天然气凝液回收方法新版文档格式.docx

1、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

2、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

3、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（30/d）采用的也是油吸收法，

4、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5-1大庆萨中NGL回收装置改建前后收率比较时间冷冻温度/凝液收率（t/104）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

5、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。海南福山油田新建第一套NGL回收装置原设计考虑到原料气为高压凝析气（3.5MPa），外输干

6、气压力仅要求为1.6MPa。故拟采用丙烷预冷一透平膨胀机制冷的深冷分离工艺，C3收率设计值在85%以上。但之后考虑到该油田处于开发初期，原料气压力与规模有待落实，故改用低温油吸收法。2003年该装置投产后的实践表明，原料气压力稳定，天然气产量仍在不断增加。所以在2005年又新建了第二套NGL回收装置（50/d）。这套装置在总结以往经验教训的基础上，考虑到原料气中C1/C2比值（体积分数比）在3.5，因而采用了有重接触塔（见本章第三节所述）的丙烷预冷-透平膨胀机制冷联合工艺，C3收率设计值在90%以上。此外，为了提高第一套装置的C3收率及降低装置能耗，在2004年改建中也增加了一个重接触塔，并将

7、冷油吸收系统停运。改建后装置的液化石油气及稳定天然汽油产量都有明显增加。实际上我国自20世纪六七十年代以来，除最早建设的某油田凝析气田NGL回收装置由于受当时条件限制而采用冷剂制冷的浅冷分离工艺外，国内以后建成的高压凝析气田NGL回收装置几乎都无一例外地采用了冷剂预冷-透平膨胀机制冷联合工艺。一实践证明，这种工艺是先进可靠、经济合理的。只要在设计中考虑周到，就可以较好地适应高压凝析气田在开发过程中的变化情况。（三）冷凝分离法冷凝分离法是利用在一定压力下天然气中各组分的沸点不同，将天然气冷却至露点温度以下某一值，使其部分冷凝与气液分离，从而得到富含较重烃类的天然气凝液。这部分天然气凝液一般又采用

8、精馏的方法进一步分离成所需要的液烃产品。通常，这种冷凝分离过程又是在几个不同温度等级下完成的。由于天然气的压力、.组成及所要求的NGL回收率或液烃收率不同，故NGL回收过程中的冷凝温度也有所不同。根据其最低冷凝分离温度，通常又将冷凝分离法分为浅冷分离与深冷分离两种。前者最低冷凝分离温度一般在-2035，后者一般均低于-45，最低在-100以下。深冷分离（cryogenicseparation或deepcut）有时也称为低温分离。但是，天然气处理工艺中提到的低温分离（lowtemperatureseparation）就其冷凝分离温度来讲，并不都是属于深冷分离范畴。例如，第三章中所述的低温分离法即

9、为一例。此外，天然气处理工艺中习惯上区分浅冷及深冷分离的温度范围与低温工程中区分普冷、中冷和深冷的温度范围也是有所区别的。冷凝分离法的特点是需要向气体提供温度等级合适的足够冷量使其降温至所需值。按照提供冷量的制冷方法不同，冷凝分离发又可分为冷剂制冷法、膨胀制冷法和联合制冷法三种。1.冷剂制冷法冷剂制冷法也称外加冷源法（外冷法）、机械制冷法或压缩制冷法等。它是由独立设置的冷剂制冷系统向题啊人南汽提供冷量，其制冷能力与天然气无直接关系。根据天然气的压力、组成及NGL回收率要求，冷剂（制冷剂、制冷工质）可以是氨、丙烷或乙烷，也可以是丙烷、乙烷等混合物（混合冷剂）。制冷循环可以是单级多级串联，也可以是

10、阶式制冷（覆叠式制冷）循环。天然气处理工艺中几种常见冷剂的编号、安全性分类及主要物理性质见表5-2。表5-2几种常用冷剂的编号、安全性分类及物理性质冷剂冷剂编号安全性分类常压沸点/凝点/蒸发相变焓/（kJ/kg）临界温度/临界压力/MPa（绝）空气中爆炸极限/%（体积分数）上限下限氨丙烷丙烯乙烷乙烯甲烷7172901270170115050B2A3-33-42-48-89-104-161-77.7-187.7-185.0-183.2-169.5-182.51369427439491484511132.496.791.732.19.2-82.511.284.254.604.885.044.581

11、5.52.123.223.055279.511.112.4528.615表中冷剂安全性分类包括两个字母，大写英文字母表不毒性危害分类：A表示低毒性、B表示高毒性；阿拉伯字母表示燃烧性危害分类：1表示不可燃及无火焰蔓延，2表示有燃烧性，3表示有爆炸性。应该说明的是，表5-2中的毒性危害分类是按照制冷剂编号方法和安全性分类（GB/T77782001）对其所列各种冷剂毒性的相对分类。例如，氨在该标准中属于高毒性冷剂，但按照我国职业性接触毒物危害程度分级（GB504485）将职业性接触毒物分为极度危害（级）、高度危害（级）、中度危害（级）和轻度危害（级）四种级别，氨只属于轻度危害毒物，这也是氨目前仍广

12、泛用作冷剂的原因之一。（1）适用范围在下述情况下可采用冷剂制冷法：以控制外输气露点为主，同时回收一部分凝液的装置（例如低温法脱油脱水装置）。外输气实际烃露点应低于最低环境温度，原料气冷凝分离温度与外输气露点之间的温度差按照第三章中有关内容确定。原料气中C3以上烃类较多，但其压力与外输气压力之间没有足够压差可供利用，或为回收凝液必须将原料气适当增压，增压后的压力与外输气压力之间没有压差可供利用，而且采用冷剂又可经济地达到所要求的凝液收率。（2）冷剂制冷温度冷剂制冷温度主要与其性质和蒸发压力有关。如原料气的冷凝分离温度已经确定，可先根据表5-2中冷剂的常压沸点（正常沸点）、冷剂蒸发器类型及冷端温差

13、初选一两种冷剂，再对其他因素（例如冷剂性质、安全环保、制冷负荷、装置投资、设备布置及运行成本等）进行综合比较后最终确定所需冷剂。初选时需要考虑的因素如下：氨适用于原料气冷凝分离温度高于-25-30时的工况。丙烷适用于原料气冷凝分离温度高于-35-40时的工况。以乙烷、丙烷为主的混合冷剂适用于原料气冷凝分离温度低于-35-40时的工况。能使用凝液作冷剂的场合应尽量使用凝液。（3）工艺参数冷剂制冷工艺参数可根据下述情况确定：冷剂蒸发温度应根据工艺要求和所选用的蒸发器类型确定。板翅式蒸发器的冷端温差一般取35，管壳式蒸发器的冷端温差一般取57。蒸发器中原料气与冷剂蒸气的平均温差一般在10以下，不宜大

14、于15。如果偏大，应采用分级压缩、分级制冷提供不同温度等级（温位）的冷量。丙烷冷剂可分为23级。确定制冷负荷时应考虑散热损失等因素，可取5%10%的裕量。天然气采用各种制冷方法回收凝液时在相图上轨迹见图5-2。2.膨胀制冷法膨胀制冷法也称自制冷法（自冷法）。此法不另设置独立的制冷系统，原料气降温所需冷量由气体直接经过串接在本系统中的各种膨胀制冷设备或机械来提供。因此，制冷能力取决于气体压力、组成、膨胀比及膨胀设备的热力学效率等。常用的膨胀设备有节流阀（焦耳-汤姆逊阀）、透平膨胀机及热分离机等。（1）节流阀制冷在下述情况下可考虑采用节流阀制冷：压力很高的气藏气（一般在10MPa或更高），特别是其

15、压力随开采过程逐渐递减时，应首先考虑采用节流阀制冷。节流后的压力应满足外输气要求，不再另设增压压缩机。如果气体压力已递减到不足以获得所要求的低温时，可采用冷剂预冷。原料气压力较高，或适宜的冷凝分离压力高于外输气压力，仅靠节流阀制冷也可获得所需的低温，或气量较小不适合采用透平膨胀机制冷时，可采用节流阀制冷。如果气体中含有较多重烃，仅靠节流阀制冷不能满足冷量要求时，可采用冷剂预冷。原料气与外输气之间有压差可供利用，但因原料气较贫故回收凝液的价值不大时，可采用节流阀制冷，仅控制其水、烃露点以满足外输气要求。如节流后温度不够低，可采用冷剂预冷。采用节流阀制冷的低温分离法工艺流程见图3-3。（2）热分离

16、机制冷热分离机是20世纪70年代由法国Elf-Bertin公司开发的一种简易可行的气体膨胀制冷设备，有转动喷嘴式（RTS）和固定喷嘴式（STS）两种类型，见图5-3。热分离机的膨胀比一般为35，不宜超过7，处理能力一般小于104/d（按进气状态计）。20世纪80年代以来，我国一些NGL回收装置曾采用过热分离机制冷，但因各种原因目前多已停用或改用透平膨胀机制冷。例如，川中油气矿曾建成一套10/d采用热分离机制冷的NGL回收装置，长期在膨胀比为3.5左右运行，但凝液收率很低，故在以后改用透平膨胀机制冷，凝液收率有了很大提高。（3）透平膨胀机制冷当节流阀制冷不能达到所要求的凝液收率时，如果具备以下一

17、个或多个条件时可考虑采用透平膨胀机制冷，即：原料气压力高于外输气压力，有足够无偿压差可供利用；原料气为单相气体；要求有较高的乙烷收率；要求装置布置紧凑；要求公用工程费用低；要求适应较宽范围的压力及产品变化；要求投资少。透平膨胀机的膨胀比（进入和离开透平膨胀机的流体绝压之比）一般为24，不宜大于7。如果膨胀比大于7，可考虑采用两级膨胀，但需进行技术经济分析及比较。1964年美国首先将透平膨胀机制冷技术用于NGL回收过程中。由于此法具有流程简单、操作方便、对原料气组成变化适应性大、投资低及效率高等优点，因此近几十年来发展很快。在美国，新建或改建的NGL回收装置有90%以上都采用了透平膨胀机制冷法。

18、在我国，目前绝大部分NGL回收装置也都采用透平膨胀机制冷法。3.联合制冷法联合制冷法又称冷剂与膨胀联合制冷法。顾名思义，此法是冷剂制冷法及膨胀制冷法二者的组合，即冷量来自两部分：高温位（-45以上）的冷量由冷剂制冷法提供；低温位（-45以下）的冷量由膨胀制冷法提供。二者提供的冷量温位及数量应经过综合比较后确定。当NGL回收装置以回收C2烃类为目的，或者原料气中C3组分含量较多，或者原料气压力低于适宜的冷凝分类压力时，为了充分回收NGL而设置原料气压缩机时，应考虑采用有冷剂预冷的联合制冷法。此外，当原料气先用压缩机增压然后采用联合制冷法时，其冷凝分离过程通常是在不同压力与温位下分几次进行的，即所

19、谓多级冷凝分离。多级冷凝分离的级数也应经过技术经济比较后确定。目前，NGL回收装置通常采用的几种主要方法的烃类收率见表5-3。表中数据仅供参考，其中节流阀制冷法的原料气压力应大于7MPa。如果压力过低，就应对原料气进行压缩，否则由膨胀制冷提供的温位及冷量就会不够。另外，表中的马拉（Mehra）法的实质是采用物理溶剂（例如N-甲基吡咯烷酮）作为吸收剂，将原料气中的C2吸收后，采用抽提蒸馏等方法获得所需的C2。乙烷、丙烷的收率依据市场需求情况而定，分别为2%90%和2%100%。这种灵活性是透平膨胀机制冷法所不能比拟的。表5-3几种NGL回收方法的烃类收率%方法丁烷天然汽油低温油吸收法冷剂制冷法阶式制冷法节流阀制冷法透平膨胀机制冷法马拉法2570852907555909721009395100XX设计有限公司Your Name Design Co., Ltd.