De viktigste tekniske parameterne:
1. Behandlingsevne
Innløp naturgass: 10X 104Nm³/d
Flytende produksjon: 9,48 X 104Nm³/d (i lagertank)
Luft ut sur gass: ~5273Nm³/d
2. LNG-produktspesifikasjon:
LNG-utgang: 68,52 t/d (160,9 m³/d) ; tilsvarende gassfase 9,48X 104Nm³/d
Temperatur: -160,7 ℃
Lagringstrykk: 0,2MPa.g
10. 600×104m3/d halegassbehandlingsanlegg for CNPC
Prosjektet er en halegassbehandlingsenhet med en designkapasitet på 600 × 104 m3/d i CNPC Gaomo renseanlegg. Den brukes hovedsakelig til å behandle Claus-halegass fra svovelgjenvinningsenheten, samt flytende svovelavfallsgass fra svovelgjenvinningsenheten og TEG-avgass fra dehydreringsenheten. Utformingsbehandlingskapasiteten til enheten er tilpasset til svovelgjenvinningsenhet og dehydreringsenhet. Anlegget tar i bruk CANSOLV-prosessen godkjent av Shell-selskapet, og restgassen etter behandling kan nå SO2-utslippsstandarden på 400mg/Nm3 (tørr basis, 3vol% SO2).
11. 600×104m3/d fordampningskrystalliseringsanlegg for CNPC
Anlegget bruker multi-effektiv fordampnings- og kondenseringsmetode for å behandle saltvann. Det produserte vannet behandlet med fordampningskrystalliseringsenhet 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 rensekapasiteten til anlegget er 300 m3/d. Den årlige produksjonstiden er 8000 timer.
Den multi-effektive fordampningen er tatt i bruk for å realisere trinnvis utnyttelse av energi, og energisparingseffekten er åpenbar.
Spillvarmen til hele systemet er fullt utnyttet. Fordampningskrystalliseringsenheten trenger bare en liten mengde høykvalitets varmeenergi for å realisere nullutslipp av kloakk fra naturgassrenseanlegg.
Behandlingseffekten er god, og det behandlede vannet kan oppfylle standarden for sirkulerende vann, så det kan brukes som etterfyllingsvann 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 flytende enhet
De viktigste tekniske parameterne:
1. Behandlingsevne
Input naturgass: 10X 104Nm³/d
Flytende produksjon: 9,9X 104Nm³/d (i lagertank)
Luft ut sur gass: ~850Nm³/d
2. LNG-produktspesifikasjon:
LNG-utgang: 74,5t/d (169,5m³/d) ; tilsvarende gassfase 9,9X 104Nm³/d
Temperatur: -160,6 ℃
Lagringstrykk: 0,2MPa.g
13. 30×104m3/d LNG flytende anlegg i Cangxi by
Investert av Cangxi Datong Natural Gas Investment Co., Ltd. Med 170 millioner yuan, vil prosjektet bygge 300×104 m3/d LNG flytendegjøringsprosjekt og støtteanlegg og en 5000 m3 LNG fullkapasitetstank.
MRC-kjøleprosess er tatt i bruk, og hovedprosessanleggene inkluderer råvaregasstrykkenhet, avkolningsenhet og dehydreringsenhet, kvikksølvfjerningsenhet og tunghydrokarbonfjerningsenhet, flytendegjøringsenhet, kjølemiddellagring, flashdamptrykksetting,
LNG-tanksone og lasteanlegg.
Kapasitet: 30×104 m3/d
Arbeidstrykk: 5,0 MPa (g)
Designtrykk: 5,5 MPa (g)
Lagringstank: 5000m3 full kapasitet tank
Lagringstemperatur: -162°C
Lagringstrykk: 15KPa
14. 20×104m3/d LNG-anlegg for Xinjiang Luhuan Energy Ltd, Xinjiang
Hovedprosessenhetene inkluderer trykksetting av mategass, avkarboniseringsenhet, dehydreringsenhet, enhet for fjerning av kvikksølv og tunge hydrokarboner, flytende enhet, lagring av kjølemedier, hurtigtrykksetting av damp, LNG-tankområde og lasteanlegg. Mategassen er rørgass på 200.000 m3/ dag, og lagertanken er 2000 m3tank med ett volum.
De viktigste tekniske parameterne:
1. Behandlingskapasitet
Mate naturgass: 22x104Nm³/d
Flytende utgang: 20x104Nm³/d
Vent syregass: 1152 Nm ³/d
Utlufting av nitrogen: 14210 Nm ³/d
2. LNG-produktspesifikasjon:
LNG-utgang: 150 t/d (340 Nm ³/d)
Lagringstrykk: 0,2 Mpa.g
（15）4 millioner Nm3 avsuringspakke i Yanchang Oilfield
Yangqiaopan renseanlegg, med totalt 2 tog 4 millioner Nm3/d avsurings- og dehydreringsenhet.
Det er totalt 17 enkeltbygg, med et rørgalleri på ca 1600m og en stålplattform på 1260m2.
Driftstrykk for rågass: 4,9 MPa DN350
（16）500.000Nm3 svovelgjenvinningsenhet og halegassbehandlingsprosjekt
Prosessen med Claus fleksibel splittet svovelgjenvinning, delvis oksidasjon + termisk forbrenning + avsvovling av alkalisk røykgass er tatt i bruk.
Prosjektnavn: Avsvovlingsstasjon for Leisi Gas Reservoir Capacity Construction Project i Xinchang gassfelt
Sted: Deyang City, Sichuan-provinsen
Konstruksjonsenhet: Southwest Oil and Gas Branch of China Petroleum and Chemical Corporation (SINO PEC)
（17）500.000Nm3 svovelgjenvinning og halegassbehandlingspakke
500 000 Nm3 svovelgjenvinning og halegassbehandlingspakke
500 000 Nm3 svovelgjenvinning og halegassbehandlingspakke
（18）40000Nm3/d tilknyttet gassavsvovlingsenhet
Behandlingskapasitet: 40000 Nm3/dag
Prosess: Kompleks jernavsvovling
Den årlige driftstimen er beregnet til 8000 timer.
Produktforslag
1) Tilhørende gassutløp H2S ≤ 20 mg/m3 (14 ppm);
2) Det fjernede H2S når det utvinnbare svovelelementet i skum;
（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 halegassbehandlingspakke
1. Konstruksjonsskala:
1 sett med 300 millioner Nm3/d halegassbehandlingsenhet brukes hovedsakelig til å behandle Claus halegass fra svovelgjenvinningsenheten.
Inkludert oksidasjonsenhet (avgassforbrenning og spillvarmegjenvinningssystem), CANSOLV forvasksystem, CANSOLV absorpsjonsrenseenhet (inkludert absorpsjonsseksjon, regenereringsseksjon og aminrensingsseksjon).
2. Byggeplassen er Zhongzhou Town, Zhongxian County, Chongqing City.
300 millioner Nm3/d halegassbehandlingspakke
（21）120 millioner Nm3/d halegassbehandlingspakke
Prosjekt: Jiulongshan naturgassrenseanlegg
Designskala: 120 Nm3/d halegassbehandlingsenhet brukes hovedsakelig til å behandle Claus-halegassen til svovelgjenvinningsenheten, samt flytende svovelavfallsgass fra svovelgjenvinningsenheten og TEG-avgassen fra dehydreringsenheten.
Etter behandling kan halegassen nå 400mg/Nm3.
Den årlige produksjonstiden til enheten er 8000 timer,
Driftsfleksibilitet: 50 % -120 %.
Behandlingskapasitet:
Claus eksosgass er 48,8132 kmol/t,
TEG eksosgass er 2,2197 kmol/t,
Avgass fra bassenget med flytende svovel er 0,7682 kmol/t.
120 millioner Nm3/d halegassbehandlingspakke
（22）13,8 millioner TEG-dehydreringsenhet
Prosjekt: Tongluoxia Gas Storage Construction Project
EP-entreprenør: Tianjin Branch of China National Petroleum Pipeline Engineering Co., Ltd
TEG dehydreringsenhet:
Behandlingskapasitet 13,8 millioner kubikkmeter/døgn
Designtrykk/designtemperatur: 10MPa/55 ℃
Arbeidsforhold: 3,6 ~ 7,0 MPa/15 ~ 34 ℃
（23）400 000 Nm3/d TEG-dehydreringsenhet
Prosjektnavn: Surface Engineering for Single Well Trial Produksjon av Ross 2 Well
Prosjektsted: Pishan County, Hotan Prefecture, Xinjiang Uygur autonome region
Konstruksjonsskala: Gassbehandlingskapasiteten er 400 000m3/d.
Den overordnede sklimonterte naturgass TEG-dehydreringsenheten,
Dehydreringen av dette prosjektet brukes til å behandle naturgass under svovelholdige forhold
（23）400 000 Nm3/d TEG-dehydreringsenhet
（24）3 millioner Nm3/d TEG-dehydreringsenhet
Prosjektnavn: Gassinnsamlings- og dehydreringsstasjonsprosjekt i Heshen 4 blokk av Hechuan gassfelt
Prosjektsted: Wusheng County, 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: Renset gasstrykk 6,5 ~ 7,9 MPa (g), Vannduggpunkt ≤ -5 ℃.
Vi leverte TEG-dehydreringsenheten for prosjektene nedenfor
Wei 202 Triethylene Glycol Dehydration Unit Project (med en prosesskapasitet på 3 millioner kubikkmeter/dag)
Wei 204 Triethylene Glycol Dehydration Unit Project (med en prosesskapasitet på 3 millioner kubikkmeter/dag)
Ning201 Triethylene Glycol Dehydration Unit Project (med en prosesskapasitet på 1,5 millioner kubikkmeter/dag)
（25）12 millioner Nm3/d LPG- og NGL-gjenvinningspakke
Tre oljeutvinningsenheter er involvert, og totalt fire sett med originale stabile, lette hydrokarbon- og blandede hydrokarbonenheter er planlagt å bli bygget.
Byggeplassene ligger i Jingbian County og Wuqi County, Shanxi-provinsen.
Byggeplassene ligger i Jingbian County og Wuqi County, Shanxi-provinsen.
（26）2 millioner Lett hydrokarbonutvinningspakke
Prosjektnavn: Jiao 70 Natural Gas Dehydrocarbon and Capacity Enhancement Development Project
Prosjektnavn: Jiao 70 Natural Gas Dehydrocarbon and Capacity Enhancement Development Project
Konstruksjonsskala:
Naturgassbehandlingsskalaen er 1,95 millioner Nm3/d,
Den stabile lette hydrokarbonreserven er 200m3,
Skalaen for trykksetting av naturgass er 1,95 millioner Nm3/d
2 millioner Lett hydrokarbonutvinningspakke
(27) Renseanlegg for naturgass som støtter innretning for fordampningskrystallisering
Kunde: Chuanzhong Gas Mine, CPECC Brukssted: Moxi Purification Plant, Gaomo Purification Plant Nominell strømningshastighet: 300×104Nm3/d Byggstartdato: 5. april 2014 Fullføringsdato for prosjektstedet: 25. juli 2014.
(28) Dehydreringsenhet for gassmolekylsikt
Rågassen for dette prosjektet er naturgass med høy CO2 fra Lian21 og Lian4 blokker i Fushan Oilfield, Hainan. I de tidlige og midtre stadiene av pilottesten blir den produserte gassen fra de to blokkene i Bailian samle- og transportstasjon først separert fra olje og gass, og deretter tørket og dehydrert gjennom en molekylsikt-dehydreringsskinne. Deretter settes den under trykk til 14-22 MPa av en gasskompressor og injiseres under jorden.
Kunde: CNPC Hainan Fushan Oilfield høy CO2 naturlig
Behandlingskapasitet: 14~29×104m3/d
Arbeidstrykk: 3,25 ~ 3,65 MPa (G)
Inntakstemperatur: 15-30 ℃
Designtrykk: 4MPa
(29) Innretning for dehydrering av molekylsikt og fjerning av hydrokarboner
Vi bruker en kombinasjonsprosess med frysing av naturgass og dehydreringsanordning for molekylsikt. Designskalaen er 1,5×104m3/d, med et lastvariasjonsområde på 30%~100%. Etter dehydrering, når duggpunktet for naturgassvannet er satt under trykk til maksimalt trykk på 2,5 MPa i stasjonen, er det 5 ℃ eller mer lavere enn minimumstemperaturen for transportmiljøet (når molekylsikten aktiveres, kontrolleres vannduggpunktet ved -5 ℃).
Kunde: PetroChina Gong108X Well
1) Innløpsforhold for innmating av naturgass: strømningshastighet: 1,5×104m3/d,
Trykk: 1,6-2,5 mpa. G,
Temperatur: 5-39 ℃
2) Produktgassforhold: strømningshastighet: 0,7~1,5 × 104m3/d
Trykk: 1,5~2,4mpa. G
Temperatur: 29 ℃
30) Hydrogenproduksjon fra naturgass
250Nm3/h hydrogenproduksjonsenhet er det første prosjektet vi har samarbeidet med CNOOC Southwest Chemical Institute om for naturgass-hydrogenproduksjon; Prosjektet er lokalisert i Foshan, Guangdong.
