高效率乙烷、LPG 回收工艺

2 过程描述和模拟富气回收NGL 需要的动力明显大于贫气回收，但富气回收量越大，凝析油回收量越大，单位产品能耗越低，工艺经济效益越好。

一般来说，为了实现较高的富气回收率，透平膨胀机NGL 回收工艺需要制冷剂对进气进行预冷。

提出了两种处理富气的NGL 工艺：(1)循环裂解蒸汽与丙烷制冷循环(RSVP)工艺；(2)强化裂解换热与内部制冷和吸收工艺。

选用AspenHYSYSV10软件和Peng-Robinson 状态方程进行过程模拟。

为了研究适用于富气的高效工艺，两种工艺的回收率都必须达到95%以上。

为获得更纯的乙烷产品，乙烷产品中的乙烷含量也较高(>97%)。

2.1 RSVP过程适用于富气的RSVP 工艺具有以下特点：(1)RSVP 工艺中脱甲烷塔顶使用部分渣油气回流，在富气条件下加入丙烷制冷系统，而丙烷是制冷剂中唯一使制冷系统简单易控制的制冷剂，同时也保证了乙烷在RSV 工艺的高回收率优点。

(2)在RSVP 过程中V-101低温分离器温度较高，使分离气体的体积增加。

透平膨胀机的进气量增加可以产生更大的输送功率，这样残余气体压缩机的功率可以降低。

(3)丙烷制冷循环采用两个不同温度水平的两级制冷，有效地节约了压缩功率，简化了制冷过程。

(4)丙烷制冷剂在冷却过程中温度基本保持不变，导致热流与丙烷制冷剂温差较大，增加了换热过程的不可逆破坏。

(5)渣油气产生的回流流量增加渣油气流量，明显提高渣油气压缩机的功率消耗。

2.2 ESH流程ESH 工艺采用内混合制冷剂和适用于富气的异丁烷制冷循环，具有以下特点：(1)ESH 工艺结合了吸收和分流预冷的结构。

在预冷后这两种原料气得到较大的温差。

吸收塔的顶部进料采用较低温度的蒸汽5，吸收塔的底部进料用较低温度的蒸汽3。

由于吸收塔内可以产生气提效应，可以强化甲烷和原料气中重质组分(如乙烷)的分离，有效地将原料气中的甲烷浓缩到吸收塔顶部，将较重的组分(如C 2+)浓缩到吸收塔底部。

LNG接收站冷能用于轻烃回收工艺王雨帆;李玉星;王武昌;王小尚;刘景俊【摘要】近几年，随着大型 LNG 接收站的快速发展，LNG 冷能利用的研究也日益迫切。

利用LNG冷能回收其中高附加值的C＋2轻烃则是一种有效的方式。

提出了一种利用LNG冷能回收轻烃的改进流程，利用脱甲烷塔进料为脱乙烷塔塔顶冷凝器提供冷量，得到液态乙烷和C＋3，方便产品的储运。

以国内某LNG接收站的富气为例，模拟计算得到：该流程中C＋3收率可达97．5％，乙烷回收率可达95．78％。

对装置的经济性进行了分析，结果表明，使用该流程进行轻烃回收效益显著。

并提出了L N G冷能用于轻烃回收工艺中冷能利用率的计算方法，得到单独采用该流程的冷能利用率为38．93％。

针对LNG组分、温度等参数进行了敏感性分析，考察对C＋3收率、乙烷回收率及能耗的影响，可以为接收站的优化运行提供指导。

%In recent years ,with the rapid development of large LNG terminals ,the research of LNG cryogenic energy utilization is increasingly urgent .C+2 light hydrocarbons ,which are resources with high additional values ,can be separated from LNG by efficiently utilizing its cryogenic energy . An improved process of light hydrocarbons separation is proposed in this paper :the cold energy of the demethanizer feed is provided to the condenser of the deethanizer for liquefied ethane and C +3 ,w hich are easy to be stored and transported .Then ,a case study of applying the process was carried out for the rich LNG of a domestic LNG terminal ,which indicated that the recovery rate was about 97 .5%forC+3 ,and about 95 .78% for ethane .And the economics of the process was studied .The results showed that recovering light hydrocarbons from LNGby this process could gain great profits .This paper also proposed a new calculation method of LNG cryogenic energy utilization rate for the process .It is concluded that LNG cryogenic energy utilization rate is 38 .93% with the process used a‐lone .Sensitivity analysis was conducted for the composition ,temperature and other parameters of LNG ,and the effects of them on the recovery rate of C+3 and ethane and the energy consumption were studied .It provided a guidance for optimal operation of the terminals .【期刊名称】《石油与天然气化工》【年(卷),期】2015(000)003【总页数】6页(P44-49)【关键词】接收站;LNG;冷能利用;天然气;轻烃回收;轻烃分离【作者】王雨帆;李玉星;王武昌;王小尚;刘景俊【作者单位】m.中国石油大学华东储运与建筑工程学院;m.中国石油大学华东储运与建筑工程学院;m.中国石油大学华东储运与建筑工程学院;中国石化青岛液化天然气有限责任公司;中国石化青岛液化天然气有限责任公司【正文语种】中文【中图分类】TE642近几年液化天然气(LNG)工业发展迅速。

刍议轻烃回收工艺摘要：自20世纪80年代以来，国内外以节能降耗、提高液烃收率及减少投资为目的，对NGL回收装置的工艺方法进行了一系列的改进，出现了许多新的工艺技术从天然气中回收的轻烃是优质的燃料，也是宝贵的化工原料，具有较高的经济价值。

冷凝分离工艺是利用原料气中各组分冷凝温度不同的特点，在逐步降温过程中依次将较高沸点的组分冷凝分离出来该工艺需要提供较低温位的冷量，使原料气降温.具有工艺流程简单、运行成本低、回收率高的特点，目前在轻烃回收技术中得到广泛应用。

关键词：轻烃回收冷剂制冷法一、轻烃回收技术的现状从天然气中回收的。

轻烃是优质的燃料，也是宝贵的化工原料，具有较高的经济价值。

冷凝分离工艺是利用原料气中各组分冷凝温度不同的特点，在逐步降温过程中依次将较高沸点的组分冷凝分离出来该工艺需要提供较低温位的冷量，使原料气降温.具有工艺流程简单、运行成本低、回收率高的特点，目前在轻烃回收技术中得到广泛应用。

目前国产化装置采用的主要工艺方法有冷剂循环制冷、膨胀制拎和混合制冷。

（1）制冷有氨、氟里昂、丙烷循环制冷。

氨和氟里昂已被逐渐淘汰丙烷冷剂压缩循环制冷属新开发应用的制冷工艺，制冷温度为一35一一30℃，制冷系数较大，丙烷冷剂可由轻烃回收装置自行生产，无刺激性气味，该工艺将在我国广泛应用。

（2）采用膨胀制冷法的工艺装置国内有膨胀机制冷和热分离机制冷两种方法大多数装置采用中低压小膨胀比的单级膨胀机制冷技术，膨胀比小（2—4），制冷温度一般为一50。

C，装置运行平稳，工艺技术成熟，膨胀机制冷工艺得到了广泛的应用。

目前国产化装置以回收LPG 为主，C3平均回收率不足60%，深冷装置少，膨胀制冷工艺流程单一，国产装置大多数是采用ISS（标准工业单级）膨胀制冷工艺。

国内开发应用的热分离机制冷技术，由于热分离效率低、适应性差、技术性能差、质量不过关等原因，在我国仍处于工业试验阶段。

（3）国外浅冷装置广泛采用丙烷制冷工艺，在美国和加拿大多用于处理c；含量较多的伴生气，处理量为2～20万/21/d。

69近年来，我国各大油气田增产提效，资源价值在不断的提升，经济效益好，回收价值高。

乙烷是一种应用于生产乙烯的优质原材料，具有很高的附加值。

因此，我国应该通过各项技术研究，提升乙烷的回收率。

一、过程和方法1.典型的液化天然气回收装置液化天然气回收厂使用工业标准的单级（ISS）涡轮膨胀机技术进行中高乙烷回收，ISS工厂的乙烷回收率通常为70-80%。

由于该工艺的性质，要提升乙烷的回收率，需要非常高的压缩要求。

2.乙烷高效回收工艺为了实现这些改进，人们采用了不同的方法，如分离蒸汽进料、贫回流、柔性回流、回收分离蒸汽等。

分离蒸汽进料已被公认为高乙烷回收最有效的工艺之一，这种工艺经过有效的改进后可以提升其灵活性。

这些设计既适用于新项目，也适用于现有乙烷回收项目的改造，采用较低的压缩比，可以有效的控制乙烷回收资因此，本研究选取这三种技术进行比较。

（1）气体过冷工艺（GSP）气体过冷过程（GSP）是采用分离蒸汽实现乙烷回收的方法之一，在这个过程中，经过大量冷凝和过冷后的一小部分非冷凝蒸汽被用作回流到塔顶。

主要部分通常在65-70%的范围内，像往常一样受到涡轮膨胀的影响。

尽管通过膨胀机膨胀的流量较小，但这种较冷的回流即使在较高的塔压下也能提高乙烷回收率。

因此，与ISS工艺相比，入口分离器可以在更高的温度下运行，从而使透平膨胀机的功率回收率净增加，并降低再压缩功率要求，降低了塔中二氧化碳冻结的风险。

（2）冷渣气回流（CRR）在下一代分离蒸汽工艺中，大量的研究中已尝试使用更稀的顶部回流以提高回收率。

冷渣油气回流（CRR）是这些方案中的一种，被纳入原始GSP设计中，以提高乙烷回收效率。

在该方案中，将过冷分流蒸汽引入塔的精馏段中部，主回流来自膨胀机出口。

使用该工艺，乙烷回收率非常高，超过99%，在经济上是可以实现的；但是，低温压缩机可能非常昂贵，该工艺的另一个优点是，它可以同时保持丙烷回收率超过99%，其也有更好的二氧化碳耐受性比GSP设计。

天　然　气　工　业Natural Gas Industry第41卷第5期2021年 5月· 121 ·“混合冷剂预冷+膨胀机制冷+双气过冷”乙烷回收工艺邱 鹏1　常志波1　刘子兵1　黄昌猛2　李建刚2　周小虎21.中国石油长庆工程设计有限公司2.中国石油长庆（榆林）油田有限公司摘要：天然气中所含的乙烷、丙烷等重烃组分是优质的化工原料，具有很高的附加值。

从天然气中回收乙烷需要采用深冷分离技术，而鄂尔多斯盆地上古生界气藏天然气因气质较贫、压力低且含有较多二氧化碳等原因，导致天然气露点温度低且在低温下容易发生干冰冻堵。

为此，研发了“混合冷剂预冷+膨胀机制冷+双气过冷”的乙烷回收工艺技术，通过对该工艺流程进行模拟计算，分析了影响干冰生成和乙烷回收率的主要工艺参数。

研究结果表明：①降低低温分离器操作温度以及增加脱甲烷塔顶回流量可以减小脱甲烷塔顶部物流中二氧化碳的浓度，从而降低干冰生成温度，提高脱甲烷塔防止干冰冻堵的能力；②膨胀机出口气进入脱甲烷塔的最佳位置在第14层理论板，此时乙烷回收率为95.7%，继续下移进料位置，乙烷回收率几乎不变反而会增加设备投资；③乙烷回收率随过冷原料气比例增加而升高，当过冷原料气比例超过20%后，乙烷回收率变化不大；④乙烷回收率随产品天然气回流量的增加而升高，适宜的回流量为3 000 kmol/h ，超过该值之后乙烷回收率的增幅变缓，而天然气增压功率却持续增加。

关键词：鄂尔多斯盆地；上古生界气藏；天然气；乙烷；深冷分离；混合冷剂；二氧化碳；干冰DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.05.013Ethane recovery process with "mixed refrigerant precooling + expander cooling +double gas overcooling"QIU Peng 1, CHANG Zhibo 1, LIU Zibing 1, HUANG Changmeng 2, LI Jiangang 2, ZHOU Xiaohu 2(1.PetroChina Changqing Engineering Design Co ., Ltd ., Xi'an , Shaanxi 710001, China ; 2.PetroChina Changqing Oilfield Company , Yulin , Shaanxi 719000, China )Natural Gas Industry, Vol.41, No.5, p.121-126, 5/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: Heavy hydrocarbon components contained in natural gas (e.g. ethane and propane) are high-quality chemical raw materials and their addition value is higher. Cryogenic separation technology is generally adopted to recover ethane from natural gas. However, the nat-ural gas produced from the Upper Paleozoic gas reservoirs of Ordos Basin is characterized by low ethane content, low pressure and high carbon dioxide concentration, so it has low dew point temperature and tends to form dry ice blockage at low temperatures. To solve these problems, this paper develops a new ethane recovery technology, namely "mixed refrigerant for precooling + expander for refrigeration + dual gas for subcooling". Then, this technological process is simulated and calculated, and the main process parameters affecting the for-mation of dry ice and the ethane recovery are analyzed. And the following results were obtained. First, by decreasing the operation tem-perature of low temperature separator and increasing the reflux rate at the top of the demethanizer, the carbon dioxide concentration of the fluid at the top of the demethanizer can be reduced, which leads to the reduction of the formation temperature of dry ice. As a result, the demethanizer's capacity of preventing dry ice blockage is improved. Second, the optimum position for the expander outlet stream to enter the demethanizer is on the 14th theoretical plate, where the ethane recovery is up to 95.7%. And if the feed position is moved downwards further, the ethane recovery is basically unchanged while the equipment investment is increased. Third, the ethane recovery increases with the increase of the subcooled raw gas ratio, but when the ratio exceeds 20%, it has little effect on the ethane recovery. Fourth, the ethane recovery increases as the reflux rate of product natural gas increases. And the optimum reflux rate is 3 000 kmol/h, beyond which, the in-crease amplitude of ethane recovery slows down whereas the gas compression power increases continuously.Keywords: Ordos Basin; Upper Paleozoic gas reservoir; Natural gas; Ethane; Cryogenic separation; Mixed refrigerant; Carbon dioxide; Dry ice基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“长庆油田5 000万吨持续高效稳产关键技术研究与应用”（编号：2016E-0513）。

中海油LPG回收改造装置使海上油田成节能新军巨的任务，而在一座空间相对较小、生产加工和生活区模块高度集中的浮式生产储油装置(简称FPSO)上回收加工再利用液化石油气，其间的设备和技术则更是一项艰巨的挑战。

针对此，中国海油近几年来通过对现有技术装备不断优化改造，终于使在FPSO上燃烧的火炬不再黑烟滚滚，将资源的回收再利用应用规模和技术手段拉到一个新的水平。

据中国海油湛江分公司副总经理陈益民介绍，11月5日，中国海洋石油有限公司湛江分公司的文昌油田液化石油气(LPG)回收装置，安全运行了半个月，运行平稳，达到了试生产的预期效果，日均回收液化石油气110立方米、凝析油70立方米。

文昌油田LPG回收改造项目正常生产后，每年可回收约10万立方米石油伴生气，该项目对于海洋环境保护将起到积极作用。

海上油田节能潜力巨大中国海油湛江分公司LPG回收改造装置达到试生产预期效果，一方面延长了油田的经济寿命，同时也说明了资源类企业在今后的发展过程中，资源的回收再利用逐步提高至与能源的生产开发处于相同，甚至更为重要的层面。

陈益民介绍说，从目前看，海上油田节能潜力巨大，因为油田在开采过程中，在油层间会出现伴随石油液体出现的气体，主要成分是甲烷，通常含有大量的乙烷和碳氢重组分。

伴生气回收处理就是指将乙烷、丙烷、丁烷和重组分从气流中分离出来，它们可以被进一步加工，作为纯组分或天然气混合液(NGL)或LPG销售。

因此伴生气属于可利用能源。

但是，由于受到技术手段的制约，加之在油田开采过程中伴生气相对难以控制，很大一部分伴生气被排空或烧掉。

他还举了一个很形象的例子来说明问题：在文昌油田作业的中国海油湛江分公司南海奋进号FPSO上，常年燃烧着一把火炬以燃烧方式处理来自海上油田的伴生气。

经过计算，奋进号上的这支火炬每天烧掉的伴生气和凝析油，如果按照当时的价格，相当于一辆法拉利。

因此，中国海油湛江分公司刻不容缓地上马伴生气改造利用项目，提高油田产能，促进节能经济的发展。

LNG接收站回收乙烷的工艺流程分析
贾保印;刘峰;刘以荣;戚家明;胡本源;庄芳
【期刊名称】《石油工程建设》
【年(卷),期】2024(50)3
【摘要】从LNG接收站中分离出乙烷及其他轻烃不但可以避免与下游燃气产生互换性问题,还能为下游石油化工提供乙烷原料,可获得额外的经济效益。

依托LNG 接收站的实际运行维护情况,开展从LNG接收站中分离乙烷的方案研究,并从原料稳定性、能耗、电气化率、安全泄放、冷能利用等方面对比气体分离和液体分离2种工艺流程。

研究表明:液相分离工艺具有原料操作温度和压力波动性小、无需天然气增压、自用自身冷量、负荷调节范围广、就地取材利用环境热源、乙烷回收率高等特点,同时对LNG接收站外输波动规律的匹配性强;此外,LNG接收站开展乙烷回收对天然气管网安全运行、提升LNG接收站经济效益、冷热能量综合利用,以及上下游一体化发展,具有十分重要的意义。

【总页数】8页(P35-41)
【作者】贾保印;刘峰;刘以荣;戚家明;胡本源;庄芳
【作者单位】中国寰球工程有限公司;昆仑能源有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】F42
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