A. 天然氣處理廠丙烷製冷壓縮機工作原理
帶丙烷預冷的混合製冷劑循環 (MRC)液化天然氣流程具有高效及流程相對簡單的優點 ,丙烷預冷循環首先預冷天然氣和混合製冷劑 ,然後由混合製冷劑循環進一步冷卻天然氣使其液化。
B. 天然氣液化過程，一般採用什麼工藝
液化是LNG生產的核心，目前成熟的天然氣液化流程主要有:級聯式液化流程、混合製冷劑液化流程、帶膨脹機的液化流程。
1.1 級聯式液化流程
級聯式(又稱復迭式、階式或串級製冷)天然氣液化流程，利用冷劑常壓下沸點不同，逐級降低製冷溫度達到天然氣液化的目的。常用的冷劑為水、丙烷、乙烯、甲烷。該液化流程由三級獨立的製冷循環組成，製冷劑分別為丙烷、乙烯、甲烷。每個製冷循環中均含有三個換熱器。第一級丙烷製冷循環為天然氣、乙烯和甲烷提供冷量;第二級乙烯製冷循環為天然氣和甲烷提供冷量;第三級甲烷製冷循環為天然氣提供冷量;通過9個換熱器的冷卻，天然氣的溫度逐步降低，直至液化如下圖所示。
C. 天然氣輕烴回收工藝都是由哪幾個部分組合而成
輕烴又稱為天然氣凝液（NGL），在組成上覆蓋C2~C6+，含有凝析油組分（C3~C5）。輕烴回收是指天然氣中高游比甲烷或乙烷更重的組分以液態形式回收的過程。
其目的一方面是為了控制天然氣的烴露點以達到商品氣兆念渣質量指標，避免氣液兩相流動；
另一方面，回收的液烴有很大的經濟價值，可直接用作燃料或進一步分離成乙烷、丙烷、丁烷或丙丁烷混合物（液化族悄氣）、輕油等，也可用作化工原料。
D. pdh工藝流程
介紹一種項目採用的丙烷脫氫裝置引進美國CB&I LUMMUS公司的CATOFIN丙烷脫氫制丙烯工藝，該工藝採用高效的鉻系催化劑和HGM材料；具有丙烷轉換率高、丙烯選擇性好、原料適應性強及裝置在線率高等優點，是目前丙烷脫氫制丙烯的先進技術之一。CATOFIN PDH工藝通過固定床反應器，在氧化鉻-氧化鋁催化劑上將丙烷轉換為丙烯。未轉化的丙烷將被分離並且循環利用，丙烯是唯一的主產品。PDH裝置規模大，PDH裝置操作條件比較復雜，導致設備規格大型化。設備大型化對設備設計、製造、檢驗等都會帶來很多不利問題。根據基礎設計開工報告可知，PDH裝置設備涉及反應器、塔器、容器、換熱器、壓縮機、透平、泵和過濾器等諸多類型。統計各設備的數量裝置大型設備就有199台，並且絕大多數為國外進口設備。根據PDH的工藝物料的特性，本裝置屬於甲類生產裝置，生產過程中涉及的主要物料為丙烷、丙烯、乙烯、裝置尾氣和天然氣。這些物料都屬於易燃、易爆的物質，乙烯、氫氣、共聚單體均屬甲類火災危險物質。這些物質一旦泄漏與空氣或氧化物接觸，形成爆炸混合氣體，極易引發火災爆炸事故。因此，火災、爆炸是本裝置的主要危險，防泄漏、防火、防爆是裝置安全生產工作的首先，新鮮丙烷進料與來自產品分離塔的循環丙烷以及脫油塔頂的丙烷混合後，送入進料汽化器。汽化後的原料氣被多個換熱器逐步加熱，
E. 我想知道天然氣脫水工藝
含硫天然氣中含有硫化氫、有機硫（硫醇類）、二氧化碳、飽和水以及其它雜質，因此需將其中的有害成分脫除，以滿足工廠生產和民用商品氣的使用要求。各國的商品天然氣標准不盡相同，主要是需滿足管道輸送要求的烴露點和水露點，同時對天然氣中硫化氫、硫醇、二氧化碳的最高含量和低燃燒值有要求。原料天然氣組成和商品天然氣的要求不同，所選擇的天然氣凈化工藝技術方案也是不同的，本文將結合哈薩克國某油氣處理廠處理的天然氣的組成和需輸往國際管道中的產品天然氣的要求，提出含硫天然氣脫硫脫水工藝技術方案的選擇方法。
2 原料天然氣條件
哈薩克國某油氣處理廠處理的油田伴生天然氣主要條件為：
1）處理量600×104m3/d （標准狀態為0℃，101.325kPa，以下同）；
2）壓力為0.7MPa，為滿足管輸壓力和凈化工藝需要，經增壓站升壓後進裝置壓力為6.8MPa；
3）主要組成
組分
組成（mol%）
C1
75.17
C2
9.44
C3
7.21
C4
3.35
C5+
1.06
CO2
0.71
H2O
0.51
H2S
36g/m3
硫醇硫
500mg/m3 3 商品天然氣技術指標
該廠商品天然氣將輸往國際管道，需滿足ОСТ51.40-93標準的要求，應達到的主要技術指標為：
1）出廠壓力6.3MPa；
2）水露點≤ -20℃；
3）烴露點≤ -10℃；
4）硫化氫（H2S）≤7mg/m3；
5）硫醇硫（以硫計）≤16mg/m3；
6）低燃燒熱值≥32.5MJ/m3。
4 工藝路線初步選擇
根據原料天然氣條件和商品天然氣技術指標，工廠總工藝流程框圖見圖1。
油田伴生天然氣經增壓站增壓後，至天然氣脫硫脫水裝置進行處理，需脫除天然氣中絕大部分的H2S和RSH，以滿足產品天然氣中硫化氫和硫醇硫含量的技術指標；同時需脫除天然氣中絕大部分的水，以滿足產品天然氣水露點的技術指標，同時為回收更多的液化氣和輕油產品，脫水深度還需滿足後續的輕烴回收裝置所需的水露點≤-35℃的要求。而原料氣中CO2的含量較低，為0.71%（mol），商品天然氣的低燃燒熱值≥32.5MJ/m3，可不考慮脫除。
經天然氣脫硫脫水裝置處理的干凈化天然氣經輕烴回收裝置回收天然氣中的輕烴（C3以上），生產液化氣和輕油產品，並使商品天然氣滿足烴露點≤ -10℃的技術指標。
脫硫裝置脫除的酸性氣體，主要由H2S、RSH、CO2、H2O等組成，輸往硫磺回收裝置回收硫磺，經硫磺成型設施生產硫磺產品，硫磺回收裝置尾氣經尾氣處理裝置處理後經燃燒後排放大氣。
本文以下部分主要討論脫硫脫水裝置如何選擇合理的工藝技術方案，以使脫硫脫水裝置的產品氣中硫化氫、硫醇含量合格，水露點能滿足商品天然氣和後續的輕烴回收裝置的要求。
5 脫水工藝方案的初步選擇
通常採用的脫水工藝方法有溶劑脫水法和固體乾燥劑吸附法。溶劑吸收法具有設備投資和操作費用較低的優點，較適合大流量高壓天然氣的脫水，其中應用最廣泛的為三甘醇溶液脫水方法，但其脫水深度有限，露點降一般不超過45℃。而固體乾燥劑吸附法脫水後的干氣，露點可低於-50℃。
由於本方案脫水裝置產品天然氣要求水露點≤-35℃，溶劑脫水法難以達到因此需採用固體乾燥劑脫水工藝，如分子篩脫水工藝。
6 脫硫脫硫醇工藝方案的初步選擇
本方案需處理的伴生天然氣中H2S含量為36g/m3，硫醇含量為500mg/m3，而且天然氣處理量達到600×104m3/d，規模較大，目前國內單套脫硫裝置最大處理能力僅為400×104m3/d。
通常採用的脫硫脫硫醇的方法有液體脫硫法和固定床層脫硫法。
如果採用單一的固定床層脫硫法，如分子篩脫硫脫硫醇工藝，根據本方案需處理的天然氣的流量和含硫量，按10天切換再生一次計算，10天內需脫除的硫化氫量為2.16×106kg，約需要DN3000的分子篩脫硫塔500座，這顯然是不可行的。
目前國內較為成熟可行的液體脫硫工藝方法為醇胺法，因為含硫天然氣中同時存在硫醇，所以可選擇碸胺法來脫除硫化氫和硫醇。該工藝方法較為成熟，可把天然氣中的硫化氫脫除至≤7mg/m3，同時對天然氣中硫醇的平均脫除率為75%，則產品天然氣中的硫醇硫含量為125mg/m3，尚不能達到硫醇硫≤16mg/m3的技術指標，此時可採用固定床層脫硫醇工藝，如分子篩脫硫醇工藝來脫除天然氣中剩餘的硫醇。
本方案還可以採用鹼洗脫硫醇工藝來脫除天然氣中的硫醇，為減少生產過程中鹼的耗量和產生的廢鹼量，前面的醇胺法脫硫裝置需採用一乙醇胺工藝，以脫除天然氣中的大部分硫化氫和二氧化碳。
7 脫硫脫水工藝方案的比選
由5和6所述，脫硫脫水工藝方案有以下兩個較為可行的方案：
1）方案一：碸胺法脫硫+分子篩脫水脫硫醇
該方案工藝框圖見圖2，經增壓站升壓的含硫天然氣進入碸胺法脫硫裝置脫除幾乎全部的H2S和75%的硫醇，然後進入分子篩脫水脫硫醇裝置脫除水分和剩餘的硫醇，凈化天然氣經輕烴回收裝置回收液化氣和輕油產品。脫水脫硫醇裝置的分子篩再生氣需增壓後再返回至碸胺法脫硫裝置進行脫硫，是一個循環的流程。
2）方案二：一乙醇胺法脫硫+鹼洗脫硫醇+分子篩脫水
該方案工藝框圖見圖3，經增壓站增壓的含硫天然氣進入一乙醇胺法脫硫裝置脫除幾乎全部的H2S和CO2，然後進入鹼洗脫硫醇裝置脫除幾乎全部的的硫醇，脫除硫化物後的天然氣進入分子篩脫水裝置脫水，凈化天然氣輸往輕烴回收裝置回收液化氣和輕油產品。脫水裝置分子篩再生氣需增壓後返回脫水裝置脫水，是一個循環的流程。
7.1 方案一工藝特點
1）碸胺法脫硫裝置，採用環丁碸和甲基二乙醇胺水溶液作脫硫劑，溶液的主要組成包括甲基二乙醇胺、環丁碸和水，其重量百分比為45:40:15，兼有化學吸收和物理吸收兩種作用，而且還能部分地脫除有機硫化物（對硫醇的平均脫除率達到75%以上），溶液中甲基二乙醇胺對H2S的吸收有較好的選擇性，減少對CO2的吸收，大大降低了溶液循環量，減小了再生系統的設備如再生塔、貧富液換熱器、溶液過濾器、酸氣空冷器等的規格尺寸，從而減少了投資，同時減少了再生所需的蒸汽量和溶液冷卻所需的循環水量，節能效果更加顯著。
2）分子篩脫水脫硫醇裝置是利用分子篩的吸附特性，有選擇性地脫除天然氣中的水和硫醇。與傳統的鹼洗工藝不一樣的是，分子篩工藝能有選擇性地脫除硫化氫和硫醇，但不脫除CO2，這樣可以使外輸的天然氣量比採用鹼洗工藝時要增加2×104m3/d。
分子篩脫水和脫硫醇採用的分子篩是不同的，應用不同的兩個分子篩床層，一般布置在同一座吸附塔內。
7.2 方案二工藝特點
1）—乙醇胺法脫硫，為典型的化學吸收過程，此法只能脫除微量有機硫，對H2S和CO2幾乎無選擇性吸收，在吸收H2S的同