天然气富气回收利用技术
气田富气回收工艺技术应用
关 键 词 富 气回收 增 压 节 能减排
０ 引 言
气 田天 然 气 经 加 热 节 流 、 压 、 离 等 工 艺 处 降 分 理 后 ， 品 除 包 括 干 气 和 稳 定 轻 烃 外 ， 有 部 分 不 产 还
组 分 ， 烃类 组 分易 堵 塞分 子筛 ， 脱水 效 果 变差 ， 且 使 需 定 期对 分子 筛 清理更 换 ； 再生 过程 耗 热高 。 因此 ， 工 艺 仅 适 用 于 气 量 小 （ 于 １× １ 该 低 ０ ｍ。 ｄ 、 。 Ｃ 以上 烃 类 组 分 含 量 较 低 且 处 理 后 的 ／）Ｃ 及 。 富 气 能 就 近 利 用 的 情 况 ， 则 液 烃 析 出影 响 回 收 否
１ ２玛 河 、 拉 美 丽 气 田富 气增 压 处 理 工 艺 ． 克
玛 河和 克拉 美 丽 气 田天 然 气 处 理 装 置 单 套 设 计 处 理能 力均 为 １ ０×１ ｍ。 ｄ 采 用 两 套 并 行 运 行 。 ５ ０ ／， 天 然气 处理 均 采用 注 醇 防 冻 ， 流 膨 胀 制 冷 、 温 分 节 低 离 工艺 。凝 析 油 稳 定 采 用 换 热 闪 蒸 分 离 、 定 塔 稳 稳 定 ， 天然气 换 热 降 温后 储 存 、 车 外 运 。 富气 产 生 与 装 于凝 析 油稳 定过 程 中 ， 因富气 量 为 （ ～５ ×１ ／ ， ３ ） ０ｍ。 ｄ
利用 。
能直 接 回收 利 用 的气 体 。该 类 气 体 含 有 较 多 ｃ 及 。 Ｃ 以上 烃 类 组 分 ， 常 称 为 富 气 。 因 其 无 法 直 接 。 通 利 用 ， ０ ７年 以 前 ， 疆 油 田公 司 气 田天 然 气 处 理 ２０ 新
装 置 所 产 生 的 富 气 均 进 入 放 空 火 炬 燃 烧 ， 年 富பைடு நூலகம் 每
轻烃回收基本知识
轻烃回收基本知识1、天然气：主要由碳氢化合物组成的气体混合物，并含有少量的惰性气体。
主要成分：甲烷、乙烷、丙烷、正（异）丁烷、正（异）戊烷等烷烃，及少量的二氧化碳、氮气、硫化氢等。
2、富气：（湿气）甲烷含量在低于90%以上、丙烷以上成分含量大于10%以上的天然气，称为富气。
(通常指未处理的伴生气或原料气)3、干气：甲烷含量大于90%以上的天然气，成为干气。
(通常指轻烃装置处理后的外输气)4、轻烃回收：对伴生气经过加工处理，获得液体轻烃的过程。
5、原油稳定：对（未处理）原油进行加工脱出易挥发组分。
主要脱出溶解在原油中的戊烷以下的易挥发组分6、油田混合烃（液化石油气）：主要成分丙烷、正（异）丁烷。
（冬、夏季乙烷、戊烷含量有标准要求）7、轻质油：主要有戊烷以上成份组成液体混合物。
8、回收轻烃的手段：提高气体分离压力和降低气体分离温度。
（升压、降温）9、原油稳定回收轻烃的手段：本站采用降压（负压）、升温.（负压稳定）10、影响干燥器脱水效果的主要因素（1）天然气的温度和湿度（2）天然气的流动速度（3）吸附剂层的高度及再生的完善程度11、吸附剂使用后（反复再生）变劣的主要原因（1）吸附剂的表面被碳、聚合物、化合物所覆盖（2）由于半融熔是部分细孔破坏而消失（3）由于化学反应使结晶细粒遭到破坏。
12、吸附剂失效的危害造成天然气的露点升高，低温区形成水化物，使低温设备、管线冻堵，引起系统压力升高造成事故。
（丛压力差的大小判断分析并及时采取解冻处理）问题处理13、稳定气与伴生气的有效（回收）成分区别：一般稳定气比伴生气高3倍左右。
优先处理稳定气。
14、影响装置轻烃产量的因素（1）原料气中的有效成分（2）原料气量（3）分离压力、温度（4）脱乙烷塔（脱乙烷气的效果）（5）轻质油中的丁烷以下成分含量（液化气塔混合烃分离效果）15、轻烃装置增加轻烃产量的措施（1）优先处理稳定气（2）提高处理量（满负荷运行）（3）提高分离器压力、降低分离温度（4）降低脱乙烷气中的有效成分（5）减少轻质油中丁烷以下成分含量（切割效果）16、脱乙烷塔压高的原因（1）塔温高(2)脱乙烷气量少17、脱乙烷气的影响（1）易造成塔操作压升高(2)轻烃储罐压力高18、稳定装置增加轻烃产量的措施（1）提高稳定塔进料温度、降低塔压（2）提高原油稳定量（3）增加补气量(4)降低正负压冷凝器温度19、液化气塔压力建立不起来的原因：（1）塔底、顶温度场未建立起来（2）脱乙烷塔脱出气中丙烷多（3）回流量小及温度低（4）回流罐卸压阀内漏或失控。
轻烃回收基本知识
轻烃回收基本知识1、天然气：主要由碳氢化合物组成的气体混合物，并含有少量的惰性气体。
主要成分：甲烷、乙烷、丙烷、正（异）丁烷、正（异）戊烷等烷烃，及少量的二氧化碳、氮气、硫化氢等。
2、富气：（湿气）甲烷含量在低于90%以上、丙烷以上成分含量大于10%以上的天然气，称为富气。
(通常指未处理的伴生气或原料气)3、干气：甲烷含量大于90%以上的天然气，成为干气。
(通常指轻烃装置处理后的外输气)4、轻烃回收：对伴生气经过加工处理，获得液体轻烃的过程。
5、原油稳定：对（未处理）原油进行加工脱出易挥发组分。
主要脱出溶解在原油中的戊烷以下的易挥发组分6、油田混合烃（液化石油气）：主要成分丙烷、正（异）丁烷。
（冬、夏季乙烷、戊烷含量有标准要求）7、轻质油：主要有戊烷以上成份组成液体混合物。
8、回收轻烃的手段：提高气体分离压力和降低气体分离温度。
（升压、降温）9、原油稳定回收轻烃的手段：本站采用降压（负压）、升温.（负压稳定）10、影响干燥器脱水效果的主要因素（1）天然气的温度和湿度（2）天然气的流动速度（3）吸附剂层的高度及再生的完善程度11、吸附剂使用后（反复再生）变劣的主要原因（1）吸附剂的表面被碳、聚合物、化合物所覆盖（2）由于半融熔是部分细孔破坏而消失（3）由于化学反应使结晶细粒遭到破坏。
12、吸附剂失效的危害造成天然气的露点升高，低温区形成水化物，使低温设备、管线冻堵，引起系统压力升高造成事故。
（丛压力差的大小判断分析并及时采取解冻处理）问题处理13、稳定气与伴生气的有效（回收）成分区别：一般稳定气比伴生气高3倍左右。
优先处理稳定气。
14、影响装置轻烃产量的因素（1）原料气中的有效成分（2）原料气量（3）分离压力、温度（4）脱乙烷塔（脱乙烷气的效果）（5）轻质油中的丁烷以下成分含量（液化气塔混合烃分离效果）15、轻烃装置增加轻烃产量的措施（1）优先处理稳定气（2）提高处理量（满负荷运行）（3）提高分离器压力、降低分离温度（4）降低脱乙烷气中的有效成分（5）减少轻质油中丁烷以下成分含量（切割效果）16、脱乙烷塔压高的原因（1）塔温高(2)脱乙烷气量少17、脱乙烷气的影响（1）易造成塔操作压升高(2)轻烃储罐压力高18、稳定装置增加轻烃产量的措施（1）提高稳定塔进料温度、降低塔压（2）提高原油稳定量（3）增加补气量(4)降低正负压冷凝器温度19、液化气塔压力建立不起来的原因：（1）塔底、顶温度场未建立起来（2）脱乙烷塔脱出气中丙烷多（3）回流量小及温度低（4）回流罐卸压阀内漏或失控。
天然气轻烃回收工艺流程
轻烃回收工艺主要有三类：油吸收法；吸附法；冷凝分离法。
当前主要采用冷凝分离法实现轻烃回收。
1、吸附法利用固体吸附剂（如活性氧化铝和活性炭）对各种烃类吸附容量不同，而，将吸附床上的烃类脱附，经冷凝分离出所需的产品。
吸使天然气各组分得以分离的方法。
该法一般用于重烃含量不高的天然气和伴生气的加工办法，然后停止吸附，而通过少量的热气流附法具有工艺流程简单、投资少的优点，但它不能连续操作，而运行成本高，产品范围局限性大，因此应用不广泛。
2、油吸收法油吸收法是基于天然气中各组分在吸收油中的溶解度差异，而使不同的烃类得以分离。
根据操作温度的不同，油吸收法可分为常温吸收和低温吸收。
常温吸收多用于中小型装置，而低温吸收是在较高压力下，用通过外部冷冻装置冷却的吸收油与原料气直接接触，将天然气中的轻烃洗涤下来，然后在较低压力下将轻烃解吸出来，解吸后的贫油可循环使用，该法常用于大型天然气加工厂。
采用低温油吸收法C3 收率可达到（ 85～90%），C2 收率可达到（20～60%）。
油吸收法广泛应用于上世纪 60 年代中期，但由于其工艺流程复杂，投资和操作成本都较高，上世纪 70 年代后，己逐步被更合理的冷凝分离法所取代。
上世纪80 年代以后，我国新建的轻烃回收装置己较少采用油吸收法。
3、冷凝分离法（1）外加冷源法天然气冷凝分离所需要的冷量由独立设置的冷冻系统提供。
系统所提供冷量的大小与被分离的原料气无直接关系，故又可称为直接冷凝法。
根据被分离气体的压力、组分及分离的要求，选择不同的冷冻介质。
制冷循环可以是单级也可以是多级串联。
常用的制冷介质有氨、氟里昂、丙烷或乙烷等。
在我国，丙烷制冷工艺应用于轻烃回收装置还不到 10 年时间，但山于其制冷系数较大，制冷温度为（-35～-30℃），丙烷制冷剂可由轻烃回收装置自行生产，无刺激性气味，因此近儿年来，该项技术迅速推广，我国新建的外冷工艺天然气轻烃回收装置基本都采用丙烷制冷工艺，一些原设计为氨制冷工艺的老装置也在改造成丙烷制冷工艺。
天然气处理工艺和轻烃回收技术
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天然气处理工艺技术
原料气中不同组分C2、C3、C4、C5的液化率与温度的关系，总的趋 势是随着压力的增高和温度的降低，混合气中的各组分的液化率都得到 了提高。但是各单体烃液化速率不相同。而当温度为-20℃，压力大于 1.8MPa时，液化率增长幅度减小，并且乙烷（C2）的液化率较高 （≥76.2%）。C3+的液化率随着压力的升高和温度的降低而增加。同样， C3+的液化率在增加的同时，乙烷（C2）的液化率也随之提高，这不仅要 耗费更多的冷量来冷凝乙烷（C2），而且要耗费更多的热量将其从液烃 中分离出来。同时也要兼顾考虑回收装置不能在过高压力和过低温度下 运行这一重要因素。 因此，这就要求我们在实验分析和研究过程中，不能一味地追求理 论计算研究的理想状态。提出与现场目前分离最高条件（压力、温度控 制）和分离设备能力不相符的理想的“最优”条件。所以要求我们在分 析研究中提出多种可行性方案，并且进行分析对比，选择出合理的液烃 回收制冷方法。
3、如果对于要将气体回注地层以保持储层压力，提高油 气采收率时，需要尽可能地脱除Ｃ2＋。
16
天然气加工工程 天然气处理工艺技术 天然气轻烃回收工艺技术 硫化氢腐蚀原理与防护技术 天然气计量自动化
17
天然气轻烃回收工艺技术
1、概述 天然气的组成因油气田或层系不同而异。油田气、部分气田的 气井气含有较多的乙烷（C2H6，常简略为C2）、丙烷（C3）、丁烷 （C4）、戊烷及戊烷以上（C5+）的烃类，这些天然气称为“富气”。 富气中的这些烃类可以以液体产品的形式从天然气中加以回收，这 一过程称为天然气凝液（NGL）的回收，国内常称为轻烃回收。 2、轻烃回收的方法： 主要有油吸收法、吸附法和冷冻分离法。 冷冻分离法中，可使用的制冷方法有节流膨胀制冷、热分离机制冷、 透平膨胀机制冷、外加冷源制冷等。 冷冻分离法的典型工艺流程有三种类型：膨胀机制冷（或称为直接膨 胀制冷）、外加冷源制冷和混合制冷。混合制冷是前两者的综合。
高压天然气管道压力能的回收与利用
高压天然气管道压力能的回收与利用摘要：本文通过利用数学模型对天然气的压力能的回收与利用进行了能量研究分析。
对于高压天然气管道的压力能的回收和利用进行了可行性的方法，并介绍了压力能用于净化、制冷、发电等方面的经济作用，有效地提高的天然气管道的能源利用率。
关键词：高压天然气；管道压力能；回收与利用随着我国西气东输工作的快速发展，对于天然气的需求也是节节攀高，必然加速了我国天然气管道行业的迅猛发展。
当前我国天然气多数利用高压管道进行输送，在输送的过程中会造成大量的压力能源无形损失，假如科学合理的采取相应的措施对这些压力能进行回收利用，可以大大降低资源的浪费，使能源利用率得到提高，为天然气管道运营创造经济效益。
一、利用数学模型对高压天然气进行压力用分析目前我国所使用的天然气主要由甲烷、乙烷、丙烷等成分构成，其中甲烷是主要的气体成份，高压天然气通过节气阀时会体积膨胀致使压力及温度降低，如果通过科学的方法将这个过程中的压力能的变化做出准确的分析，可以为合理利用高压天然气压力能做出科学的指导。
天然气在经过节流地膨胀中产生的能量用是在某种压力下因为热不平衡从而造成的温度用与某种温度条件下力无法平衡所造成的压力用的和，即：天然气从正常温度降低到温度T的整个过程，温度用是：通过以上公式分析得知天然气是多种气体的混合物，在膨胀中的压利用和组分及压力有着密不可分的必然联系，因而需要利用真实气体的实际状态方程式（3）来做计算。
二、高压天然气管道压力能的回收与利用的能量分析假设甲烷是天然气的全部组成气体，正常温度是25摄氏度，简化公式（3）进行计算。
输出压力设为p2=0.1MPa,在输气压力p1不同时，我们可以在图1看到天然气的比压力用。
输气压力P1在分别是8、5、4M Pa时，天然气通过管道进入用户的比压力用如图2所示。
输气压力由5M帕下降到2.5M帕，天然气的比压力用是110.2千焦每千克。
由此可见他的压力能非常之大。
浅议放空天然气回收利用技术的发展趋势
浅议放空天然气回收利用技术的发展趋势【摘要】：本文首先介绍了我国主要油田放空天然气回收利用情况，然后分析了放空天然气回收利用技术现状，最后探讨了放空天然气回收利用技术的发展趋势【关键词】：放空天然气；回收利用技术；现状；发展趋势气田开发过程中，天然气放空不可避免，尽管放空的天然气都进行了点燃，对环境的污染降到了最低，但资源没有得到充分的利用，也存在着一定的安全隐患，合理回收利用放空天然气资源已成为当务之急。
1我国主要油田放空天然气回收利用情况目前，我国较为大型的油田有胜利油田、大港油田、大庆油田等，这些油田为我国提供了优质的石油能源与天然气资源，对我国社会建设与经济发展具有重要的促进作用。
在油田的经营管理过程中，不仅需要加强对石油生产的控制，同时，还需要对放空天然气的回收利用进行严格的监管。
这些油田明天放空的天然气量各不相等，其中以胜利油田放空天然气量最多。
在进行放空天然气的回收利用过程中，主要采用燃气发电、分子筛脱水、CNG压缩等措施，并伴有液化石油气、压缩天然气、轻烃化合物等产物出现，为相关工业用户提供可靠的燃料，另外，这些回收产物还可以用于发电，以便最大化地提高放空天然气的回收利用效率。
虽然，我国大部分油田已经将放空天然气的回收利用作为重要的工作对待，但是受到技术、资金等的限制，对放空天然气的回收利用效率还有待提高，需要相关技术人员创新思路，积极研究新型技术，以最大化提高放空天然气的回收利用效率。
2放空天然气回收利用技术现状目前，放空天然气回收利用技术主要包括以下几个方面：压缩天然气(CNG)、液化天然气(LNG)、吸附天然气(ANG)、水合物(NGH)、天然气发电（GTW）、溴化锂直燃机等。
2.1 CNG装卸技术根据气田天然气生产的特点和井场条件，在道路交通状况较好的情况下，采用CNG装卸技术回收放空天然气。
放空的天然气在井口经过处理后，用压缩机将其增压，再充装到CNG 罐车并拉运至卸气站，通过卸气工艺将压缩的天然气卸入已建集气管线，从而实现回收利用。
天然气轻烃回收工艺介绍
天然气轻烃回收工艺一．轻烃回收工艺从天然气中回收轻烃凝液经常采用的工艺包括油吸收法，吸附法，冷凝法。
国内外近20多年已建成的轻烃回收装置大多采用冷凝法。
冷凝法回收轻烃工艺就是利用天然气中各烃类组分冷凝温度的不同，在逐步降温过程中依次将沸点较高的烃类冷凝分离出来的方法。
该法的基点是在于：需要提供较低温位的冷量使原料气降温。
按制冷温度不同，又可分为浅冷分离和深冷分离工艺。
浅冷是以回收丙烷为主要目的，制冷温度一般在-15~-25℃左右，深冷则以回收乙烷为目的或要求丙烷收率大于90%。
制冷温度一般在-90~-100℃左右。
常用的制冷工艺主要有三种：①冷剂循环制冷工艺；②膨胀制冷工艺；③冷剂制冷与膨胀制冷的联合制冷工艺。
常用的原料气脱水工艺主要采用分子筛(3A或4A)脱水法和甘醇脱水法。
二．轻烃回收工艺选择1．选择依据含量及自身可利用的压力降大小等多方面因素来选择合适根据油气田中C2的制冷工艺。
根据原料气预冷温度要求的脱水深度及天然气组成等多方面因素来选择合适的天然气脱水工艺。
2．制冷工艺的选择① 冷剂制冷工艺冷剂制冷是利用某些物质（制冷工质）在低温下冷凝分离（如融化、汽化、升华）时的吸热效应产生的冷量。
在NGL(Natural Gas Liquids天然气凝液)回收中常用乙烷、丙烷、氨、氟里昂等由液体汽化吸热冷。
这就需要耗功，用压缩机将气体压缩升压，冷凝液化、蒸发吸热、产生冷量必须消耗热能。
冷剂制冷工艺流程比较复杂，投资较高，但稳定性比较好。
② 膨胀机制冷工艺膨胀机制冷是非常接近于等熵膨胀的过程，气体经过膨胀降压之后温度降低（可能有凝液产生）。
这部分气体与原料气换冷或通过别的途径放出冷量。
膨胀机制冷可以回收一部分功，一般匹配同轴压缩机。
膨胀机制冷工艺中的单级膨胀制冷理论上可达到深冷工艺要求的制冷温度，但对天然气轻烃回收量较大的装置，制冷量需求较大。
如采用单级膨胀制冷工艺，则天然气的压缩功会太大，能耗较高，并由于较高的原料气压力使操作稳定性降低。
浅析集气站放空天然气回收技术
浅析集气站放空天然气回收技术集气站放空天然气回收技术是一种利用天然气集气站放空中的天然气进行回收利用的技术。
这种技术不仅可以有效减少天然气的浪费，还可以减少对环境的污染，是一种环保节能的技术。
本文将对集气站放空天然气回收技术进行浅析，介绍其工作原理、应用范围和优点等方面的内容。
一、工作原理集气站放空天然气回收技术的工作原理主要包括天然气回收系统和压缩系统两部分。
在集气站放空过程中产生的天然气首先通过天然气回收系统进行收集，然后进入压缩系统进行压缩处理，最终可以重新利用。
压缩系统主要包括压缩机和相应的设备。
通过压缩机对收集到的天然气进行压缩处理，将其压缩成液态或者气态，并通过相应的管道输送到需要利用的地方，如工业企业、发电厂等。
二、应用范围集气站放空天然气回收技术主要适用于天然气集气站放空过程中产生的废气的回收利用。
天然气集气站是天然气输送和储存的重要设施，其中的压缩机、管道等设备在运行过程中会产生一定量的废气，而这些废气中含有大量的天然气成分，并且具有一定的能量价值，可以通过天然气回收技术进行回收利用。
集气站放空天然气回收技术还可以应用于其他需要回收废气的场合，如化工厂、炼油厂、钢铁企业等。
这些工业生产过程中也会产生大量的废气，其中也包含有一定比例的有价值的气体，通过回收利用技术可以节约资源、降低生产成本。
三、优点集气站放空天然气回收技术具有以下几点优点：1. 节约资源：通过回收利用集气站放空的天然气，可以节约能源资源的消耗，减少对环境的影响。
2. 减少污染：集气站放空产生的废气中含有大量的有害物质，通过回收利用技术可以减少对环境的污染。
3. 降低生产成本：通过回收利用技术可以减少对天然气的需求，降低生产成本，提高企业的竞争力。
4. 社会效益显著：集气站放空天然气回收技术的应用可以有效提升企业的社会责任感，为环保节能事业做出贡献。
四、存在的问题集气站放空天然气回收技术虽然有诸多优点，但也存在一些问题需要解决。
天然气制氢三废处理方案
天然气制氢三废处理方案是一个具有挑战性但又十分重要的课题。通过综合考虑技术、经济和环保等方面的因素，我们可以找到最佳的处理方法，并为实现可持续发展和环保目标作出贡献。
天然气制氢三废处理方案是一个具有挑战性但又十分重要的课题。通过综合考虑技术、经济和环保等方面的因素，我们可以找到最佳的处理方法，并为实现可持续发展和环保目标作出贡献。
（字数：762）一、背景介绍
近年来，随着环境问题的日益突出和对可再生能源需求的增加，天然气制氢作为一种清洁能源的替代品，受到了广泛关注。然而，在天然气制氢的过程中，会产生大量的废气、废水和废渣，给环境造成一定的污染和对资源的浪费。如何处理天然气制氢中的三废成为了一个废问题，我们可以采取如下的处理方案：
1. 废气处理方案：采用高效的气体处理设备，如催化剂反应器和吸附剂，对废气中的二氧化碳和其他有害气体进行捕集和转化，以减少对大气的排放。还可以考虑利用废气中的二氧化碳进行CCS（碳捕集与封存）技术，实现二氧化碳的长期储存。
2. 废水处理方案：采用先进的废水处理工艺，如生物处理、膜分离和化学沉淀等，将废水中的有机物和重金属离子进行有效去除和转化。另外，还可以探索废水的资源化利用，比如将废水用作农业灌溉水或者工业原料水等，实现废水的再利用。
针对这些问题，我们可以提出一些解决方案。废气处理可以采用气体吸收、湿式洗涤等技术来去除废气中的二氧化碳和其他杂质气体，以达到减少废气排放的目的。废水处理可以采用物理化学方法、生物处理等技术来净化废水，以达到回收再利用或安全排放的目的。废渣的处理可以通过回收利用其中有价值的物质，比如金属的回收利用以及碳黑的再利用等。
LNG冷能回收及综合利用技术
LNG冷能的基本概念
LNG：液化天 然气
冷能：液化天 然气在气化过 程中释放的能
量
回收技术：利 用LNG冷能， 将其转化为其 他形式的能源
综合利用：将 LNG冷能用于 多种领域，如 冷链物流、空
调系统等
LNG冷能回收的重要性
提高能源利用效率：LNG冷能回收技术能够充分利用LNG中的冷能，提高能源的整体利用效率。
03
LNG冷能回收技术原理及方法
LNG冷能回收原理
介绍LNG冷能回收技术的基本 原理
描述LNG冷能回收的方法和流 程
分析LNG冷能回收技术的优势 和局限性
探讨LNG冷能回收技术在不同 领域的应用前景
LNG冷能回收技术分类
直接利用技术： 将LNG冷能直 接转化为机械 能或电能，如 低温制冷、低
温发电等。
用于建筑物的供冷和供暖 用于建筑物的冷能储存和释放 用于建筑物的节能改造和绿色建筑 用于建筑物的空调系统优化和节能减排
LNG冷能在能源领域的应用
冷能发电：利用LNG冷能进行发电，提高能源利用效率。 工业制冷：利用LNG冷能进行工业制冷，降低生产成本。 空调制冷：利用LNG冷能进行空调制冷，提高居住舒适度。 冷冻物流：利用LNG冷能进行冷冻物流，保证食品新鲜安全。
中期阶段：随着技术的发展，开始出现LNG冷能回收利用的装置和系统， 用于发电、制取工业气体等。
当前阶段：LNG冷能回收技术已经相当成熟，广泛应用于多个领域，如冷 链物流、海水淡化、空气分离等。
未来展望：随着环保意识的提高和能源结构的转型，LNG冷能回收技术有 望在更广泛的领域得到应用，推动能源利用的可持续发展。
成功案例分析
介绍LNG冷能回 收及综合利用技 术在某个地区或 行业的成功应用 案例，包括项目 背景、实施过程、 技术方案、经济 效益等方面的详 细情况。
边缘井天然气回收技术研究及应用
边缘井天然气回收技术研究及应用摘要：在我国油气田生产中，受管道和压力等工艺技术条件的限制，许多边缘井的天然气均放空和焚烧。
由于是边缘井，设备用电不方便，对天然气回收工作也造成困难。
在能源紧张、油价居高不下的状况下，充分挖掘和回收利用边缘井、试采井的油气资源潜力，不仅能够避免能源的浪费和燃烧气体对大气的污染，还能取得可观的经济效益。
本文分析了边缘井天然气回收技术及应用。
关键词：边缘井天然气；回收技术；应用边缘井天然气由于受环境和工艺技术条件限制难以进集输系统,放空或燃烧天然气浪费了资源同时对大气造成污染,边缘井天然气回收技术研究及应用不仅可以增效降耗节能、保护环境,还能取得十分可观的经济效益。
一、边缘井天然气回收技术1.压缩机选型。
一是压缩机进气压力，排出压力，压缩机处理量的选择。
压缩机来气主要是多功能密闭储油罐，罐内承压一般设定在0.5Mpa 以下，所以压缩机进气不能太高，也不能太低。
太高可直接外输，太低容易把罐体抽扁，所以压缩机进气压力选择为0.1-0.3Mpa。
通过调查现场边缘井产气量在300-5000m3/d，考虑经济效益，压缩机处理量选定500- 5000m3/d。
二是压缩机的安装、冷却、气体净化。
整套设备体积小，既可安装在固定机房内，也可安装在移动设备上，便野外机动作业。
利用压缩机飞轮轮辐所产生的风直接给冷却器散热，无需另加风扇散热，减少能耗及噪声。
2.工艺选择。
轻烃回收方法主要有吸附法、油吸收法和冷凝分离法。
冷凝分离法是利用在一定压力下天然气中各组分的挥发度不同，将天然气冷却至露点温度以下，使其与甲烷、乙烷分离的过程。
冷凝分离法特点是在一定的压力下通过外界向天然气提供所需的冷量，使气体获得低温。
按照提供冷量的制冷系统不同，冷凝分离法可分为冷剂制冷法、直接膨胀制冷法和联合制冷法三种。
结合工业中应用较为广泛的三种制冷工艺，即丙烷制冷、膨胀机制冷和丙烷加膨胀机联合制冷工艺，按相同的组分和进气参数进行模拟计算对比。
天然气烟气余热回收技术分析综述
天然气烟气余热回收技术分析综述北京华源泰盟节能设备有限公司乔宇天然气供热方式最大的能耗损失是烟气排放的热量。
天然气燃烧后，烟气中含有大量的水蒸气,如果把排烟温度从90T降到0%,回收烟气中水蒸气的热量，天然气利用效率可以提升15%~20%。
"煤改气”作为京津冀地区治霾手段的应用，使得地区空气质量得到改善，但同时天然气作为供热燃料，其消耗量也大幅提高。
然而，与燃煤相比，天然气价格高且资源储备量小，燃烧后仍然有NOx 排放。
因此，进一步提高天然气的供热效率、降低NOx排放，用好天然气烟气余热回收技术是高效清洁供热的关键。
近年来，国内外对天然气烟气余热利用进行了大量研究，主要包括以下几类方法。
第一类方法是直接用热网回水或者冷空气回收烟气余热。
利用热网回水回收烟气余热，一般热网回水温度在50T左右，排烟温度不可能低于热网的回水温度，难以深度回收烟气潜热，这种方式还存在着传热面积大、酸性腐蚀等问题。
利用空气回收烟气余热的问题是空气侧没有发生相变，比热只有lkJ/(kg•K)左右，烟气进入冷凝段比热在5kJ/ (kg•K)〜6kJ/(kg•K)左右，两侧的热容不匹配，空气温升很大，烟气温度仍难以降低。
为了将排烟温度降得更低,可先让烟气与热网回水换热，再与空气换热。
这种组合方式可以较多回收烟气余热，但提高幅度有限。
综上所述，烟气排烟温度难以降低的原因是缺乏合理的冷媒与烟气换热。
在这类方法中，采用的冷凝换热器通常是间壁式换热器。
这部分的研究包括换热机理及模型研究、模拟和实验研究、换热器形式及优化、系统方案及经济性分析等。
然而，间壁式换热器存在金属换热面易腐蚀问题，并难以解决。
K.Finney等研究指出，为了减轻腐蚀，经过处理的换热器热阻会变大，导致面积和体积增大，成本提高。
第二类方法是利用热泵制造低温冷媒进行烟气余热回收。
专利提出利用吸收式热泵进行烟气余中国供热制冷官网17热回收，以高温烟气做驱动，从烟道尾部回收烟气 余热作为热泵的低位热源。
天然气处理工艺和轻烃回收技术
甲醛
MTBE
醋酸
氯甲烷
甲胺
MMA
DMT
醋酸乙烯
甲醇蛋白
乙烯
10
天然气加工工程
天然气处理工艺技术
天然气轻烃回收工艺技术
硫化氢腐蚀原理与防护技术
天然气计量自动化
11
天然气处理工艺技术
一、天然气脱水的主要原因
1、天然气会与其中所带的液体或水形成固体化合物，造成堵塞
阀门，设备甚至是整个管线。
2、造成腐蚀，特别是在CO2和H2S存在的情况下。
2、气体膨胀制冷（内冷）
20
天然气轻烃回收工艺技术
一、天然气处理站轻烃回收实验方法研究目的
为提高油气综合利用水平，进行天然气处理站轻烃回收实验方
法研究有十分重要的现实意义。凝析天然气和伴生气中含有大量的丙
烷及丙烷以上重烃组分，从中回收和合理利用这部分烃类资源，将提
高油气田开发的经济效益。
轻烃回收工艺目前广泛采用的是低温分离法或低温分离法与其
再根据天然气处理站的原料气处理量和液化气、轻质油的产量数据
，基于质量平衡计算得到了液烃回收率。
C3+回收率的计算公式如下：
Eij=mij
×n
ij/a
式中：Eij———— 一定条件下的C3+回收率，质量%；
mij———— 一定条件下的质量液化率，%；
nij———— 一定条件下冷凝出的液烃中的C3+含量，质量%；
伴随原油共生并与原油同时被采出的天然气。在地层中为油、气两
相。油田气中除甲、乙、丙、丁烷外，还含有戊、已烷，甚至C9、
C10组分。
2、按天然气烃类组成分类
(1)C5界定法——干、湿气的划分
①干气(dry gas)：指1Sm3(CHN)井口流出物中，C5以上烃液含量低于
天然气藏超临界CO2埋存及提高天然气采收率机理
天然气藏超临界CO2埋存及提高天然气采收率机理一、本文概述随着全球气候变化问题的日益严重，减少温室气体排放、实现低碳发展已成为全球共识。
作为一种重要的温室气体，二氧化碳（CO2）的减排和埋存技术受到广泛关注。
超临界CO2埋存技术作为一种新兴的碳减排策略，在地质碳储存和提高油气采收率方面显示出巨大的应用潜力。
本文旨在探讨天然气藏超临界CO2埋存及提高天然气采收率的机理，分析该技术在地质碳储存和提高油气采收率方面的应用前景，以期为我国的碳减排和油气资源开发提供理论支持和技术指导。
具体而言，本文首先介绍了超临界CO2的基本性质和特点，阐述了超临界CO2在天然气藏中的埋存过程及其影响因素。
在此基础上，分析了超临界CO2埋存对天然气藏物性的影响，包括天然气储层的渗透率、孔隙度和饱和度等。
进一步地，本文探讨了超临界CO2埋存提高天然气采收率的机理，包括超临界CO2的溶解作用、扩散作用以及其与天然气的置换作用等。
本文总结了超临界CO2埋存及提高天然气采收率技术的优势与挑战，并对未来的研究方向和应用前景进行了展望。
通过本文的研究，可以为超临界CO2埋存技术在地质碳储存和提高油气采收率方面的应用提供理论依据和技术指导，有助于推动我国碳减排和油气资源开发事业的可持续发展。
二、天然气藏超临界2埋存机理超临界CO2（ScCO2）埋存是一种新兴的碳捕获和储存（CCS）技术，该技术利用CO2在超临界状态下的特殊物理和化学性质，将其注入到地下天然气藏中，从而实现CO2的长期安全埋存和同时提高天然气的采收率。
超临界CO2埋存技术结合了环境效益和经济效益，对于减缓全球气候变化和提高能源利用效率具有重要意义。
溶解与扩散：超临界CO2在注入到天然气藏后，会与天然气藏中的烃类物质发生溶解和扩散作用。
由于超临界CO2的高密度和低粘度特性，它可以在天然气藏中迅速扩散，并与天然气中的烃类物质发生相互作用，从而实现CO2的埋存。
置换作用：超临界CO2在扩散过程中，可以通过置换作用将天然气藏中的烃类物质推出，从而提高天然气的采收率。
从富氢干气中回收氢气技术
组分
φ( H2) , % φ( C1) , % φ( C2) , % φ( C3) , % φ(i2C4) , % φ(n2C4) , % φ( C4neg) , % φ(i2C5) , % φ(n2C5) , % φ( H2O) , % φ( H2S) , % φ( HCl) , %
流量/ ( m3·h - 1)
FA2104 低分气 66. 08 15. 91 3. 76 3. 57 3. 06 1. 12 0. 06 1. 30 0. 13
5. 00
10143
DA2101 塔顶气 21. 62 21. 64 16. 09 16. 52 11. 55 3. 40
1. 07 0. 09
3. 2 特点 该工艺最大的特点是工艺的自动化控制水平较
高 。当某个吸收塔出现故障时 , 变压吸附专用软件 可自动切换到五塔 、四塔 、三塔进行操作 , 并且不影 响装置的处理能力 、氢气品质 , 仅氢气收率有所下 降 。在切换到三塔操作时 , 可分成两个系列单独检 修 。在真空泵发生故障时可自动切换至 VPSA 程序 继续生产 ,氢气收率虽有所下降 ,但提高了装置的可 靠性 。本装置的先进控制软件包可自动实现吸附时 间的优化和吸附压力自适应调节 , 保证产品的收率 和合格率达到最高 。
2002 年 ,扬子石化股份公司芳烃厂在清洁生产 审核工作中 ,针对节约原材料 、降低能耗 、减少废物 产生量 、提高产品收率的问题 ,对全厂生产装置进行 了物流分析 ,提出了从脱硫后的富氢干气中回收氢 气的高费方案 ,并加以实施 。该方案的实施 ,既达到 了减污目的 ,又提高了生产装置的科学管理水平 ,同 时也为企业创造了可观的经济效益和环境效益 。
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天然气富气回收利用技术柳海张锋刘成摘要：凝析气田开发需对凝析油进行稳定处理，所产生的富气含有大量C3、C4组分和水，由于这种富气不能直接作为燃料气利用而放空燃烧，造成资源浪费和环境污染。
针对这一问题，为了到达保护环境、降本增效的目的，以北疆地区盆5气田为试点，经过对增压再处理、脱水后做燃料气等方式比选，采用了“分子筛脱水法”对该天然气处理站的富气进行了回收利用，减少了气田燃料气的用量，减少了CO2排放量，为降低气田能耗、降低污染起到了重要作用。
关键词：分子筛富气回收利用研究应用新疆油田盆5气田自2003年7月建成投产，因气藏压力递减快，装置实际运行参数偏离了设计参数，导致脱乙烷塔塔顶富气不能回收利用，即浪费了能源，又污染环境。
为回收利用富气，增设了分子筛脱水橇。
在试运行过程中，发现在冬季气温较低的情况下，富气析出大量的液态烃，影响分子筛脱水效果。
为解决这一问题，在脱水橇前端增加了一台分离器，以改善脱水橇运行工况。
1 概况1.1 气田概况盆5气田为带边底水、带油环的岩性构造凝析气藏，含气面积21.9km2，探明天然气储量134.86×108m3，凝析油储量322.3×104t，设计采气速度4.34%。
开发初期盆5气藏天然气中凝析油含量为220g/ m3，根据开发方案设计，气藏采用衰竭式开采方式，稳产期8年。
盆5天然气处理站于2003年建成投产，设计天然气处理规模为150×104m3/d，凝液处理规模180t/d。
天然气采用节流制冷低温分离工艺，凝析油进行油水分离后进稳定塔稳定。
表1 盆5气藏天然气组分变化表表1数据显示：气藏天然气组分变化较大，与开发初期相比，目前组分中甲、乙烷含量由开发初期92.44％升高至目前的95.31％，丙、丁烷含量由开发初期 4.5％下降至目前的2.24％。
凝液稳定工艺:凝液稳定工艺系统由脱乙烷塔、脱丁烷塔、重沸器、塔顶冷凝器、液化气缓冲罐、液化气回流泵、液化气储罐等设备组成，生产流程如下图所示。
由于液化气组分含量较开发初期大幅降低，液化气生产系统不能生产出符合GB9052.1-1998《油气田液化石油气》技术要求的液化石油气，实际生产仅采用脱乙烷塔对凝析油进行稳定处理。
图2 液化气生产装置流程图脱乙烷塔塔顶富气组分复杂，既含水，又含有液化气及C5以上组分。
富气脱水、脱烃是富气回收利用技术研究需重点解决的问题。
表2 富气组分表2 富气回收利用技术比选富气回收可通过两种方法实现：增压回注系统和脱水利用。
增压回注是将富气增压至一定压力进入天然气处理系统、外输管网或者装车外运；脱水利用是将富气脱水处理后作为燃料或工业原料。
2.1增压法增压法是一种常用的低压富气回收方法。
增压法可选择以下三种措施： ①增压外输富气增压至外输压力，进天然气处理站外输管道。
富气进入外输气会导致外输气水露点升高。
盆5气藏压力递减快，目前节流制冷温度最低只能达到-12℃， 尚可满足外输气水露点的要求。
受气藏压力递减的影响，自压开采的条件下，外输气水露点将随致冷深度的降低而逐渐上升。
含水较多的富气进入外输气必将导致外输气水露点不合格。
富气增压外输的回收方式不适用于盆5气田的实际生产状况。
②增压再处理富气增压至3.0 MPa ，进节流后管线，在低温分离器分离。
部分C3、C4增压后返回凝析油稳定系统，增加了系统负荷。
③CNG 技术富气经CNG 压缩机增压至20MPa 以上，进入装进储罐外运至加气站。
富气中含有较多水蒸汽，在高压下会形成水化物堵塞管路。
富气中的C3、C4 在增压过程中液化，易损坏压缩机。
富气增压工艺配套设备较多，工艺安装复杂，购置成本较高，能耗较高，属于动设备管，理难度大。
2.2脱水处理法分子筛是天然气脱水常用吸附剂，三甘醇是常用吸收剂。
①分子筛脱水A 、分子筛脱水基本原理分子筛是人工合成的晶体型硅铝酸盐，依据其晶体内部孔穴的大小而吸附或排斥不同物塔顶来气外输管线塔顶来气节流后管线低温分离器塔顶来气CNG 储罐外运质的分子，限制了比孔穴大的分子进入，起到选择性吸附作用。
分子筛具有很大的比表面积（600~1200m2/g），它的孔径为分子大小，对极性和不饱和分子有较强的吸附作用，适用于去除天然气中的水分。
B、工艺流程图3 分子筛脱水工艺流程图C、分子筛脱水工艺的优点a、在吸附质浓度很低或者较高温度的情况下，分子筛仍有很强的吸附能力，脱水效果好；b、控制程序简单，易于实现自动化控制；c、设备较少，可做成橇装装置，占地少，易搬运；d、属静设备，能耗低，便于管理；e、一次性投入相对较低；f、适用于处理量较小的脱水装置。
D、分子筛脱水工艺的缺点a、吸附剂使用寿命短，一般2~3年就得更换；b、脱烃效果差。
②三甘醇脱水A、三甘醇脱水原理介绍三甘醇分子中含有2个羟基，羟基具有氢键，氢键能与电负性较大的原子相连。
这使得三甘醇能够与水互溶。
由于三甘醇具有与水互溶的特性，浓度为95%～99.7%的三甘醇水溶液能吸收天然气中的水蒸汽，使天然气中水含量大幅度下降。
B、三甘醇脱水工艺流程图4 三甘醇脱水工艺流程图C、三甘醇脱水工艺的优点三甘醇脱水工艺利用三甘醇对水有极强的亲和力的特点，达到对天然气脱水的目的。
三甘醇脱水是目前国内外应用最广泛的天然气脱水工艺之一，工艺成熟。
a、在能够保证三甘醇贫溶液浓度的条件下，三甘醇脱水能使天然气达到较高的脱水深度；b、自动化程度高，可降低劳动强度，提高生产效率。
D、三甘醇脱水工艺的缺点a、三甘醇脱水设备包括：吸收塔、再沸器、贫/富液热交换器、泵、三甘醇储罐等，总体投资较大；b、低压气从脱乙烷塔中输出后，温度较高，需要先降温，以防止三甘醇吸收塔温度过高，造成三甘醇过度蒸发损失；c、低压气是从凝析油中分离出，其中的微量烃容易造成三甘醇发泡，造成吸收塔内工况恶化；d、三甘醇再生装置需要升温完成，整个工艺过程需要有加热装置；e、富气压力较低、气量小，不在三甘醇脱水经济压力范围内。
经比选，分子筛脱水工艺最适合盆5气田的实际生产状况。
3 工艺技术特点3.1 高效脱水分子筛装置采用了3A－EMP高效脱水分子筛，其优良性能体现于：①比表面大。
其比表面高达900~1000m2/g。
较大的比表面减少了分子筛的用量，提高了脱水效率，可使富气露点降至≤-40℃。
②热稳定性高。
最高可耐受350℃高温。
其良好的耐热性充分保证了分子筛的再生效果，有效防止加热再生时造成的孔道坍塌。
③水热稳定性高。
所选用分子筛水热稳定性高达(200℃，20 h)，当分子筛完成吸附过程进行再生时，在高含水、高温状态下可保持良好的稳定性。
3.2 完善的加热技术①加热器采用整体焊接式加热组件，密封性能好；电加热元件采用不锈钢材质，延长了加热管寿命。
②主、副加热器协调工作，有利于调节加热强度，确保再生效果，降低设备能耗。
③多点温度传感器监控，准确显示、控制加热器出口、再生气出口和冷却器出口温度，控制参数输入PLC中央处理器处理，并按设定程序控制再生系统参数。
④加热器过热保护开关，避免加热器干烧，保护电加热元件寿命。
3.3 封闭式内循环再生再生系统由循环风机─加热器─再生塔─冷却器─分离器组成封闭式内循环系统，仅需极少成品天然气即可达到分子筛的再生效果，节约投资。
再生系统设置有减压阀和补压阀，维持系统内的天然气压力恒定，保证再生效果。
4 应用情况分子筛脱水橇安装在塔顶富气去自用气汇管管线。
处理后富气供热媒炉、单井水浴炉和华澳用气，工艺流程如图5所示。
图5 分子筛脱水橇安装示意图4.1工艺流程分子筛脱水橇采用分子筛吸附、加热内循环再生工艺实现富气脱水和分子筛再生。
装置采用双塔轮流吸附、再生模式，实现装置不间断运行。
为脱除富气中的液烃，在橇前增加了分离器。
工艺流程如下图所示：图6 分子筛脱水橇工艺流程图A塔吸附：阀3、2、5、8关闭，阀1、6全开，富气经过前置过滤器后，通过阀1进入吸附塔A吸附脱水，然后通过阀6进入后置过滤器过滤，最后去自用去汇管，供水浴炉、热媒炉及华澳用气。
B塔再生：此时B塔饱和，塔压0.6MPa，先卸压到0.1 MPa（阀2、3、5、8关闭，阀4、7全开），气体通过循环风机到加热器加热，经过阀7，从塔B由上而下带走分子筛中水分，通过阀4进入冷却器冷却后在分离器中分离出水分，气体再经过循环风机进行循环。
4.2 主工艺参数优化为降低富气含水量，在保证稳定凝析油合格的前提下，调整了凝析油稳定系统的运行参数：脱乙烷塔进料温度由60℃下调至46℃，塔底温度由150℃下调至120℃，塔顶压力夏季设定为0.60MPa，冬季设定为0.65MPa。
表3 盆5气田凝析油参数优化表4.3运行参数根据装置技术要求和安全要求，相关参数设定如下表所示：表4 分子筛脱水橇参数设定表分子筛脱水装置运行参数如下表所示：表5 分子筛脱水橇参数运行表脱水橇的运行以耗电为主，当主加热器不能满足要求时，辅加热器启动。
设备平均总体耗电为411KW·h/d。
表6 设备耗电统计表5 效果评价该装置投用后，日均回收富气6500m3，日耗电411KWh。
CO2日排放量减少20.48吨，收到良好的经济效益和社会效益。
6 结论分子筛脱水技术具有脱水效果好、工艺简单、便于安装操作、自动化程度高、可橇装化设计等优点，适用于气田凝析油稳定过程产生富气的回收和油田伴生气的回收，达到油气田生产节能降耗、清洁生产的要求。