天然气凝液回收方法.docx

1、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。(一一)吸附法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

2、5%，因而目前很少应用。(二二)油吸收法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

3、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)。从富油蒸馏塔底流出的贫吸收油(贫油)经冷冻(冷剂制冷)后返回吸收塔循环使用。如果采用装置自己得到的稳定天然汽油作为吸收油，则可取消富油蒸馏塔，将富油稳定塔塔底的 NGL 直接进入

4、NGL 蒸馏塔即可。2.国内外现状(1)国外油吸收法是 20 世纪五六十年代广泛使用的一种 NGL 回收方法，尤其是在 60 年代初由于低温油吸收法收率较高，压降较小，而且允许使用碳钢，对原料气处理要求不高，且单套装置处理量较大，故一直在油吸收法中占主导地位。但因低温油吸收法能耗及投资较高，因而在 70 年代以后已逐渐被更加经济与先进的冷凝分离法取代。目前，仅美国个别已建油吸收法 NGL 回收装置仍在运行外，大多数装置均已关闭或改为采用冷凝分离法回收 NGL。(2)国内我国自20 世纪六七十年代以来已建成了上百套 NGL 回收装置，基本上都是采用冷凝分离法。但在 2001 年后个别油田新建或改

5、建的 NGL 回收装置还采用了低温油吸收法。例如，大庆油田萨中 30104m3/d 的 NGL 回收装置，原设计采用氨压缩制冷的浅冷分离工艺，改建后采用了浅冷分离-油吸收组合工艺，冷冻温度为-17(因而实质上是采用氨压缩制冷的中温油吸收法)，C3收率由原来的 30.1%(质量分数，下同)提高到 68.5%。见表 5-1。另外，海南福山油田新建的第一套 NGL 回收装置(30104m3/d)采用的也是油吸收法，冷冻温度为-30(因而实质上是采用丙烷压缩制冷的低温油吸收法)，C3收率设计值在 80%以上。表表 5-15-1 大庆萨中大庆萨中 NGLNGL 回回收装置改建前后收率比较收装置改建前后收

6、率比较时间冷冻温度/凝液收率(t/104m3)C3 收率/%(质量分数)C4 收率要/%(质量分数)改建前改建后-19.5-17.31.852.6830.168.554.988.9大庆油田萨中 NGL 回收装置原料气为低压伴生气，先压缩至 1.3MPa，再经冷却、冷冻至约-20进行气液分离，然后气体去吸收塔，凝液去脱乙烷塔等。吸收油为本装置的稳定天然汽油(我国习惯上称为稳定轻烃)。由于报道中未介绍不同改建方案投资、收率、能耗等综合比较结果，故只能从其原工艺流程推测该装置改建时采用浅冷分离一油吸收组合工艺的原因是：原料气仅压缩至 1.3MPa，即使采用透平膨胀机制冷法效果也不显著；改建前采用浅冷分离工艺，原料气冷冻温度在-20以上，设备、管线均采用碳钢，如果采用透平膨胀机制冷法，则需采用低温钢材；改建前采用乙二醇作为水合物抑制剂，如果采用透平膨胀机制冷法，则必须改用分子筛脱水。所以，针对该装置改建前具体情况，从投资、收率等角度考虑，该装置改造为浅冷-油吸收组合工艺还是合适的。但是，如果是新建装置，就应对浅冷分离-油吸收组合工艺和其他工艺方案进行技术经济综合比较后，从而确定最佳方案。海南福