㈠ 您好！我是石油大学的大四生，现在正准备毕业设计，选题是关于边缘分散液化天然气工艺的，望老师指教！！
天然气液化循环
迄今为止,在天然气液化技术领域中成熟的液
化工艺有[5 ] : (1) 阶式制冷循环; (2) 混合制冷剂制
冷循环,包括闭式、开式、丙烷预冷、CII ; (3) 膨胀机
制冷循环,包括天然气膨胀、氮气膨胀、氮- 甲烷膨
胀等。
311 阶式制冷循环
阶式制冷循环又称级联式制冷循环,是用丙烷
(或丙烯) 、乙烷(或乙烯) 、甲烷等纯烃制冷剂的3
个制冷循环阶组成,通过制冷剂液体的蒸发,逐级
提供天然气液化所需的冷量,制冷温度梯度分别为
- 30 ℃、- 90 ℃及- 150 ℃左右。净化后的原料天然
气在3 个制冷循环的冷却器中逐级冷却、冷凝、液
化并过冷,经节流降压后获得低温常压液态天然气
产品,送到储罐储存。典型的阶梯式制冷循环流程
图如下图所示:
图3 典型的阶梯式制冷循环
阶式液化循环能耗最小,在目前天然气液化循
环中效率最高,所需换热面积小(相对于混合制冷
剂循环) ,且制冷循环与天然气液化系统各自独立,
相互影响少、操作稳定、适应性强、技术成熟。其缺
点是流程复杂、机组多,至少要有3 台压缩机,要有
生产和储存各种制冷剂的设备,各制冷循环系统不
允许相互渗漏,管线及控制系统复杂,管理维修不
方便,对制冷剂的纯度要求严格。阶式循环最适用
于大型装置。通过优化机器的选择,阶式循环可以
与在基本负荷混合制冷剂厂中占主导地位的带预
冷的混合制冷剂循环相竞争。
Phillips 公司对传统的阶式循环进行了优化。
Phillips 优化的阶式循环具有稳定的可靠性,因为在
设计中考虑下列四个因素:
(1) 单一组分的制冷济;
(2) 用铜焊接的铝换热器;
(3) “two - trains - in - one”流程;
(4) 适当的服务设施
该工艺显著的一点是采用“two - trains - in -
one”流程,流程中采用了两组并联的压缩机组,每
一个压缩机组有独立的驱动设备。这种结构使得
流程的操作具有很大的灵活性,可以方便的进行压
缩机组或驱动装置的维修,当原料气的进气量波动
很大时仍能保持很高的效率,还可以减少了备用的
驱动设备[6 ] 。
312 混合制冷剂制冷循环
混合制冷剂(又称多组分制冷剂) 制冷循环是
采用N2 和C1 - C5 烃类混合物作为循环制冷剂。
与纯组分制冷剂不同的是,混合制冷剂产生的冷量
是在一个连续的温度范围之内,纯组分冷剂产生的
冷量是在一个固定的温度上。混合制冷剂的加热
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新疆石油天然气2006 年
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曲线可与被冷却介质的冷却曲线很好地匹配,有效
地增加了两者的一致性。
同阶式制冷循环相比,混合制冷液化循环具有
流程简单、机组少、投资费用低、对制冷剂的纯度要
求不高等优点。但单级混合制冷剂循环的能耗要
比阶式制冷循环高。因此,为了降低能耗,采用多
级混合制冷剂循环。国外技术人员对多级循环特
性的评价结果表明,随着级数的增加能耗将有所降
低,通过技术经济优化,采用三级混合制冷剂循环
较为合理,如图4 所示。
图4 典型的三级混合制冷剂循环
改进的多级混合制冷剂循环(MRC) 使用了小
型铝质板翅式换热器以减少功率消耗。多股流板
翅式换热器的温度驱动力小而且能量高度结合,所
以其热力学效率很高,这使热股流和冷股流的曲线
匹配得很好。在MRC 工艺的基础上又开发出来很
多带预冷的混合制冷剂制冷循环工艺,预冷方式有
丙烷预冷、混合工质预冷、利用氨吸收制冷来预冷
等。丙烷预冷是其中应用比较广泛的一种。APCI
公司的丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3PMRC) 广
泛应用预国外的大型的LNG工厂中。
313 膨胀机制冷循环
膨胀制冷循环是通过透平膨胀机进行等熵膨
胀而达到降温目的。
目前膨胀制冷采用的主要循环有以下三种:
(1) 天然气直接膨胀制冷。主要用于原料气有
压力能可利用、甲烷含量高的场合。其液化率主要
取决于膨胀比,膨胀比越大,液化率也越大。该循
环具有流程简单、设备紧凑、投资小、调节灵活、工
作可靠等优点。
(2) 氮膨胀制冷。它是直接膨胀制冷的一种变
型。其优点是对原料气组分变化有较大的适应性,
液化能力强、整个系统简单、操作方便;其缺点是能
耗比较高,比混合制冷剂循环高40 %左右。
(3) 氮气- 甲烷混合膨胀制冷。它是氮膨胀制
冷循环的一种改进,与混合制冷剂循环相比较,具
有流程简单、控制容易、启动时间短,比纯氮气膨胀
制冷节省10 % - 20 %的动力能耗。但是其设计复
杂,目前国内还没有成熟的经验。
膨胀机循环与阶式循环和混合制冷剂循环相
比其优点是,它能够较迅速和简单的启动和停工。
当预计生产中有较频繁的停工时,使用此循环是非
常重要的,例如在调峰厂。与阶式循环和混合制冷
剂循环相比,膨胀机循环的主要缺点是它的功率消
耗大。但是,循环的简易性可以弥补高的功率消
耗,尤其是在功率消耗不很重要的小型工厂。
我国第一座小型的液化天然气生产装置———
长庆陕北气田液化天然气示范工程中采用了天然
气膨胀制冷循环,取得了较好的效果。
4 天然气液化流程的选择
本文以新疆呼图壁、彩南、莫北、石西三个油气
田所产的天然气为例提出相应的天然气液化方案。
四个油气田天然气的参数如表2 所示:
表2 四个油气田中天然气的参数
油气田名称呼图壁彩南莫北
压力(MPa) 3 310～410 4
流量(104m3Pd) 150 24 80
气体体
积分数
( %)
C1 94147 88131 68197
C2 3128 4142 18124
C3 0157 2128 6165
C4～ C11 0147 2124 4147
N2 112 2137 0103
CO2 0 0137 1164
4. 1 原料气的净化
从表1 可以看出,原料气中的酸性气体组分很
少,且只含有CO2 。国外很多调峰型天然气液化工
厂中,原料气的处理是单独采用分子筛吸附的方
法,因为分子筛是根据物质分子的大小进行选择型
吸附的,可以同时脱除酸性气体和水分,也使得原
料气的净化流程简化。呼图壁、彩南、莫北三个油
气田天然气的产量不大,利用分子筛吸附能够满足
工艺要求。
412 液化工艺的选择
三种基本的天然气液化流程中,带膨胀机的液
化流程适用于处理量小,有压能可以利用的情况
下。陕北油田液化天然气示范工程采用天然气膨
胀制冷循环,取得较好的效果。建议对新疆这三处
油气田的天然气采用天然气膨胀制冷循环,在膨胀
制冷循环的基础上,可以采用氮气或丙烷预冷,减
少液化循环过程中的功率消耗。
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㈡ 我想知道天然气脱水工艺
含硫天然气中含有硫化氢、有机硫（硫醇类）、二氧化碳、饱和水以及其它杂质，因此需将其中的有害成分脱除，以满足工厂生产和民用商品气的使用要求。各国的商品天然气标准不尽相同，主要是需满足管道输送要求的烃露点和水露点，同时对天然气中硫化氢、硫醇、二氧化碳的最高含量和低燃烧值有要求。原料天然气组成和商品天然气的要求不同，所选择的天然气净化工艺技术方案也是不同的，本文将结合哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的天然气的组成和需输往国际管道中的产品天然气的要求，提出含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案的选择方法。
2 原料天然气条件
哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的油田伴生天然气主要条件为：
1）处理量600×104m3/d （标准状态为0℃，101.325kPa，以下同）；
2）压力为0.7MPa，为满足管输压力和净化工艺需要，经增压站升压后进装置压力为6.8MPa；
3）主要组成
组分
组成（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 商品天然气技术指标
该厂商品天然气将输往国际管道，需满足ОСТ51.40-93标准的要求，应达到的主要技术指标为：
1）出厂压力6.3MPa；
2）水露点≤ -20℃；
3）烃露点≤ -10℃；
4）硫化氢（H2S）≤7mg/m3；
5）硫醇硫（以硫计）≤16mg/m3；
6）低燃烧热值≥32.5MJ/m3。
4 工艺路线初步选择
根据原料天然气条件和商品天然气技术指标，工厂总工艺流程框图见图1。
油田伴生天然气经增压站增压后，至天然气脱硫脱水装置进行处理，需脱除天然气中绝大部分的H2S和RSH，以满足产品天然气中硫化氢和硫醇硫含量的技术指标；同时需脱除天然气中绝大部分的水，以满足产品天然气水露点的技术指标，同时为回收更多的液化气和轻油产品，脱水深度还需满足后续的轻烃回收装置所需的水露点≤-35℃的要求。而原料气中CO2的含量较低，为0.71%（mol），商品天然气的低燃烧热值≥32.5MJ/m3，可不考虑脱除。
经天然气脱硫脱水装置处理的干净化天然气经轻烃回收装置回收天然气中的轻烃（C3以上），生产液化气和轻油产品，并使商品天然气满足烃露点≤ -10℃的技术指标。
脱硫装置脱除的酸性气体，主要由H2S、RSH、CO2、H2O等组成，输往硫磺回收装置回收硫磺，经硫磺成型设施生产硫磺产品，硫磺回收装置尾气经尾气处理装置处理后经燃烧后排放大气。
本文以下部分主要讨论脱硫脱水装置如何选择合理的工艺技术方案，以使脱硫脱水装置的产品气中硫化氢、硫醇含量合格，水露点能满足商品天然气和后续的轻烃回收装置的要求。
5 脱水工艺方案的初步选择
通常采用的脱水工艺方法有溶剂脱水法和固体干燥剂吸附法。溶剂吸收法具有设备投资和操作费用较低的优点，较适合大流量高压天然气的脱水，其中应用最广泛的为三甘醇溶液脱水方法，但其脱水深度有限，露点降一般不超过45℃。而固体干燥剂吸附法脱水后的干气，露点可低于-50℃。
由于本方案脱水装置产品天然气要求水露点≤-35℃，溶剂脱水法难以达到因此需采用固体干燥剂脱水工艺，如分子筛脱水工艺。
6 脱硫脱硫醇工艺方案的初步选择
本方案需处理的伴生天然气中H2S含量为36g/m3，硫醇含量为500mg/m3，而且天然气处理量达到600×104m3/d，规模较大，目前国内单套脱硫装置最大处理能力仅为400×104m3/d。
通常采用的脱硫脱硫醇的方法有液体脱硫法和固定床层脱硫法。
如果采用单一的固定床层脱硫法，如分子筛脱硫脱硫醇工艺，根据本方案需处理的天然气的流量和含硫量，按10天切换再生一次计算，10天内需脱除的硫化氢量为2.16×106kg，约需要DN3000的分子筛脱硫塔500座，这显然是不可行的。
目前国内较为成熟可行的液体脱硫工艺方法为醇胺法，因为含硫天然气中同时存在硫醇，所以可选择砜胺法来脱除硫化氢和硫醇。该工艺方法较为成熟，可把天然气中的硫化氢脱除至≤7mg/m3，同时对天然气中硫醇的平均脱除率为75%，则产品天然气中的硫醇硫含量为125mg/m3，尚不能达到硫醇硫≤16mg/m3的技术指标，此时可采用固定床层脱硫醇工艺，如分子筛脱硫醇工艺来脱除天然气中剩余的硫醇。
本方案还可以采用碱洗脱硫醇工艺来脱除天然气中的硫醇，为减少生产过程中碱的耗量和产生的废碱量，前面的醇胺法脱硫装置需采用一乙醇胺工艺，以脱除天然气中的大部分硫化氢和二氧化碳。
7 脱硫脱水工艺方案的比选
由5和6所述，脱硫脱水工艺方案有以下两个较为可行的方案：
1）方案一：砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇
该方案工艺框图见图2，经增压站升压的含硫天然气进入砜胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和75%的硫醇，然后进入分子筛脱水脱硫醇装置脱除水分和剩余的硫醇，净化天然气经轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水脱硫醇装置的分子筛再生气需增压后再返回至砜胺法脱硫装置进行脱硫，是一个循环的流程。
2）方案二：一乙醇胺法脱硫+碱洗脱硫醇+分子筛脱水
该方案工艺框图见图3，经增压站增压的含硫天然气进入一乙醇胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和CO2，然后进入碱洗脱硫醇装置脱除几乎全部的的硫醇，脱除硫化物后的天然气进入分子筛脱水装置脱水，净化天然气输往轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水装置分子筛再生气需增压后返回脱水装置脱水，是一个循环的流程。
7.1 方案一工艺特点
1）砜胺法脱硫装置，采用环丁砜和甲基二乙醇胺水溶液作脱硫剂，溶液的主要组成包括甲基二乙醇胺、环丁砜和水，其重量百分比为45:40:15，兼有化学吸收和物理吸收两种作用，而且还能部分地脱除有机硫化物（对硫醇的平均脱除率达到75%以上），溶液中甲基二乙醇胺对H2S的吸收有较好的选择性，减少对CO2的吸收，大大降低了溶液循环量，减小了再生系统的设备如再生塔、贫富液换热器、溶液过滤器、酸气空冷器等的规格尺寸，从而减少了投资，同时减少了再生所需的蒸汽量和溶液冷却所需的循环水量，节能效果更加显著。
2）分子筛脱水脱硫醇装置是利用分子筛的吸附特性，有选择性地脱除天然气中的水和硫醇。与传统的碱洗工艺不一样的是，分子筛工艺能有选择性地脱除硫化氢和硫醇，但不脱除CO2，这样可以使外输的天然气量比采用碱洗工艺时要增加2×104m3/d。
分子筛脱水和脱硫醇采用的分子筛是不同的，应用不同的两个分子筛床层，一般布置在同一座吸附塔内。
7.2 方案二工艺特点
1）—乙醇胺法脱硫，为典型的化学吸收过程，此法只能脱除微量有机硫，对H2S和CO2几乎无选择性吸收，在吸收H2S的同
㈢ 天然气中如何提取混合轻烃具体的步骤及所用到的设备制冷的温度是哪些
天然气提取混烃的工艺：由油井采出的天然气经过初步油气水分离，然后进入压缩设备增压，然后天然气进入分子筛袭中脱水拍袭山，脱碳脱硫等净化工艺流程，达到设计参数后，进入换热设备预冷，再进入制冷设备，温度降至-20—40℃，此时物料为气液混合状态，然后再进入低温分离器进行气液分离，分离出的低温禅姿气体可充分利用其冷量对原料气进行预冷，低温混烃可进入脱乙烷塔进行分馏，然后进入液化气塔分馏出液化石油气与轻质油，产品进入产品罐。基本工艺流程就是这样，至于你说的具体参数根据你对产品的要求及工艺不同有区别，如果不需要液化气与轻质油，只要混烃的话，从低温分离出来的低温混烃进行复热后即可外销。
希望采纳，不明白可继续问。