輕烴回收工藝技術(shù)發(fā)展概況

1、輕烴回收工藝技術(shù)發(fā)展概況 自20世紀(jì)80年代以來，國內(nèi)外以節(jié)能降耗、提高液烴收率及減少投資為目的，對(duì)NGL回收裝置的工藝方法進(jìn)行了一系歹¨的改進(jìn)，出現(xiàn)了許多新的工藝技術(shù)。大致說來，有以下幾個(gè)方面。(一) 膨脹機(jī)制冷法工藝技術(shù)的發(fā)展1. 氣體過冷工藝(GSP)及液體過冷工藝(LSP)1987年Ovaoff工程公司等提出的GSP及LSP是對(duì)單級(jí)膨脹機(jī)制冷工藝(ISS)和多級(jí)膨脹機(jī)制冷工藝(MTP)的改進(jìn)。典型的GSP及LSP流程分別見圖5-16和圖5-17。    GSP是針對(duì)較貧氣體(c；烴類含量按液態(tài)計(jì)小于400mL/m3)、LSP是針對(duì)較富氣體(C2+

2、烴類含量按液態(tài)計(jì)大于400mL/m3)而改進(jìn)的NGL回收方法。表5-10列出了處理量為283×104m3/d的NGL回收裝置采用ISS、MTP及GSP等工藝方法時(shí)的主要指標(biāo)對(duì)比。表5-10 ISS、MTP及GSP主要指標(biāo)對(duì)比 工藝方法ISSMTPGSPC2回收率/%EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)凍結(jié)情況EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)再壓縮功率/kWEJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)制冷壓縮功率/kWEJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)總壓縮功率/kW80.0EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)凍結(jié)EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)6478EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)225EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)

3、670385.4EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)凍結(jié)EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)4639EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)991EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)563085.8EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)不凍結(jié)EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)3961EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)1244EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)5205EJC天然氣（煤層氣）與管道網(wǎng)美國GPM氣體公司Goldsmith天然氣處理廠NGL回收裝置即在改造后采用了GSP法。該裝置在1976年建成，處理量為220×104m3/d，原采用單級(jí)膨脹機(jī)制冷法，1982年改建為兩級(jí)膨脹機(jī)制冷法，處理量為242×104m3/

4、d，最高可達(dá)310×104m3/d，但其乙烷收率僅為70%。之后改用單級(jí)膨脹機(jī)制冷的GSP法，乙烷收率有了明顯提高，在1995年又進(jìn)一步改為兩級(jí)膨脹機(jī)制冷的GSP法，設(shè)計(jì)處理量為380×104m3/d，乙烷收率(設(shè)計(jì)值)高達(dá)95%。2. 直接換熱(DHX)法DHX法是由加拿大埃索資源公司于1984年首先提出，并在JudyCreek廠的NGL回收裝置實(shí)踐后效果很好，其工藝流程見圖5-18。 圖中的DHX塔(重接觸塔)相當(dāng)于一個(gè)吸收塔。該法的實(shí)質(zhì)是將脫乙烷塔回流罐的凝液經(jīng)過增壓、換冷、節(jié)流降溫后進(jìn)入DHX塔頂部，用以吸收低溫分離器進(jìn)該塔氣體中的C3+烴類，從而提高C3

5、+收率。將常規(guī)膨脹機(jī)制冷法(ISS)裝置改造成DHX法后，在不回收乙烷的情況下，實(shí)踐證明在相同條件下C3+收率可由72%提高到95%，而改造的投資卻較少。我國吐哈油田有一套由Linde公司設(shè)計(jì)并全套引進(jìn)的NGL回收裝置，采用丙烷制冷與膨脹機(jī)聯(lián)合制冷法，并引入了DHX工藝。該裝置以丘陵油田伴生氣為原料氣，處理量為120×104m3/d，由原料氣預(yù)分離、壓縮、脫水、冷凍、凝液分離及分餾等系統(tǒng)組成。工藝流程見圖5-19。 該裝置由于采用DHX工藝，將脫乙烷塔塔頂回流罐的凝液降溫至-51后進(jìn)入DHX塔頂部，用以吸收低溫分離器來的氣體中C3+烴類，使C3+收率達(dá)到85%以上。石油大學(xué)

6、(華東)通過工藝模擬軟件計(jì)算表明，與單級(jí)膨脹機(jī)制冷法相比，DHX工藝C3收率的提高幅度主要取決于氣體中C1/C2體積分?jǐn)?shù)之比，而氣體中C3烴類含量對(duì)其影響甚小。氣體中C1/C2之比越大，DHX工藝C3收率提高越小，當(dāng)C1/C2之比大于12.8時(shí)，C3收率增加很小。吐哈油田丘陵伴生氣中C1含量為67.61%(體積分?jǐn)?shù))，C2含量為13.51%(體積分?jǐn)?shù))，C1/C2之比為5，故適宜采用DHX工藝。    我國在引進(jìn)該工藝的基礎(chǔ)上對(duì)其進(jìn)行了簡化和改進(jìn)，普遍采用膨脹機(jī)制冷+DHX塔+脫乙烷塔的工藝流程。DHX塔的進(jìn)料則有單進(jìn)料(僅低溫分離器分出的氣體經(jīng)膨脹機(jī)制冷后進(jìn)入塔

7、底)和雙進(jìn)料(低溫分離器分出的氣體和液體最終均進(jìn)入DHX塔)之分。目前國內(nèi)已有數(shù)套這樣的裝置在運(yùn)行，其中以采用DHX塔單進(jìn)料的工藝居多。福山油田第二套NGL回收裝置采用了與圖5-19類似的工藝流程，原料氣為高壓凝析氣，C1/C2之比約為3.5，處理量為50×104m3/d，C3收率設(shè)計(jì)值在90%以上。該裝置在2005年建成投產(chǎn)，C3收率實(shí)際最高值可達(dá)92%。(二) 冷劑制冷法工藝技術(shù)的發(fā)展混合冷劑制冷(MRC)法采用的冷劑可根據(jù)冷凍溫度的高低配制冷劑的組分與組成，一般以乙烷、丙烷為主。當(dāng)壓力一定時(shí)，混合冷劑在一個(gè)溫度范圍內(nèi)隨溫度逐漸升高而逐步氣化，因而在換熱器中與待冷凍的天然氣溫差很

8、小，故其效率很高。當(dāng)原料氣與外輸干氣壓差甚小，或在原料氣較富的情況下，采用混合冷劑制冷法工藝更為有利。 圖5-20為英國CostainPetrocarbon公司采用的PetroFlux法工藝流程。與常規(guī)透平膨脹機(jī)制冷法(見圖5-21)相比，該法具有以下特點(diǎn)： 在膨脹機(jī)制冷法中，高壓天然氣經(jīng)膨脹機(jī)制冷后壓力降低。如果商品氣要求較高壓力，則需將膨脹后的低壓干氣再壓縮，故其能耗是相當(dāng)可觀的。PetroFlux法壓降較小，原料氣經(jīng)處理后可獲得較高壓力的商品氣，并可利用中、低壓天然氣為原料氣，獲得較高的凝液收率。 回流換熱器的運(yùn)行壓力高于透平膨脹機(jī)制冷法中穩(wěn)定塔的壓力，因而提高了制冷溫度，降低了能耗。 PetroFlUX法中換熱器的傳熱溫差普遍比透平膨脹機(jī)制冷法中換熱器溫差小很多，因而明顯提高了換熱系統(tǒng)的炯效率。(三) 油吸收法的發(fā)展馬拉(Mehra)法是近年來發(fā)展的一種油吸收法的改進(jìn)工藝，其實(shí)質(zhì)是用其他物理溶劑(例如N-甲基毗咯烷酮)代替吸收油，吸收原料氣中的C2+或C3+烴類后采用閃蒸或汽提的方法獲得所需的乙烷、丙烷等。馬拉法借助于所采用的特定溶劑及不同操作參數(shù)，可回收C2+、C3+、C4+或C5+等。例如，乙烷及丙烷的收率可依市場需要，分別為2%90%和2%100%。這種靈活性是只能獲得寬餾分凝液的透平膨脹機(jī)所不能比擬的。馬拉法又可分為抽提-閃蒸法和抽提-汽