天然气液化与轻烃回收联产工艺研究

张军辉 白 聪

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 2.中国石油管道局工程有限公司天津分公司

天然气液化与轻烃回收联产工艺研究

张军辉1白 聪2

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 2.中国石油管道局工程有限公司天津分公司

轻烃回收 LNG 混合制冷 联产工艺

1 工艺流程

1.1 传统工艺

DHX塔轻烃回收工艺如图1所示，原料气1利用混合制冷剂循环提供的冷量降温后在低温分离罐中分离出气液两相。液相4在冷箱中复热后通入脱乙烷塔，气相3通过吸收塔脱除部分C1、C2后，再通入脱乙烷塔进一步除去C1、C2。脱乙烷塔塔底液相6通入脱丁烷塔精馏得到液化石油气和稳定轻油。

MRC天然气液化流程见图2，天然气利用制冷循环提供的冷量，初冷后分离出重烃，再经深冷节流后形成液体，其压力和温度分别为100 kPa、-161 ℃。

1.2 联产工艺

联产工艺流程如图3所示。工艺主要分为混合制冷剂制冷循环部分与天然气液化、轻烃回收部分。

混合制冷剂17经压缩水冷后进入主冷箱降温，然后将物流11通入至分离罐二，塔顶气相13经过冷箱和节流阀，逐级降温后作为冷源为过冷箱提供冷量。液相12则通过节流阀降温后与由过冷箱出来的制冷剂15混合后为主冷箱提供冷量，进行复热。复热后得到常温常压的混合制冷剂17，进而进入下一循环。

原料气通过主冷箱降温通入低温分离器，气相4进入吸收塔(DHX塔)，液相3通过冷箱升温进入脱乙烷塔。重接触塔塔顶出口气相10通入过冷箱降温，再通过节流阀降温至-161 ℃后流进储罐。脱乙烷塔塔顶气相8通过冷箱降温后作为重接触塔的吸收剂，塔底液相9通入脱丁烷塔精馏得到液化石油气和稳定轻油。

2 流程模拟及分析

2.1 进料条件

为研究联产工艺适用气质，依次按贫气到富气过渡，选取7组经脱硫、脱碳、脱水处理后的不同组成气样作为原料气，基于HYSYS在相同的进料条件(温度为25 ℃，压力(表压)为2 800 kPa，流量为38.61×104m3/d)下考察传统与联产工艺差异。原料气组成见表1。

表1 典型原料气组成Table1 Compositionoffeedgasy/%C1C2C3i⁃C4n⁃C4i⁃C5n⁃C5C+6N2CO2气样196．750．990．490．490．490．390．290．080．020．00气样290．951．972．520．8791．560．670．570．550．330．00气样385．182．944．541．262．620．940．851．010．640．00气样480．223．956．631．672．701．221．141．490．960．00气样573．664．888．582．034．741．481．411．941．260．00气样667．905．8410．62．425．791．751．692．411．570．00气样762．206．7912．592．806．852．021．972．871．880．00

2.2 模拟流程

利用HYSYS软件分别对7组气质的传统工艺与联产工艺流程进行模拟，模拟流程见图4～图6[7-9]。

两种工艺均在相同操作参数下运行(见表2)。

2.3 结果与分析

7组气样分别通过两种工艺得到的液化天然气、液化石油气及稳定轻油组成如表3所示。

表2 主要操作参数Table2 Mainoperationparameters项目操作参数分离罐V⁃100入口温度/℃-80脱乙烷塔塔板数/个10脱乙烷塔塔顶压力/kPa1800脱乙烷塔塔底压力/kPa1850脱丁烷塔塔板数/个12脱丁烷塔塔顶压力/kPa1300脱丁烷塔塔底压力/kPa1350LNG出口温度/℃-161．6LNG出口压力/kPa100空冷箱AC⁃101出口温度/℃30空冷箱AC⁃103出口温度/℃30冷凝器E⁃102出口温度/℃10

一级LNG:

y(C1)/y(C2)≥0.85/(1-0.85)=5.67

(1)

二级LNG:

y(C1)/y(C2)≥0.75/(1-0.75)=3

(2)

式中：y(C1)为原料气中C1的摩尔分数；y(C2)为原料气中C2的摩尔分数。

表4 液化天然气部分技术指标Table4 SometechnicalindicatorsofLNG%项目质量指标一级二级y(C1) ≥8575y(C4) ≤1．52．0y(C+5) ≤0．10．5

对比表3中不同工艺的液化石油气与稳定轻油的组成情况可知，联产工艺与传统工艺回收轻烃的组成相差不大。

在相同操作条件下，联产工艺与传统工艺的模拟结果见表5。

由表5中两种工艺模拟结果的对比可知，对于不同组成原料气联产工艺与传统工艺的C3收率、液化石油气产量、稳定轻油产量基本相同。同时，通过联产工艺能有效减少单位能耗。

表3 产品组成对比Table3 Comparisonofproductioncompositiony/%气样1气样2气样3气样4气样5气样6气样7联产传统联产传统联产传统联产传统联产传统联产传统联产传统液化天然气C197．9497．9197．1397．0295．6396．0593．9495．0892．0594．2589．9693．2188．0891．95C21．741．292．551．814．112．505．793．217．643．849．714．5911．565．51C30．250．420．260．870．161．110．111．350．081．480．041．70．011．97i⁃C40．050．200．000．110．000．100．000．110．000．110．000．120．000．13n⁃C40．010．130．000．120．000．120．000．100．000．150．000．170．000．19i⁃C50．000．040．000．010．000．010．000．010．000．010．000．020．000．02n⁃C50．000．020．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．01C+60．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00N20．000．000．060．060．120．100．170．130．230．160．290．190．340．22CO20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00液化石油气C10．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00C22．872．871．381．381．231．231．111．111．161．161．141．141．131．13C395．1395．1396．6296．6296．7796．7796．8996．8996．8496．8496．8696．8696．8796．87i⁃C41．851．851．741．741．701．701．761．761．661．661．651．651．641．64n⁃C40．150．150．260．260．300．300．240．240．340．340．350．350．360．36i⁃C50．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00n⁃C50．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00C+60．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00N20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00CO20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00稳定轻油C10．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00C20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00C30．550．550．550．550．550．550．550．550．550．550．550．550．550．55i⁃C426．7926．7919．9419．9417．9017．9019．0919．0816．4016．4016．1016．1015．8415．84n⁃C428．2128．2036．9636．9639．2839．2833．0133．0141．0041．0041．3241．3241．6441．64i⁃C522．8122．8115．8515．8514．1314．1315．0115．0112．8812．8812．5712．5712．3612．36n⁃C516．9616．9713．6513．6512．8612．8614．0214．0212．2712．2712．1412．1412．0512．05C+60．470．4713．0513．0515．2815．2818．3318．3316．8916．8917．3117．3117．5617．56N20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00CO20．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．000．00

表5 联产工艺与传统工艺模拟结果对比Table5 Comparisonofsimulationresultsbetweencogenerationprocessandconventionalprocess计算内容以液化石油气和轻油计算C3收率/%液化石油气产量/(t·d-1)稳定轻油产量/(t·d-1)液化率/%LNG产量/(t·d-1)能耗/(106kJ·h-1)单位能耗/(MJ·t-1)气样1联产工艺89．532．8219．7756．07163．25101．06545．34传统工艺88．632．8219．7767．93199．28120．88545．65气样2联产工艺95．6418．6649．4476．01222．64132．62457．82传统工艺95．3718．6649．4473．43217．28147．03516．13气样3联产工艺99．1235．5678．6170．74209．65144．28446．42传统工艺99．1035．5778．6159．92179．11154．27526．93气样4联产工艺99．1552．7198．2367．12201．71156．72444．92传统工艺99．1352．7198．2350．20151．56162．32537．22气样5联产工艺96．9668．76136．7462．48190．64167．72423．83传统工艺96．9568．75136．7438．17116．24168．41524．01气样6联产工艺99．2785．29165．8358．07180．18182．99424．71传统工艺99．2585．16165．8529．3190．26177．34520．15气样7联产工艺99．08101．30194．8152．95166．76314．76680．34传统工艺99．05101．44194．8121．7567．87302．83832．45 注：液化率=LNG摩尔流量/原料气摩尔流量。

(3)

联产工艺单位能耗平均降低比例：

(4)

式中：q联n为第n组气样联产工艺单位能耗，MJ/t;q传n为第n组气样传统工艺单位能耗，MJ/t。

3 结 论

综合现有液化天然气、轻烃回收工艺，提出了联产方案，该工艺能在天然气液化的同时进行轻烃回收。通过模拟、对比得出以下结论：

(2) 联产工艺与传统工艺的C3收率、液化石油气产量、稳定轻油产量基本相等。

[1] 苏欣， 黄健, 唐恂, 等. 低压油田气混合制冷轻烃回收工艺能耗分析[J]. 天然气与石油， 2008, 26(4)： 39-43.

[2] 刘宏. 混合工质制冷流程(MRC)液化天然气及轻烃联合生产装置简介[J]. 天然气化工， 2012, 37(2)： 43-44.

[3] 刘祎飞, 诸林, 王科, 等. 轻烃回收直接换热工艺优化研究[J]. 天然气与石油， 2015, 33(2)： 37-40.

[4] 诸林. 天然气加工工程[M]. 2版. 北京： 石油工业出版社， 2008.

[5] 李士富. 油气处理工艺及计算[M]. 北京: 中国石化出版社， 2010.

[6] 周刚, 郭林林, 李哲, 等. 基于HYSYS的轻烃回收工艺方案优化[J]. 石油与天然气化工, 2016, 45(4): 5-9.

[7] 徐敏航, 汪大林, 张子波, 等. 锦州20-2终端轻烃回收制冷工艺方案比选研究[J]. 石油与天然气化工， 2013, 42(2): 119-122.

[8] HUA NG Z G， WANG R S， GU A Z， et al. Modeling and simulation of skid-mounted LNG plants using HYSYS software[J]. Journal of Donghua University, 2007, 24 (1): 1-6.

[9] 石玉美, 顾安忠, 汪荣顺, 等. 混合制冷剂循环液化天然气流程的优化分析[J]. 工程热物理学报, 2000, 21(4): 409-412.

Study on cogeneration of LNG and light hydrocarbon recovery process

Zhang Junhui1， Bai Cong2

1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin,China2.ChinaPetroleumPipelineEngineeringCorporationTianjinBranch,Tianjin,China

light hydrocarbon recovery, LNG, mixed refrigeration, cogeneration process

张军辉(1985-)，男，工程师，现就职于中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，主要从事化学工程与工艺方面的工作。E-mail：zhangjh5@cnooc.com.cn

TE642

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.04.009

2017-01-10；

2017-04-06编辑：康 莉