天然气凝液回收技术-3
天然气凝液回收课件
阶式制冷(覆叠式制冷)循环。
PP凝分离法天然气凝液回收原理流程图见图6－2
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1)适用范围。在下列情况下可采用冷剂制冷法 ①以控制外输气烃露点为主，并同时回收部分凝液的装置。通常，原 料气的冷冻温度应低于外输气所要求的露点温度5℃以上。 ②原料气较富，但其压力和外输气压力之间没有足够压差可供利，或 为回收凝液必须将原料气适当增压，所增压力和外输气压力之间没有压差 可供利用，而且采用冷剂制冷又可经济地达到所要求的凝液收率。
概述
• 天然气凝液回收的概念 • 世界天然气凝液回收的工业发展 • 我国天然气凝液回收概况
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一、天然气凝液回收的概念
在绪论中已经讲到，天然气中除了主要组分甲烷外，还有其它烃类和
非烃类的组分，各组份的大致含量如下：
CH4
C2H6 C3H8 C4H10 C5+ N2 CO2 H20 H2S He Ar Xer
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三、我国天然气凝液回收概况 我国天然气处理与加工工业是在60年代以后才发展起来的，而大规模的建 设是在70年代后期至80年代。其中，大庆、胜利、辽阿、中原等油田的伴生气 主要是经过加工生产天然气凝液，或再进一步分离为乙烷、丙烷、丁烷(或液 化石油气)和天然汽油；四川及陕北气藏气，主要是经过处理生产商天然气， 也有一小部分用来回收天然气凝液。就天然气加工率来讲，目前我国已达到世 界先进水平。
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二、天然气液回收的目的 1. 生产管输气 使天然气的烃露点满足管输要求，防止天然气中较重烃类在输送过程 中冷凝，增加输送阻力和能耗。 2. 满足商品天然气对烃露点的要求 根据商品气的质量指标对烃露点要求，对天然气液烃进行回收。如果 天然气中可以冷凝回收的烃类很少，只需适当回收天然气凝液进行露点控 制即可；如果可以冷凝回收的烃类成为液体产品比作为商品气中的组分具 有更好的经济效益时，则应在满足商品气最低热值要求的前提下，最大程 度地回收天然气凝液。因此，天然气液回收的深度不仅取决天然气的组成 (乙烷和更重烃类的含量)，还取决于商品气对热值和烃露点的要求等因素。
天然气凝液回收方法
In the end, what you believe can become what you believe.勤学乐施天天向上（页眉可删）天然气凝液回收方法NGL回收可在油气田矿场进行，也可在天然气处理厂、气体回注厂中进行。
回收方法基本上可分为吸附法、吸收法及冷凝分离法三种。
(一) 吸附法吸附法系利用固体吸附剂(例如活性炭)对各种烃类的吸附容量不同，从而使天然气中一些组分得以分离的方法。
在北美，有时用这种方法从湿天然气中回收较重烃类，且多用于处理量较小及较重烃类含量少的天然气，，也可用来同时从天然气中脱水和回收丙、丁烷等烃类(吸附剂多为分子筛)，使天然气水、烃露点都符合管输要求。
吸附法的优点是装置比较简单，不需特殊材料和设备，投资较少；缺点是需要几个吸附塔切换操作，产品局限性大，能耗与成本高，燃料气量约为所处理天然气量的5%，因而目前很少应用。
(二) 油吸收法油吸收法系利用不同烃类在吸收油中溶解度不同，从而将天然气中各个组分得以分离。
吸收油一般为石脑油、煤油、柴油或装置自己得到的稳定天然汽油(稳定凝析油)。
吸收油相对分子质量越小，NGL收率越高，但吸收油蒸发损失越大。
因此，当要求乙烷收率较高时，一般才采用相对分子质量较小的吸收油。
1. 工艺流程简介按照吸收温度不同，油吸收法又可分为常温、中温和低温油吸收法(冷冻油吸收法)三种。
常温油吸收法吸收温度一般为30℃左右；中温油吸收法吸收温度一般为-20℃以上，C3收率约为40%左右；低温油吸收法吸收温度一般在-40℃左右，C3收率一般为80%～90%，C3收率一般为35%～50%。
低温油吸收法原理流程图见图5-1。
图中原料气先与离开吸收塔的冷干气换热，再经冷冻(冷剂制冷)后进入吸收塔与冷吸收油逆流接触，使气体中大部分丙、丁烷及戊烷以上烃类被吸收下来。
从吸收塔顶流出的冷干气与原料气换热后外输。
由吸收塔底部流出的富吸收油(富油)进入富油稳定塔中，由塔顶脱除甲烷等作为燃料，然后进入富油蒸馏塔蒸出NGL 并去NGL蒸馏塔分离为液化石油气(LPG)和稳定天然汽油(C5+重烃)。
天然气凝液回收方法
天然气凝液回收方法天然气采集和输送中，由于压力、温度等因素，会导致一部分天然气凝结成液态，并与天然气混合传输，形成天然气凝液。
凝液的存在会降低天然气的流动性和储存密度，造成能源浪费和环境污染。
因此，对于天然气凝液的回收和利用已成为天然气开发利用的重要环节。
本文将介绍天然气凝液回收的方法。
天然气液体回收方法管路隔绝回收法该方法通过对管道隔绝段内的凝液进行回收，具体操作步骤如下：1.在气体管道中合适位置上加装隔离阀门；2.关闭阀门，使凝液在管道内集聚；3.打开管道搭接阀门，将凝液抽取出来，送至净化和脱水装置中进行处理。
该方法优点是对管道影响极小，操作简单快速。
但是不适用于排放量较大的凝液回收。
阶段分离回收法该方法通过对天然气凝液进行连续分离，对不同阶段的凝液进行回收利用，具体操作步骤如下：1.将凝液送至天然气凝液分离设备中；2.通过不同的物理或化学分离方式，将凝液分离成不同组分；3.对分离后的不同组分进行回收与利用。
该方法适用于排放量较大的凝液回收，但需要较为复杂的设备和技术。
天然气凝液回收的利用途径再生天然气的生产由于凝液中主要是可燃气体成分，因此可以通过脱除水分和杂质后，再经过特定的制冷、压缩等工艺，制得再生天然气(RNG)。
该 RNG 具有与天然气相当的热值和能量密度，可直接注入天然气管网中进行利用。
液态石油气(LPG)的生产凝液中的液化石油气(主要是丁烷和丙烷)也可直接作为家庭、工业用液化石油气使用。
通过提纯、储存、运输等措施，制成LPG并输送至市场销售。
工业原料天然气凝液中还含有多种化工原料组分，如乙烯、丙烯、丁烷、异丁烷等，可以利用化工工艺进行转化制备，生产各种工业原料和合成材料。
天然气凝液回收的优势•资源利用：天然气凝液回收和利用不仅可以提高天然气的利用率，减少天然资源浪费，还可生产多种资源和能源产品；•环保效益：凝液回收可以避免凝液的排放和对环境的影响，减少环境资源的消耗和污染，保护大自然和人类健康；•经济效益：通过对凝液进行回收和利用，可以提高能源的综合效益，提高企业的竞争力和产品附加值。
天然气凝液回收
三、天然气凝液回收方法 回收方法基本上分为吸附法、油吸收法和冷凝分离法三种.
（一）吸附法
吸附法系利用固体吸附剂(如活性炭)对各种烃类的吸附容量不同，从 而使天然气中—些组分得以分离的方法。缺点是需要几个吸附塔切换操作，
产品的局限性大，加之能耗较大，成本较高，因而目前应用较少。
（二）油吸收法 此法系利用不同烃类在吸收油中溶解度不同，从而使天然气中各个组 分得以分离的方法。吸收油一般采用石脑油、煤油或柴油，是五六十年代 广为使用的一种天然气液回收方法。但是，由于此法投资和操作费用较高， 70年代以后已逐渐被更加经济与先进的冷凝分离法所取代。
（2)冷剂制冷温度。冷剂制冷温度主要与其性质和蒸发压力有关。如 原料气的冷凝分离温度已经确定，可先根据表5-2中冷剂的常压沸点（正 常沸点）、冷剂蒸发器类型及冷端温差初选一两种冷剂，再对其它因素 （例如冷剂性质、安全环保、制冷负荷、装置投资、设备布置及运行成本 等）进行综合比较后最终确定所需冷剂。 ①氨适用于原料气冷冻温度高于-25～-30℃时的工况。
如右图所示，如果用多级位冷剂 对天然气分段冷却可以避免产生大的 不合理的温差，在一定程度上减少了
压缩机功耗，但过多的中间级位必然
使制冷系统的附属设备增加（中间罐、 控制仪表、管线等），只有很大的装 置用多级位冷量才能经济。即使这样 也不能从根本上解决大温差传热问题。
要使天然气的冷却曲线与冷剂受 热曲线之间尽可能保持适当温差，最 好是使冷剂在气化过程中保持变温汽
存设施完善，加之阶式制冷系统能耗低，故仍广泛采用之。
4.混合冷剂制冷系统 如右图所示，当用单一级位 冷源来冷却天然气时，若在一端
维持合适的传热温差（△t1), 则
另一端会处于不合理的大温差传 热，而这种大温差必然造成大的 压缩功耗（冷剂温度越低，冷量 消耗外功越大）。这就造成了经 济上的极不合理。
天然气凝液回收技术-1(62P)
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1. 物料的预分配
关键组分； 关键组分； 物料的分配方法。 物料的分配方法。
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（1）关键组分
在多组分精馏中， 在多组分精馏中，为简化塔两端产品 组成的估算，广泛采用了关键组分的概念。 组成的估算，广泛采用了关键组分的概念。 所谓关键组分就是在多元物系中， 所谓关键组分就是在多元物系中，对物料 的分离起着关键性控制作用的两组分。 的分离起着关键性控制作用的两组分。如 脱乙烷塔中的C 脱乙烷塔中的 2 H6和C3H8两组分为关键组 分。
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低温分离法的应用情况
随着制冷技术的发展，特别是1964年， 随着制冷技术的发展，特别是 年 美国首次将透平膨胀机用于天然气凝液 回收， 回收，使天然气回收凝液技术开始了新 的发展阶段。 的发展阶段。 目前，低温分离法已广泛应用于天然气 目前， 凝液回收装置。 凝液回收装置。
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三、天然气凝液回收技术发展历程
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油吸收法的特点和应用情况
工艺流程复杂； 工艺流程复杂； 投资费用和运行成本高； 投资费用和运行成本高； 直至20世纪 年代中期还是天然气分离 直至 世纪60年代中期还是天然气分离 世纪 工艺中使作最多的方法； 工艺中使作最多的方法； 但随着制冷技术的发展，自1970年以后， 但随着制冷技术的发展， 年以后， 年以后 油吸收法在新建装置中已很少采用。 油吸收法在新建装置中已很少采用。
天然气凝液回收技术
天然气凝液（ 天然气凝液（natural gas liquid NGL） ） 是从天然气中回收C 的烃类混合物的总称。 是从天然气中回收 2+的烃类混合物的总称。 可以得到乙烷 、丙烷、液化石油气和稳定 丙烷、 轻油。 轻油。
关于对天然气凝液回收工艺的研究与探讨
关于对天然气凝液回收工艺的研究与探讨【摘要】天然气凝液回收是天然气开发的主要部分，影响天然气凝液回收方法的因素有很多，例如产品回收和分离要求、原料气中重组分的含量等，了解这些因素对提高天然气凝液回收工艺的回收率有很大帮助。
本文结合案例分析了天然气凝液回收工艺的应用方法，并探讨了影响凝收工艺气体处理方案选择的因素。
【关键词】天然气凝液回收案例回收方法天然气凝液（ngl）又可以称为轻烃，是天然气中回收的液烃混合物类物质的总称。
天然气凝液回收后，可以作为产品直接存储销售，也可以借助外力将凝液分离成乙烷、丙烷、丁烷、天然汽油等燃油产品。
合理的回收工艺是决定天然气凝液使用效率的关键性因素。
1 天然气凝液回收工艺的发展目前，主要的天然气凝液回收工艺有三类：吸附法、油吸收法和冷凝分离法。
吸附法使用的条件苛刻，而且缺点较多，使用相对较少。
油吸收法根据吸收温度的不同又可以分为常温、中温、低温三个类型：中温油吸收要求的温度控制在-20。
c，对c3的回收率可以达到40%（w ）；低温油吸收要求的温度控制在- 40℃，对c3的回收率可以达到75% ～85%（w ），对对c2的回收率可以达到35%～50%（w ）。
油吸收法的优点是系统压降下，不需要对原料气进行大量的处理，单套设备的回收效率高，缺点是投资大、耗能快、操作费用高。
这种回收方法在20世纪五六十年代使用较广，在20世纪七十年代被先进的冷凝分离法回收工艺所代替。
冷凝分离法的原理是根据混合气冷凝度的差异，利用气体提供足量的冷量让天然气凝液降温最后冷凝分离出来。
按照提供冷量方法的差异，冷凝分离法又可以分为冷剂制冷法、直接膨胀制冷法和联合制冷法。
目前国内外使用最广的天然气凝液回收工艺都采用的是透平膨胀机制冷法，这种回收工艺的特点是流程简单、操作简便、耗能低，产销高等特点。
本文将分析透平膨胀机/压缩机工艺回收天然气凝液的特点。
2 天然气凝液回收工艺案例分析在选择天然气凝液回收方法时，产品回收和分离要求是选择的主要参考标准。
天然气凝液回收工艺探讨
天然气凝液回收工艺探讨【摘要】从天然气中回收的液烃混合物称为天然气凝液，又称为轻烃；这个回收的的过程称为天然气凝液回收，也称为轻烃回收。
在油气田开发中往往存在大量的天然气凝液，这是丰富的天然气资源，为了使其得到有效利用，提高气田开发的经济效益，国内油气田已经开展了大量的回收工艺研究。
本文将对天然气凝液回收工艺进行探讨。
【关键词】天然气凝液回收工艺随着国内经济的告诉发展，能源紧张问题已经引起了广泛关注，中国既是石油消耗大国，也是石油进口大国。
因此，如何提高能源的利用率是石油系统缓解石油资源刻不容缓的义务和责任。
天然气凝液回收工艺的发展对油气资源的充分利用起到了重要作用。
1 天然气凝液回收工艺简介从天然气中回收凝液的方法基本上可分为吸附法、油吸收法和冷凝分离法三种。
1.1 吸附法吸附法的原理是利用固体吸附剂对不同种类烃的吸附量的不同，使天然气中某些组分得以分离。
这种方法的优点是装置比较简单，不需要特殊材料和设备，投资较少；缺点是使用范围比较局限，多用于处理量较小（小于57x104m3/d）及较重烃类含量较少的天然气，而且操作成本较高。
1.2 油吸收法油吸法的原理是利用不同烃类在吸收油中溶解度的差异，使天然气中各个组分得以分离。
吸收油一般采用相对分子量处于100～200之间的石脑油、煤油等。
由于吸收油相对分子量越小，天然气凝液收率越高，吸收油蒸发损失越大，因此，吸收油的选着应当考虑回收率和挥发损失的问题。
此法的优点是系统压降小，单套装置处理能力大，对原料气处理没有严格要求等；缺点是能耗大，操作费用高。
1.3 冷凝分离法冷凝分离法的原理是利用同一压力下天然气中各组分的挥发度的不同，将天然气冷却至露点温度以下，使富含较重烃类的天然气液分离出来的过程。
一般来说，这种冷凝分离过程需要在几个不同温度等级下完成的。
按照提供冷量的制冷系统不同，冷凝分离法可分为直接膨胀制冷法、冷剂制冷法和联合制冷法三种这种方法的优点是工艺流程简单、操作方便、对待分离天然气成分的适应性大、效率高，通过近几十年来的发展已经成为了国内外的主流技术，现今新建天然气凝液回收装置超过90%的都采用透平膨胀机制冷法。
气田天然气凝液回收
气田天然气凝液回收5．2天然气凝液回收5．2．1当天然气组成中丙烷及更重的烃类组分较多时，宜进行天然气凝液的回收。
5．2．2天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、组成、压力、产品规格及收率等因素，经技术经济比较后确定。
5．2．3天然气凝液回收装置宜集中设置。
天然气凝液回收装置的设计能力应与所辖油气田或区块的产气量相适应，允许波动范围应取60％～120％，装置年累计设计开工时数应按8000h计算。
5．2．4采用低温分离的天然气凝液回收装置，天然气水露点应至少比最低制冷温度低5℃。
5．2．5天然气凝液回收装置的收率应通过技术经济分析确定。
以回收乙烷及更重烃类为主的装置，乙烷收率宜为50％～85％。
以回收丙烷及更重烃类为主的装置，丙烷收率宜为70％～90％。
5．2．6装置的原料气组成应具有足够的代表性和适当的波动范围，并应根据天然气冬、夏季组成变化的差异，结合天然气开发过程中的原料气组成变化趋势，确定合适的上限和下限。
5．2．7天然气凝液回收装置的进料总管应设有紧急截断阀。
紧急截断阀前应设置越装置旁路或放空阀和安全阀。
5．2．8经凝液回收后的净化天然气应符合现行国家标准《天然气》GB17820的规定，进入输气管道的天然气尚应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定。
5．2．9天然气凝液及其产品应符合下列规定：1液化石油气应符合现行国家标准《液化石油气》GB11174的有关规定；2稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB9053的有关规定；3天然气凝液及其他产品的技术要求应符合设计委托书或设计合同的要求。
5．2．10天然气凝液回收装置的设计应符合现行行业标准《天然气凝液回收设计规范》SY／T0077的有关规定。
5．2．11天然气凝液回收装置产生的污水应收集后集中处理，并应符合本规范第6．2节中的规定。
5处理工艺5．2天然气凝液回收5．2．5“乙烷收率宜为50％～85％”的规定与《天然气凝液回收设计规范》SY／T 0077-2008的要求一致；近年来由于石油产品价格的提高，凝液回收装置效益较好，已设计和正在运行的大、中、小型轻烃回收装置的丙烷收率一般为70％～85％，采用吸收塔工艺的装置丙烷收率高达95％以上，因此将丙烷收率修改为“丙烷收率宜为70％～90％”。
天然气凝液回收技术
三、 分馏塔
• 可采用填料塔和浮阀塔，多数选用填料 塔（塔径一般小于1.6m）。
• 填料宜选用高效的规整填料，如金属板 波纹填料。
• 根据塔径、填料的规格和液体负荷等参 数，正确选用液体分布装置。
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分馏塔的塔径
对填料塔，其直径由填料塔泛点速度计 算，设计时，用泛点速度乘以安全系数 （一般为0.6~0.8）作为操作速度，再根据 塔内气相流量计算塔径。
• 压缩机选用，节能是重点考虑的问题。
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二、 膨胀机组
• 处理量为5 m3/min （以进气状态计量） 以上时，宜选用可调喷嘴的膨胀机。；
• 膨胀机的绝热效率宜大于75%，不宜低 65%。增压机的绝热效率宜大于65%；
• 年累计运行时间应大于8000h。 • 根据实际情况，应设置转速超限报警停
车系统和润滑油联锁自控系统。 • 进口气体中的固体或液体物质必须清除。
第五节 工艺设备
工艺流程是由各种工艺设备组合而成的， 流程能否实现预期的工艺目的，关键问题 之一是设备选型是否合理。天然气凝液回 收装置中主要包括以下设备：
原料气压缩机、膨胀机组、分馏塔、凝 液泵和热交换器等。
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一、原料气压缩机
• 气源比较稳定，气量大于15m3/min（以 排气状态计量）或轴功率在2000kW以上 的原料气增压，宜选用单机组运行的离 心式压缩机；
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式(5-2)符号意义
l—液相的粘度，mPa·s；
uF—泛点空塔气速，m/s； g—重力加速度，9.81m/s2； L—液相的流量，kg/h； G—气相的流量，kg/h；
l、g—液相及气相的密度，kg/m3。
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分馏塔的操作气速u(m//s)
u (0.6～0.8)uF (5-3)
天然气凝液回收的方法
天然气凝液回收的方法天然气（Natural Gas）是指在地下储存的，由甲烷等烃类气体为主的混合气体。
天然气是一种清洁、高效、安全的化石能源，被广泛应用于家庭供暖、工业生产等领域。
然而，天然气开采过程中会产生大量凝液，这些液体通常被当做废物排放或者直接燃烧，会对环境造成严重污染。
因此，开发天然气凝液回收技术，实现天然气利用的高效、清洁和可持续发展，是当前一个非常重要的课题。
本文将介绍几种天然气凝液回收的方法，包括常用的液体回收系统、蒸发器回收系统和吸收器回收系统。
液体回收系统液体回收系统通过将天然气凝液收集到容器中，然后将液体运送到离设备更远的地方储存和处理。
液体回收系统包括以下三个主要组件：收集器、储存器和泵。
液体回收系统的优点是可以减少污染，但其缺点是造成高运输和处理成本，因为大量的液体需要转移到更远的地方储存或者卸载。
蒸发器回收系统蒸发器回收系统是通过将凝液暴露在高温或者高压下以使其转化为气体，从而回收天然气。
蒸发器回收系统包括以下三个主要组件：蒸发器、储存器和加热器。
蒸发器回收系统的优点是可减少运输成本，但其缺点是会对环境产生一定的排放物质污染，因为它需要能源来推动蒸发过程。
吸收器回收系统吸收器回收系统是通过将天然气凝液通过一种化学吸收剂进行处理，以将其中的烃类物质吸收或吞噬，从而回收天然气。
吸收器回收系统包括以下三个主要组件：吸收器、再生器和储存器。
吸收器回收系统的优点是可以将天然气凝液收集并转化为天然气，同时可以减少对环境产生的污染物质，其缺点是如需大量生产吸收剂，会产生较大的环境、能源和资金成本，在处理后的废渣物也需要进行特别处理。
为了选择适合自己产品的天然气凝液回收系统，需要考虑诸多因素，例如要回收的凝液类型、产品系统的大小、环境规定的污染限制等等。
针对不同的因素，这三种天然气凝液回收系统分别有其优缺点。
因此，当需要进行天然气凝液处理时，我们应该仔细考量自身实际情况、技术条件和工程物资，根据具体情况选择最适合自己产品的回收系统，并认真执行各项操作规范，在保障经济效益的同时，尽可能达到环保、高效、可持续性发展的要求。
天然气凝液回收技术-3
图4-6 多级分离的原理流程图
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多级冷凝分离的特点
• 冷剂制冷冷位与重烃冷凝冷位相适应。 天然气中的重烃一般含量较多，虽然其冷
凝冷位要求不高，但冷量耗费较多，采用冷 剂循环制冷作为辅助冷源，可将重烃先行冷 凝分出，使进膨胀机的气流变贫，这样不仅 会降低膨胀机的带液量，且有利于提高膨胀 机的制冷深度，使C2、C3液化率得到提高。
0.2~0.5 1.5~1.6 5.0~5.5
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2. 天然气净化
天然气的净化工艺主要是除去其中所含的 非烃类组分，净化工艺的具体内容应以原料 气的组成为依据。
天 然
脱水
气
净
脱酸性气体
化
（H2S、CO2）
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（1）天然气脱水工艺
喷注抑制剂
脱
水
三甘醇脱水
工
艺
分子筛脱水
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（2）酸性气体的脱除
• H2S的脱除应以不引起金属设备腐蚀和不 影响产品质量为目的。
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多级冷凝分离的特点
• 可将多股冷凝液直接调配成馏分产品 当天然气分离的目是得到民用液化石油
气、天然汽油或溶剂油馏分时，可采取将多 股凝液选择性的直接调配为馏分产品。分离 级数越多，调配所得产品的质量越高，无需 再设置精馏分离系统。
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多级冷凝分离的特点
• 可减轻脱乙烷（或甲烷）塔的精馏负荷 温度自高到低逐级分离出的多股凝液，
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图4-1 液化率与冷凝压力的关系图
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表4-1天然气增压的压力界限
回收率（%）
进装置压 力MPa
干气压力 增压要求
MPa
MPa
C3>80 C3>80
0.2~0.5 0.2~0.5
天然气凝液回收工艺方法选择
天然气凝液回收工艺方法选择(一) 主要考虐因素原料气组成、NGL回收率或烃类产品收率以及产品(包括干气在内)质量指标等对工艺方法选择有着十分重要的影响。
1. 原料气组成① C3+烃类及水蒸气、二氧化碳、硫化氢原料气中C3+烃类及水蒸气、二氧化碳、硫化氢等含量对工艺方法的选择均有很大影响。
有关C3+烃类含量对工艺方法选择的影响已在前面介绍，这里就不再多述。
原料气中二氧化碳、硫化氢等酸性组分含量对于选择预处理的脱硫脱碳方法，以及确定在NGL 回收装置低温部位中防止固体二氧化碳形成的操作条件都是十分重要的。
此外，原料气中通常都含有饱和水蒸气，故也需脱水以防止在低温部位由于形成水合物而堵塞设备和管线。
当原料气中含有大量C3+烃类时，则在冷凝分离系统中就需要更多的冷量。
有关天然气脱硫脱碳及脱水方法的选择已在前面有关章节中详细介绍，此处不再多述。
② 汞有些原料气中还含有极微量的元素汞，汞会引起铝质板翅式换热器腐蚀泄漏，故在采用铝质板翅式换热器的装置中必须预先脱除。
某些固体吸附剂可将气体中汞脱除至0.001～0.01μg/m3。
一般采用浸渍硫的Calgon HGR(4×10目)、HGRP(4mm直径)的活性炭和HgSIV吸附剂脱汞。
无机汞和有机汞均可脱除。
如果先将气体干燥则可提高其脱汞率。
浸渍的硫与汞反应生成硫化汞而附着在活性炭微孔中。
埃及Khalda石油公司Salam天然气处理厂的原料气中汞含量为75～1751μg/m3，为防止铝质板翅式换热器腐蚀及汞在外输管道中冷凝，原料气进入处理厂后先经入口分离器进行气液分离，分出的气体再经吸附剂脱汞、三甘醇脱水，然后去透平膨胀机制冷、干气再压缩及膜分离系统。
脱汞塔采用HgSⅣ吸附剂，将气体中的汞脱除至低于20μg/m3。
此外，我国海南海燃高新能源公司所属LNG装置原料气为福山油田NGL回收装置的干气，2007年初该LNG装置预处理系统分子筛干燥器脱水后的气体经主冷箱(铝质板翅式换热器)冷却去气液分离器的铝合金直管段出现泄漏现象，停运后割开检查，发现该管段中有液汞存在。
第六章__天然气凝液回收
低温油吸收法
– 优点（1）原料气的预冷可使较重的烃类冷凝，
而在分离中分离出来
– （2）可以使用较轻的、吸收能力更强的吸收
油（不易挥发）
– （3）吸收率：乙烷25-50%，丙烷为80-89%，
丁烷+丁烷以上为100%。
– 温度：-20~-580C，压力为3.5~6.5MPa，解吸
塔的压力为1~2MPa
高压油吸收法
– 优点：不需低温，利用自然高压 – 压力为14~16MPa
吸附法
– 依据：活性炭等吸附剂可仅吸附Ｃ３以上的
烃类（1kg的活性炭具有106m2有效吸附面积）
– 原理：与多孔性固体相接触，被吸附于固体
表面
– 吸附剂：活性炭、硅胶、硅藻土等 – 吸附过程：吸附；解吸 – 适用范围：小流量天然气或大流量贫气 – 流程
商用产品的技术条件及规范
商品乙烷 – 甲烷含量小于2％ 商品丙烷 – 产品中具有95％的丙烷或丙烷液体 – 蒸汽压不超过1.5MPa（310.95K) – 丁烷含量为1%~2%
商品丁烷
– 产品中具有95％的丁烷或丁烯 – 蒸汽压不超过0.5MPa（310.95K)
丙烷—丁烷混合物
– 311K时蒸汽压不超过商品丙烷的蒸汽压
天然气脱凝析油
概述 商用产品的技术条件及规范 脱凝析油的方法 凝析油的稳定
概 述
脱凝析油的原因
– 降低天然气的露点、改善质量 – 在天然气不能达到的地方作为燃料 – C2~C8是很好的化工原料和燃料 – 创造经济效益（原油为1、油气为2.6、石油
化工原料为10~14、进一步加工为轻纺品为 40~55）
（1.5MPa） – 生活燃料的LPG蒸汽压大于0.9MPa。
天然气中分离液烃的方法
第8章 天然气凝液回收
图8-4
低温分离法三种类型流程示意图
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一、轻烃回收工艺流程（补充）
冷剂制冷工艺流程 逆升压式膨胀机制冷工艺流程 正升压膨胀机制冷工艺流程 丙烷预冷与膨胀制冷结合的混合制冷工艺
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低温分离工艺的组成
中 高 压 气
原 料 气
低 压 气
预分离
压 缩
净 化
冷凝分离
液 烃 分 馏
制 冷
产 品 储 配
四、混合制冷工艺流程
图8-8为丙烷预冷与膨胀制冷相结合的混合 制冷原理流程图；本流程特点：
制冷温度低，产品收率高；
可解决膨胀机对富气不适用的问题。
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图8-8 冷剂制冷+膨胀机制冷工艺流程 1—原料气分离器； 2—干燥器；3—主冷箱；4、6、7—分离器；5 — 膨胀机组；8—干气压缩机；9—脱甲烷塔；10—塔底再沸器
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2. 油吸收法
油吸收法是基于天然气中各组分在吸收 油中的溶解度的差异而使轻、重烃组分得 以分离的方法。通常采用石脑油、煤油或 柴油作吸收油。按照吸收操作温度的不同， 油吸收法往往分为常温油吸收和低温油吸 收法（冷油吸收法）两种。
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2. 油吸收法
常温油吸收法的操作温度为常温或略 低于常温，多用于中小型天然气凝液回 收装置；冷油吸收法利用制冷将吸收油 冷至 0 ～ -40 ℃进行操作，该法比常温油 吸收法可多回收 C2+ 液烃， C3 的回收率可 达 85% ～ 90% ，常用于较大型的气体加工 厂。
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低温分离工艺的基本单元
低温分离工艺的基本单元有原料气预 分离、原料气增压、天然气净化、冷凝分
离、制冷工艺、凝液分馏、产品储配。
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天然气凝液回收的方法
天然气凝液回收的方法天然气凝液回收技术是一种可行的方法，旨在收集和回收在天然气生产和加工过程中形成的液态和固态污染物。
这些污染物包括水蒸气、硫化氢、酸气、天然气液态组分和其他气体。
该技术的目的是在提取天然气时减少废物和净化气体，以满足国际环保规章要求，并且该技术对天然气资源的保护也至关重要。
天然气凝液回收的方法有很多，包括机械冷却、加压冷却、低温分离、膜分离和吸收。
以下是这些方法的详细描述。
1. 机械冷却机械冷却是一种经济实惠的回收技术，它基于物理学原理将气体压缩和扩张过程中释放的热量用来冷却凝液。
首先，气体在低压下通过螺杆压缩机。
然后，它经过冷凝器，其中液态天然气凝结在内壁上。
最后，凝液通过排泄阀排出。
2. 加压冷却加压冷却是利用加压过程中释放的热量对气体进行冷却的过程。
气体通过气体加压机，之后进入冷凝器，其中液体逐渐形成，凝液通过排泄阀排出。
与机械冷却技术相比，加压冷却技术更加适合高压环境。
3. 低温分离低温分离是天然气液态凝析和液体分离过程的连续组合。
首先，天然气在低温条件下被液化，形成液态天然气（LNG）。
然后，在低温下进行分离，将LNG中的多个组分分离，包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等，不同成分在分离过程中分别凝聚出来。
4. 膜分离膜分离是通过分离不同的分子来回收凝液的一种技术。
它利用聚合物膜，将凝聚相和气相分离。
通常，气体在高压下通过管道，其中LNG分子可以穿过膜壁，而其他分子则卡在膜壁之间，被保留在不同的位置。
5. 吸收吸收技术通过在物料和介质接触时利用化学和物理性质使组分进行分离。
吸收的最大优点是将可回收物质从原始气体中分离出来，并将它们转化为有用的化学品，并实现节能。
这种技术最常用的是富有机物的吸收剂，其中可使用的富有机物的吸收剂有：甲醇、乙醇、乙二醇、N-甲基吡咯烷铁等。
综合而言，尽管有许多天然气凝液回收技术，但每种技术都有其独特的优点和适用性。
选择合适的回收技术应该考虑其能耗、回收剂量和效率等因素。
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• 可根据不同温度、不同压力下的液化率 曲线初步确定冷凝温度和压力的范围。
• 通过详细的工艺计算和参数研究，才能 确定其具体工艺方案。
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（2） 多级冷凝分离
经过多年的工程实践，认为采取外加 冷剂循环制冷作为辅助冷源，膨胀制冷作 为主冷源，并采取逐级冷凝和逐级分出凝 液的工艺措施来降低冷量消耗和提高制冷 深度，以达到较高的液化率（图7-4-6）。 适用于处理量大、原料气较富的装置。
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图4-1 液化率与冷凝压力的关系图
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表4-1天然气增压的压力界限
回收率（%）
进装置压 力MPa
干气压力 增压要求
MPa
MPa
C3>80 C3>80
0.2~0.5 0.2~0.5
0.2~0.5 1.5~1.6
2.0 4.0~4.2
C2>80
0.2~0.5 0.2~0.5 4.0~4.2
C2>80
• 冷凝压力与冷凝温度的确定 • 多级冷凝分离工艺
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（1）冷凝压力与冷凝温度的确定
低温分离法中的冷凝压力与冷凝温度 一般是指低温分离器中的压力和温度。
凝液液化率变化的总趋势随冷凝压力 的升高和冷凝温度的下降而增大（表42）。
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表4-2 不同压力下液化率与温度的关系
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（1）冷凝压力与冷凝温度的确定
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图4-2 形成固体CO2的近似条件图
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图4-2的使用
使用图4-2时，首先在图中找运行范围， 如果在液相范围内，固—液平衡虚线轨迹 给出将要产生固体CO2的CO2浓度；如果 在气相范围内，固—气相平衡等压线的实 线给出产生固体CO2的CO2浓度。安全运 行的条件是CO2浓度必须低于上述两种 CO2的浓度。
各组份的液化速率是不相同的。随着 压力的增加，C3的液化率增加很快，但当 压力增加到一定值（3.5MPa）以后，C3液 化率增长幅度减缓了， C2液化率的增加更 快了，相对来说将有更多的C2随C3冷凝下 来。同时随着冷凝压力的提高，动力消耗 将会显著增加（图4-3）。
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图4-3 液化率与冷凝压力的关系
0.2~0.5 1.5~1.6 5.0~5.5
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2. 天然气净化
天然气的净化工艺主要是除去其中所含的 非烃类组分，净化工艺的具体内容应以原料 气的组成为依据。
天 然
脱水
气
净
脱酸性气体
化
（H2S、CO2）
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（1）天然气脱水工艺
喷注抑制剂
脱
水
三甘醇脱水
工
艺
分子筛脱水
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（2）酸性气体的脱除
• H2S的脱除应以不引起金属设备腐蚀和不 影响产品质量为目的。
第四节 低温分离法工艺
• 低温分离工艺的组成 • 工艺流程组织和分析； • 主要工艺流程；
• 工艺流程改造研究
1
一、低温分离工艺的组成
中高压气
原料气
低压气
预分离
压缩
净化
冷凝分离 液 烃 分 馏
制 冷 产品储配
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低温分离工艺的基本单元
低温分离工艺的基本单元有原料 气预分离、原料气增压、天然气净化、 冷凝分离、制冷工艺、凝液分馏、产 品储配。
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图5液化率与冷凝温度的关系（4MPa）
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冷凝压力
• 冷凝压力要满足产品收率和外输压力； • 当冷凝下来的凝液要靠自身压力去脱乙
烷塔时，冷凝压力还应满足该塔的操作 压力要求。 • 同时考虑能耗、运行效益、压缩机制造 技术水平等。
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冷凝温度
• 适宜的冷凝温度主要考虑的产品收率、 制冷工艺和装置的经济效益；
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是否需要CO2的脱除
• 当装置的最低温度在－80℃以上时， 不需要脱 除CO2；
• 最低温度在－110 ～ －130℃，在此范围内允许 CO2的最高含量实际已非常少，必须脱除CO2；
• 最低温度在－90～－100℃的装置，则进行精确 计算，慎重地确定是否应脱除CO2，以及脱除技 术方案。
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3. 冷凝分离
• CO2的脱除，除考虑产品质量和腐蚀因素 外，主要以冷凝过程不出现冻堵为原则。 即在低温情况下，CO2的分压应小于该温 度条件下的饱和蒸汽压（因高于饱和蒸汽 压会出现固体CO2）。
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形成固体 CO2的条件预测
形成固体 CO2的近似条件可由图 4-2查 得。根据该图，结合流程中天然气的压力 和温度参数，即可判断装置在运行中是否 会出现冻堵现象。
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图4-6 多级分离的原理流程图
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多级冷凝分离的特点
• 冷剂制冷冷位与重烃冷凝冷位相适应。 天然气中的重烃一般含量较多，虽然其冷
凝冷位要求不高，但冷量耗费较多，采用冷 剂循环制冷作为辅助冷源，可将重烃先行冷 凝分出，使进膨胀机的气流变贫，这样不仅 会降低膨胀机的带液量，且有利于提高膨胀 机的制冷深度，使C2、C3液化率得到提高。
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二、工艺流程组织和分析
采用低温分离法回收天然凝液，要根据 原料气状态参数、产品品种和质量要求， 将其各单元有机地组合，形成一个完整的 高效工艺流程。从而达到节约投资，降低 能耗，以求获得最佳的经济效益和社会效 益。下面将分别对增压、净化、制冷、冷 凝分离和凝液分馏等内容进行分析。
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1. 增压工艺
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（1）冷凝压力与冷凝温度的确定
在确定冷凝温度时既要保证C3有较高的液化 率，又不能使C2的液化率过高。。由图7-4-4可知， 若冷凝温度低于一定值（-60℃），虽然C3的液 化率有所增加，但因C2液化速率加快了，不仅要 耗费较多的冷量来冷凝C2，而且还耗费较多的热 量将其从凝液中脱除。
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图4-4 液化率与冷凝温度的关系（3MPa）
低温分离离法是利用天然气中各组分沸 点不同的特点，在一定压力下，将气体逐 渐降温，其中沸点高的重组分先冷凝出来。 对某一组分来说，压力增高，其沸点相应 也增高。因此，对低压原料气，为了达到 较好的冷凝分离效果，需设置压缩机增压。
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增压大小的估算
增压后的压力高低应满足适宜的冷凝分 离压力为原则，与原料气组成、冷凝温度、 产品回收率、压缩机技术水平、经济效益 等因素。图4-1为某气体组成下，C2和C3液 化率与冷凝压力的关系。表4-1为天然气增 压的压力界限。
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多级冷凝分离的特点
• 可将多股冷凝液直接调配成馏分产品 当天然气分离的目是得到民用液化石油
气、天然汽油或溶剂油馏分时，可采取将多 股凝液选择性的直接调配为馏分产品。分离 级数越多，调配所得产品的质量越高，无需 再设置精馏分离系统。