新超音速分离技术简介

新超音速分离技术简介演示文稿现在是1页\一共有84页\编辑于星期六（优选）新超音速分离技术简介现在是2页\一共有84页\编辑于星期六3超音速分离（3S）技术1、概述2、基本原理3、发明单位及取得专利情况4、技术特点和优势5、工艺应用和实际效果6、工艺应用分类7、应用范围和适应条件

现在是3页\一共有84页\编辑于星期六41.概述

超音速分离器：SuperSonicSeparator，简称3S；

3S是一种超音速低温分离装置；由俄罗斯ENGOResearchCenter的专家基于航天技术的空气动力学成果而研发的一项天然气处理加工新技术；

1996年开始3S的研究和测试工作；2004～2006年完成工业试验测试；2007年起投入商业运行。目前，3S的设计、计算、加工制造及工业化应用已经成熟。3S可广泛用于陆上和海上天然气（含伴生气）的脱水、脱烃、脱硫、脱碳等领域。牙哈3S分离器外观（处理量（180~185）×104m3/d）现在是4页\一共有84页\编辑于星期六5

3S由旋流器、超音速喷管、工作段、气液分离器、扩散器和导向叶片等六部分组成。2.3S结构及工作原理现在是5页\一共有84页\编辑于星期六6

天然气首先进入旋流器旋转，产生加速度为106m/s2的旋流。该旋流在超音速喷管入口表面的切线方向产生一个或多个气体射流（这种有选择性的喷射可以对3S进行优化设计），并在喷管内降压、降温和增速。气体体积膨胀发生在超音速喷管中。温度降低是由于部分气体的热量转化为动能，这种动能可以再用来增加超音速或亚音速扩散器的压力。天然气温度降低后，其中的水蒸气和重组分凝结成液滴，在旋转产生的切向速度和离心力（105g）的作用下被“甩”到管壁上，通过专门设计的工作段出口排出，气体则经扩散器后流出，从而实现气液分离。

天然气经扩散器减速、增压、升温后，使天然气经3S喷管损失的压力能大部分得以恢复，从而大大减少了天然气的压力损失。基本工作原理现在是6页\一共有84页\编辑于星期六73.研制单位及取得专利3SGasTechnologies俄罗斯ENGO研究中心(ENGOResearchCenter,Russia)在俄罗斯莫斯科设有研究实验中心、实验装置现在是7页\一共有84页\编辑于星期六83S技术已在俄罗斯取得专利：RU№2272973、RU2348871，等国际发明专利：PCT/CA2005/001437。

美国、德国、法国、英国、意大利、荷兰、挪威、澳大利亚、中国、马来西亚等国和欧亚专利联盟获得专利。国际专利组织已向上述国家正面推荐使用3S技术。现在是8页\一共有84页\编辑于星期六94.技术特点和优势⑴基本技术特点⑵应用技术优势⑶与常用内制冷技术的比较⑷研究成果现在是9页\一共有84页\编辑于星期六10⑴基本技术特点

温降大天然气经喷嘴节流后，急速膨胀，内部工作段温度急速降低（最大温降-100℃），到达扩散段以后又逐步回升。随着入口气流温度的降低，工作段温度相应更低。现在是10页\一共有84页\编辑于星期六11一次性分液天然气温度降低后，凝结成液滴的水蒸气和重组分，在旋转产生的切向速度和离心力的作用下被“甩”到管壁上，通过专门设计的工作段出口排出。实现气液分离，一次性把液体分离排出。现在是11页\一共有84页\编辑于星期六12不生成水合物

由于天然气气流在3S内的流动速度达550m/s以上,停留时间很短，所以在3S内不会生成水合物。压降小

虽然3S分离天然气中的水分和凝液也是通过降低天然气自身的压力，从而降低天然气的温度来实现的，但是由于天然气在扩散器内的压力回升，使3S设备的进出口压差大大小于超音速喷管的压差。现在是12页\一共有84页\编辑于星期六13⑵应用技术优势效率高3S超音速分离器，外形好似管段加T形接头，体积小，制冷速度快，温降大，分离时间短，单只处理气量大。超音速分离装置集膨胀机、分离器、压缩机的功能于一体，将待处理的气体在达到超音速时急速冷却,完成脱水、脱烃后再将其压力恢复，整个过程不需要外力的作用,完全利用了天然气自身的压力做功。现在是13页\一共有84页\编辑于星期六14简化工艺

3S超音速分离器，是一种创新的致冷、脱水脱烃高效设备，集致冷、气液分离、一次性产生干气等功能于一体，应用于气体处理工艺流程，可以减少设备、实现真正意义的短流程，使效率低、能耗高、工艺复杂的常规的流程发生革命性创新。现在是14页\一共有84页\编辑于星期六15低能耗

由于天然气在喷管后半部是扩散器的减速、增压、升温后作用，使天然气经3S喷管损失的压力能大部分得以恢复，从而大大减少了天然气的压力损失。与外加冷源相比，节省能耗。在一定的条件下，3S不仅比等焓节流膨胀制冷的J-T阀效率高，而且也比等熵节流膨胀的膨胀机效率高。在相同压差情况下，3S可使天然气产生更大的温降，在相同温降条件下，3S节省较大能耗。利用3S于高酸性气体处理中，将为节能降耗作出贡献。现在是15页\一共有84页\编辑于星期六16长期可靠

3S本身无转动部件，无损耗，操作简单，运行成本低、稳定可靠，无维护工作量。绿色环保运行过程中，无噪声、无排放、无污染，对环境无影响，可实行全绿色工艺。现在是16页\一共有84页\编辑于星期六17⑶与常用内制冷技术的比较

①.3S与传统的J-T阀和膨胀机制冷分离设备相比，在相同压差情况下，3S可使天然气产生更大的温降。现在是17页\一共有84页\编辑于星期六18进出口压差与温差关系图从上图可见，在设备进出口压力比（p1/p2）为2.0的情况下，3S喷管进出口温降为50℃，膨胀机进出口温降为16℃，J-T阀为10℃.并且随着压力比增大温降差也随之增大。温降大，天然气获得的水露点和烃露点就低，或者说达到相同天然气水露点和烃露点情况下，所需要的压力降就小。现在是18页\一共有84页\编辑于星期六19②.在一定条件下，3S不仅比等焓节流膨胀制冷的J-T阀效率高，而且也比等熵节流膨胀的膨胀机效率高。现在是19页\一共有84页\编辑于星期六203S与J-T阀效率比较上图显示的是在流速时，在试验装置中一系列的测试运行结果。纵坐标表示3-S分离器的效率，横坐标轴表示J-T阀的效率。分离效率用Δα=α0-α测量，α0和α分别表示开始和结束时，组分的摩尔浓度。注：在任何情况下，3S的效率都比J-T阀的效率高现在是20页\一共有84页\编辑于星期六21在后冷器温度为-10℃时，3S比J-T阀的C3+收率约高30%，比膨胀机的C3+收率约高9%；在后冷器温度为-30℃时，3S的C3+收率比J-T阀和膨胀机分别高约20%和7%。后冷器温度对C3+收率的影响现在是21页\一共有84页\编辑于星期六22③.3S能耗低，适应性强在凝液收率相同的情况下，使用3S可减少功耗50～70%；用3S替代膨胀机可减少压缩功15～20%。特别是当膨胀机由于技术原因（诸如进口压力太高），或在中小油气田使用膨胀机不经济的场合，3S的优势更加突出。现在是22页\一共有84页\编辑于星期六23高输出压力时，不同制冷工艺流程对比

金都源泉现在是23页\一共有84页\编辑于星期六24上图所示为，某天然气的温度为T1，压力为P1，要求输出压力为P2，采用J-T阀、膨胀机和3S工艺以分离天然气中NGL时的工作过程。从图中可见：采用J-T阀直接节流膨胀制冷（A-D-F-E）流程是不可能从天然气中分离NGL组分的；采用膨胀机节流膨胀制冷（A-D’-F’-E’-E）流程，虽然由于膨胀机的同轴压缩机能给输出气增压约20%，而使膨胀机的出口压力低于P2，使膨胀机出口温度低于天然气的临界温度（Tc），但其压力仍高于临界压力（Pc）而处于天然气相包络线外的气相区，因此也不可能从天然气中分离出NGL组分；采用3S节流膨胀制冷（A-B-C）流程时，由于天然气在3S喷管中损失的压力能，可以在其后过程中大部分得到恢复，因此可以将天然气的压力降低到Ｐ3，温度也随之降到Ｔ3，使天然气进入两相区，实现NGL分离，然后天然气再升压至P3，温度也随之升高至接近天然气的进口温度T1。金都源泉现在是24页\一共有84页\编辑于星期六25

如果要采用J-T阀和膨胀机节流膨胀制冷分离NGL组分，则需要进一步降低J-T阀和膨胀机出口压力，即增大膨胀比，使计算收敛的J-T阀和膨胀机的出口压力和温度低于天然气Tc和Pc才能进入天然气相包络线两相区。这样虽然能分离天然气中的NGL组分，使天然气的出口压力却低于要求的输出压力P2，其结果必然是要对装置出口天然气进行增压，这不仅要增加压缩设备，而且还要消耗大量能量，其中J-T阀能耗最大。

金都源泉现在是25页\一共有84页\编辑于星期六26④在NTSUPMT项目中，3S与JT阀的对比现在是26页\一共有84页\编辑于星期六2727采用J-T阀的NTSUPMT流程图原料气甲醇甲醇水+甲醇溶液凝析液干气水+甲醇溶液凝析液J-T阀现在是27页\一共有84页\编辑于星期六2828采用3S的NTSUPMT流程图原料气甲醇凝析液水+甲醇溶液甲醇凝析液水+甲醇溶液干气现在是28页\一共有84页\编辑于星期六29293S设计图TLT&ENGO干气原料气气液混合物3S-分离器流量计调节阀球阀球阀现在是29页\一共有84页\编辑于星期六30NTS中，3S与J-T阀的对比TLT&ENGOParameters采用3S采用J-T阀工况1工况2工况3工况2工况3分离器10С-1出口气压力,МPа11,7811,5011,0311,5111,00分离器10С-1出口气温度,°С9,78,16,05,84,0分离器10С-2出口气压力,МPа7,607,647,607,667,66分离器10С-2出口气温度,°С-23,9-24,9-24,2-28,5-27,0UPMT外输气压力,МPа7,497,567,537,537,53UPMT外输气流量,th.s.m3/h11,43011,19010,65010,24010,1703S入口压力,МPа10,9410,7010,21--3S入口温度,°С-9,6-11,0-12,1--3S液相出口压力,МPа7,567,647,61--3S气相出口压力,МPа7,577,617,57--3S气相出口温度,°С-22,2-23,4-23,0--3S气相出口烃露点,°Сbelow-40*below-40*-31--外输气烃露点,°С-29below-40*-34-20-223S气相出口С5+含量,g/sm34.313.865.11--外输气中С5+含量,g/sm35.795.866.349.198.49现在是30页\一共有84页\编辑于星期六313S出口干气组成TLT&ENGO3S出口干气组成Composition,%,mol工况1.（11.8Mpa）工况2.(11.5Mpa)工况3.(11.0Mpa)Methane93,88293,79593,609Ethane3,9563,9604,130Propane1,2121,2481,363i-butane0,1810,1680,181n-butane0,1630,1810,199i-pentane0,0320,0340,041n-pentane0,0240,0250,032Hexane0,0160,0140,023Heptane0,0190,0110,033Octane+highest0,0090,0100,014Helium0,0210,0140,016Hydrogen0,0070,0070,007Carbondioxide0,0060,0080,003Nitrogen0,4710,5210,340Oxygen0,0010,0040,010现在是31页\一共有84页\编辑于星期六32

低温分离器10C-2出口气体组成TLT&ENGO工况1.(11.8Мpa)工况2.(11.5Мpa)工况3(11.0Мpa)Composition,%об.3S3SJT3SJTMethane92,88292,79492,24692,70292,188Ethane4,2674,2634,5304,3224,550Propane1,5351,6481,7401,6461,770i-butane0,2400,2640,2980,2730,305n-butane0,2700,3050,3770,3230,386Neopentane0,0000,0000,0050,0000,006i-pentane0,0590,0700,0880,0750,091n-pentane0,0440,0530,0760,0560,078Hexane0,0250,0280,0460,0310,046Heptane0,0280,0230,0370,0250,034Octane+highest0,0120,0040,0090,0050,006Benzol0,0000,0000,0010,0000,001Toluol0,0000,0000,0010,0000,001Helium0,0170,0170,0230,0160,015Hydrogen0,0070,0070,0070,0070,007Carbondioxide0,0040,0030,0030,0030,005Nitrogen0,6010,5140,5030,5140,507Oxygen0,0090,0070,0090,0030,005现在是32页\一共有84页\编辑于星期六33在工况2(11.5Mpa)下，烃露点对比TLT&ENGO压力,МPа6,97,07,027,097,47,4367,57,517,537,5387,547,56and

higher工况2，3S外输气-27,3-28,3-28,5-29,4-34,4-35,3-37,4-37,9-39,1-40,0below-400Сbelow

-400С3S出口干气-36,2-38,7-39,3-43,6below-400Сbelow-400Сbelow-400Сbelow-400Сbelow-400Сbelow-400Сbelow-400Сbelow

-400С工况2，J-T阀外输气-14,7-15,4-15,5-16,1-18,8-19,1-19,8-19,9-20,1-20,2-20,2-20,4and

below

-实测压力

-

临界气体现在是33页\一共有84页\编辑于星期六341000×104.m3/day处理量的3S设计方案7300х4850х700011600х4850х5450800х7100х570034现在是34页\一共有84页\编辑于星期六351000×104.m3/day的3S设计方案3S球阀球阀球阀调节阀调节阀流量计流量计流量计现在是35页\一共有84页\编辑于星期六36⑷一些研究成果1.关于天然气净化：

在进气压力为100bar，进气温度为20℃的条件下，将入口压力降低17-20%可使出口气体的露点（水露点和烃露点）达到-10℃

；若将入口压力降低22-25%，可使出口气的露点达到-15℃。2.关于丙烷/丁烷的提取（LPG）:

具有足够进口压力，但要使出口压力为60bar时，与现有的最好技术系统相比，其能效最高：—对于‘浅冷’系统---在C3+提取率相同的情况下，可以节约压缩功15-20%；或在压缩功相同的情况下，收率达到85%；—对于‘深冷’系统---

可以节约压缩功15-18%。—对于伴生气而言，无需使用透平膨胀机和冷却器，可使收率达到90%。3.关于乙烷收率:为乙烷回收工厂开发了新的工艺技术，可节省30%以上的压缩功。现在是36页\一共有84页\编辑于星期六375、工艺应用和实际效果

⑴3S基本工艺流程⑵UKPGofGubkinskoefield项目⑶Zapolyarnoefield(Gazprom)项目⑷牙哈凝析油气田的应用现在是37页\一共有84页\编辑于星期六38⑴3S应用基本流程基本流程一现在是38页\一共有84页\编辑于星期六39基本流程二（无冷凝液损失）现在是39页\一共有84页\编辑于星期六40⑵

Gubkinskoe油田的UKPG项目2007年中下旬3S模块在UKPG现代化改造中开始投运。自11月27日起，3S模块处于长期稳定运行中。UKPG现代化改造的目标是（

在入口压力下降的情况下）：①增加气体处理量②增加凝析液量③按照OST51.40-93标准,保证露点④保证外输压力运行表明，以上目标均已达到：处理气的流量增加了（6-8）×103.n.m3/h；凝析液增加10-11吨/天；烃露点达到–270С。现在是40页\一共有84页\编辑于星期六41Gubkinskoe油田

UKPG-1项目改造中采用的3S模块现在是41页\一共有84页\编辑于星期六423S运行照片(July2007.)现在是42页\一共有84页\编辑于星期六43

3S运行验收证明DataData’sEnglishinterpretation现在是43页\一共有84页\编辑于星期六443S运行主要技术参数Дата19.1127.1128.1129.113S-separationoperationregimeSwitchedoffswitchedonswitchedonswitchedonFlowrateofprocessedgasattheregistrationunit

nm3/hour82545884278741388601Flowrateoftheprocessedgasontheinletof3S-separationblocknm3/hour042214,84384544632Condensateflowrate,whichprocessedintheLTSblockanddirectedintothestabilizationblock(fromС-1andС-3)kg/hour1219714022,814424,914229,8PressureofgasontheinletoftheUKPGMPa8,68,08,08,0TemperatureontheUKPGinlet

оС10,61212,412,6PressureofgasattheinletofUKPGMPa5,05,105,105,10Pressureofagasupstreamheat-exchangersАТ1,2,3MPa8,27,97,97,9Temperatureupstreamtheheat-exchangerАТ1,2,3оС6,61212,212,5PressureintheseparatorС-2MPa6,15,55,55,5TemperatureintheseparatorС-2

оС-16,4-24,9-25-24,4Temperaturebeforethethrottle

KRD-5оС-15,9-18,1-17,7-17,0LiquidflowratefromtheseparatorС-3Kg/hour3541,44430,34620,64635,2PressureintheseparatorС-3MPa0,80,80,80,8TemperatureintheseparatorС-3оС-14,1-21-21-20,4CondensateflowratefromtheseparatorС-1Kg/hour8655,49592,59804,39594,6现在是44页\一共有84页\编辑于星期六45天然气组分Date19November200727November200728November200729November2007

GascompositionattheoutletoftheUKPG-1*(analysis36)GascompositionattheoutletofLTS-3S(analysis44)GascompositionattheoutletofUKPG-1(analysis45)GascompositionattheoutletofLTS-3S(analysis51)GascompositionattheoutletofUKPG-1(analysis47)GascompositionattheoutletofLTS-3S(analysis54)GascompositionattheoutletofUKPG-1(analysis55)Components%масс.%мол.%масс.%мол.%масс.%мол.%масс.%мол.%масс.%мол.%масс.%мол.%масс.%мол.О20.0130.0070.0150.0080.0080.0050.0070.0040.0090.0050.0070.0040.0100.006N21.5050.9871.6061.0231.5861.0231.6191.0311.5280.9841.6581.0561.5320.987CH478.30089.71781.96991.16180.17590.34382.01891.17480.49090.52081.91891.09980.42290.479CO22.0040.8372.0770.8422.0610.8472.0830.8442.0720.8492.1100.8562.0750.851C2H68.0284.9087.9004.6878.1724.9137.9144.6938.0754.8457.9754.7328.1474.890C3H84.4551.8573.5311.4294.2901.7593.5171.4224.1461.6963.5541.4384.0961.676i-C4H102.4260.7671.4250.4371.9490.6061.4040.4311.9250.5981.4070.4321.9610.609n-C4H101.5930.5040.8330.2561.0850.3380.7860.2411.0930.3390.7800.2391.0810.336i-C5H120.8870.2260.3810.0940.4190.1050.3790.0940.4070.1020.3490.0860.4180.105n-C5H120.5120.1300.2050.0510.2080.0520.2170.0540.2040.0510.2010.0500.1970.049C6+0.2790.0590.0580.0120.0460.0100.0560.0120.0510.0110.0400.0080.0620.013C5+,%1.6780.4150.6440.1570.6730.1670.6520.1600.6620.1640.5900.1440.6770.167C5+,г/н.м312.8624.7895.0724.8464.9044.3875.094Dewpointonthehydrocarbons(compulation),0С-11-31.6-27.1-31.8-27.4-33.2-27.1*UKPGoperationwithoutLTS-3Sblock现在是45页\一共有84页\编辑于星期六46UKPG改造前后对比改造前改造后烃露点

(0С)-4,7-20,6入口流量

(nm3/hour)8540092100干气流量(nm3/hour)8200088400入口压力

(MPa)9,278,77出口压力(MPa)5,375,41凝液量(tonn/day)167,2189,6出口气中C3+含量

(%mol)0,4550,214TLT&ENGO现在是46页\一共有84页\编辑于星期六4747Zapolyarnoe油田

(Gazprom)项目TLT&ENGO

2009年，3S分离器用于ООО«ГазпромдобычаЯмбург»公司凝析气田开发前期的燃料制备装置UKPG-15。现在是47页\一共有84页\编辑于星期六48①工艺流程原料气甲醇甲醇甲醇干气火炬液相出口气循环进入3S，整个流程无凝液损失现在是48页\一共有84页\编辑于星期六49②3S分离装置设计图现在是49页\一共有84页\编辑于星期六50③.设计及试验数据3S-分离器Р=11.568МРаТ=-10.130СР=6.859МРаТ=-30.780СР=5.0МРа,Т=-(70-80)0С原料气干气组成成分(%mol甲烷-91.412乙烷-4,454丙烷-1,971丁烷-0,952组成成分(%mol)甲烷-94,499乙烷-3,589丙烷-1,002丁烷-0,282注：3S处理量约30×104m3/d。现在是50页\一共有84页\编辑于星期六5151Pilot3S-unitforZapolyarnoefield

TLT&ENGO现在是51页\一共有84页\编辑于星期六5252Pilot3S-unitforZapolyarnoefield

TLT&ENGO现在是52页\一共有84页\编辑于星期六5353Pilot3S-unitforZapolyarnoefield

TLT&ENGO现在是53页\一共有84页\编辑于星期六54⑷牙哈凝析油气田的应用①J-T阀工艺流程现在是54页\一共有84页\编辑于星期六55②3S工艺流程现在是55页\一共有84页\编辑于星期六56③牙哈3S模块组成

3S模块由3S分离器、测量仪表、调节阀等组成。金都源泉3S入口流量计气相出口流量计入口调节阀气相出口调节阀液相出口调节阀温度计、压力表短接现在是56页\一共有84页\编辑于星期六57④3S外形尺寸现在是57页\一共有84页\编辑于星期六58⑤现场安装照片原料气入口液相出口干气出口现在是58页\一共有84页\编辑于星期六59⑥运行结果

1.3S设计参数与运行参数对照表参数入口流量入口压力入口温度气相出口压力气相出口温度液相出口温度设计值362.8×104m3/d10.85Mpa4.38℃7.0Mpa-8.82℃-14.21℃运行值380×104m3/d9.60Mpa5.30℃6.94Mpa-5.94℃-10.42℃现在是59页\一共有84页\编辑于星期六602.运行3S与运行J-T阀（2011年6月27日阀后-17℃）对比

制冷设备01V-2202A液量01V-2202B液量烃露点（7MPa时）水露点（7MPa时）J-T阀22.87m3/h-6.85℃-19.15℃3S运行27.28m3/h-38.2℃-46.4℃现在是60页\一共有84页\编辑于星期六613、投用3S后，2台低温分离器（01V-2202A/B）在进行统计计算的24h内，总的液相流量增加了105.84m3/d，即50.80t/d（液相密度为480kg/m3）。4.新增的2套3S装置满足了牙哈现场工艺要求，低温分离器液相流量增加的数量（50.8t/d>46.8t/d）满足了设计要求；5.在未达到设计工况和未优化3S工况的情况下，低温制冷及分离效果优于J-T阀，低温分离器液相流量的增加量比J-T阀增加了约20%，确定了3S的低温制冷和分离的能力潜力较大;6.3S无需风、电及复杂操作，使用方便，操作简单；噪声小于80dBA，振幅小于17.831µm，运行状态良好。现在是61页\一共有84页\编辑于星期六626、工艺应用分类⑴实现水、烃露点达标外输⑵提高凝析油、轻烃回收率⑶应用于海洋天然气处理⑷处理高含H2S、CO2等高酸性气体⑸老气田技术改造现在是62页\一共有84页\编辑于星期六63应用一：实现水、烃露点达标外输①仅为天然气处理，满足水、烃露点要求，有可能实现不注醇的最简化流程。现在是63页\一共有84页\编辑于星期六64②可应用于常规天然气和非常规天然气，在适应压力条件下的贫气脱水用于生产甜气、且比较贫的气田，只需要脱水就能外输或销售的天然气；用于非常规天然气，如煤层气、页岩气和致密砂岩气等，一般只需要脱水，只要增加到2Mpa,就可以替代三酣醇脱水。现在是64页\一共有84页\编辑于星期六65应用二：提高凝析油、轻烃回收率，增加附加价值①凝析油气田应用。在保证天然气水、烃露点达标的同时，提高轻烃收率。现在是65页\一共有84页\编辑于星期六66某凝析气处理3S方案入口条件（60～80）×104m3/d的单井混合物进入处理站后进行气、液分离，分离后压力约7.0MPa，温度40℃。天然气组分（mol%）：出口要求（1）C3+收率≥90%（2）外输天然气压力：2.0MPa（3）产品：合格干气。井号相对密度C1C2C3i-C4n-C4i-C5n-C5N2CO21＃0.74274.949.583.490.330.760.110.132.747.942＃0.70977.9610.163.830.340.940.120.183.353.07平均值0.72676.459.873.660.340.850.120.163.055.51现在是66页\一共有84页\编辑于星期六67工艺流程现在是67页\一共有84页\编辑于星期六68工艺计算结果节点234578910112026Temperature,℃

-25.79-36.13-25.95-36.12-29.42-33.67-46.31-46.31-36.56-69.6834.93Pressure,Mpa6.9505.2005.2005.2005.2003.8003.8003.8003.8002.1002.000COMPONENTSMOLEFRACTIONMethane0.76440.66340.83460.79720.82310.84120.76250.80620.83380.82310.8027Ethane0.09870.14210.06850.09000.07510.06570.10670.08760.07030.08220.1031Propane0.03660.07470.01010.02070.01340.00660.03600.01630.00870.00410.0042i-Butane0.00340.00770.00040.00110.00060.00010.00210.00050.00020.00000.0000n-Butane0.00850.01980.00060.00200.00110.00020.00410.00070.00030.00000.0000i-Pentane0.00120.00290.00000.00010.00010.00000.00030.00000.00000.00000.0000n-Pentane0.00160.00390.00000.00010.00010.00000.00030.00000.00000.00000.0000Nitrogen0.03050.02350.03530.03320.03470.03590.03060.03350.03540.03290.0320CO20.05510.06200.05030.05560.05200.05030.05740.05520.05140.05770.0579Total1.00001.00001.00001.00001.00001.00001.00001.00001.00001.00001.0000现在是68页\一共有84页\编辑于星期六69②用于油田伴生气处理。在不使用膨胀机的条件下，提取90%以上C3+重组份。（注：要保证高的C3+收率，需要使用分子筛脱水再用3S脱烃，还需要较低的入口温度。）现在是69页\一共有84页\编辑于星期六70基于3S的伴生气加工方案方案的优势：无需丙烷/膨胀机制冷循环系统；可在不对伴生气进行预先干燥的情况下运行；伴生气的压缩可以使用耐用螺杆压缩机；与传统系统相比，精馏塔的直径和高度较小；加工气体量最小1×104nm3/hour，最大到10×104nm3/hour；投资费用低；无需使用丙烷制冷机和膨胀机就可以从伴生气中提取90%的C3+组分。天然气厂运行的

3S分离试验装置

P=1.0-2.0barsТ=20СП=45000nm3/hourComposition(mol.%)N2–0.77%CO2-1.50%CH4-67.0%C2H6-7.8%C3+-22.93%P=25barsT=20CP=24barsT=12CP=23barsT=-40CP=75

barsТ=20СП=35000nm3/hourComposition(mol.%)N2–0.98%CO2-1.9%CH4-85.0%C2H6-9.4%C3+-2.72%Р=25barsG=23t/hour(92%ofС3+potential)Thistechnologicalschemeispatented.Patent

RU2272973,PCT/CA2005/001437TLT&ENGO现在是70页\一共有84页\编辑于星期六71提高伴生气天然汽油产量的改造方案换热器后温度：-80С;截流后温度：-510С;3S后温度：-170C;冷却器混合液量：10t/hour;С-103后的气液混合量：17t/hour;流量：12×104m3/hour;天然汽油产量：6t/hour(4.8×104ton/year)；实际产量：7-8t/hourTLT&ENGO方案特点：可采用3S处理塔顶气伴生气现在是71页\一共有84页\编辑于星期六72③可用于储气库采出气脱水脱烃储气库采出气增压外输利用3S很容易实现脱水、脱烃；需要用多支3S组合，适应不同采气量处理需要。现在是72页\一共有84页\编辑于星期六73④可做成简单、小型橇装装置，用于单井试采期的轻油回收。⑤用于输气管道的分输站、城市输气管道门站，利用压降回收轻油。现在是73页\一共有84页\编辑于星期六74应用三：海洋天然气处理3S由于体积小、效率高、非常适合于海上天然气、伴生气的处理；海上高酸性气体初步处理。现在是74页\一共有84页\编辑于星期六75

以3S技术为基础开发的海上天然气处理系统1–气井2–井口配件3–C5+/С3+组分分离单元4–3S分离器5–气液分离器6–换热器7–冷凝液调节装置8–干气外输管线9–冷凝液外输管线10–海床用于海上平台的处理装置全海底天然气处理装置现在是75页\一共有84页\编辑于星期六76应用四：处理高含H2S、CO2等高酸性气体①可以把高含H2S的天然气一次性脱到4%以下，再利用MDE