轻烃回收工艺技术发展概况.doc

轻烃回收工艺技术发展概况自20世纪80年代以来国内外以节能降耗、提高液烃收率及减少投资为目的对NGL回收装置的工艺方法进行了一系歹¨的改进出现了许多新的工艺技术。大致说来有以下几个方面。(一)膨胀机制冷法工艺技术的发展1.气体过冷工艺(GSP)及液体过冷工艺(LSP)1987年Ovaoff工程公司等提出的GSP及LSP是对单级膨胀机制冷工艺(ISS)和多级膨胀机制冷工艺(MTP)的改进。典型的GSP及LSP流程分别见图5-16和图5-17。GSP是针对较贫气体(c；烃类含量按液态计小于400mL/m3)、LSP是针对较富气体(C2+烃类含量按液态计大于400mL/m3)而改进的NGL回收方法。表5-10列出了处理量为283×104m3/d的NGL回收装置采用ISS、MTP及GSP等工艺方法时的主要指标对比。表5-10ISS、MTP及GSP主要指标对比工艺方法ISSMTPGSPC2回收率/%EJC天然气（煤层气）与管道网冻结情况EJC天然气（煤层气）与管道网再压缩功率/kWEJC天然气（煤层气）与管道网制冷压缩功率/kWEJC天然气（煤层气）与管道网总压缩功率/kW80.0EJC天然气（煤层气）与管道网冻结EJC天然气（煤层气）与管道网6478EJC天然气（煤层气）与管道网225EJC天然气（煤层气）与管道网670385.4EJC天然气（煤层气）与管道网冻结EJC天然气（煤层气）与管道网4639EJC天然气（煤层气）与管道网991EJC天然气（煤层气）与管道网563085.8EJC天然气（煤层气）与管道网不冻结EJC天然气（煤层气）与管道网3961EJC天然气（煤层气）与管道网1244EJC天然气（煤层气）与管道网5205EJC天然气（煤层气）与管道网美国GPM气体公司Goldsmith天然气处理厂NGL回收装置即在改造后采用了GSP法。该装置在1976年建成处理量为220×104m3/d原采用单级膨胀机制冷法1982年改建为两级膨胀机制冷法处理量为242×104m3/d最高可达310×104m3/d但其乙烷收率仅为70%。之后改用单级膨胀机制冷的GSP法乙烷收率有了明显提高在1995年又进一步改为两级膨胀机制冷的GSP法设计处理量为380×104m3/d乙烷收率(设计值)高达95%。2.直接换热(DHX)法DHX法是由加拿大埃索资源公司于1984年首先提出并在JudyCreek厂的NGL回收装置实践后效果很好其工艺流程见图5-18。图中的DHX塔(重接触塔)相当于一个吸收塔。该法的实质是将脱乙烷塔回流罐的凝液经过增压、换冷、节流降温后进入DHX塔顶部用以吸收低温分离器进该塔气体中的C3+烃类从而提高C3+收率。将常规膨胀机制冷法(ISS)装置改造成DHX法后在不回收乙烷的情况下实践证明在相同条件下C3+收率可由72%提高到95%而改造的投资却较少。我国吐哈油田有一套由Linde公司设计并全套引进的NGL回收装置采用丙烷制冷与膨胀机联合制冷法并引入了DHX工艺。该装置以丘陵油田伴生气为原料气处理量为120×104m3/d由原料气预分离、压缩、脱水、冷冻、凝液分离及分馏等系统组成。工艺流程见图5-19。该装置由于采用DHX工艺将脱乙烷塔塔顶回流罐的凝液降温至-51℃后进入DHX塔顶部用以吸收低温分离器来的气体中C3+烃类使C3+收率达到85%以上。石油大学(华东)通过工艺模拟软件计算表明与单级膨胀机制冷法相比DHX工艺C3收率的提高幅度主要取决于气体中C1/C2体积分数之比而气体中C3烃类含量对其影响甚小。气体中C1/C2之比越大DHX工艺C3收率提高越小当C1/C2之比大于12.8时C3收率增加很小。吐哈油田丘陵伴生气中C1含量为67.61%(体积分数)C2含量为13.51%(体积分数)C1/C2之比为5故适宜采用DHX工艺。我国在引进该工艺的基础上对其进行了简化和改进普遍采用膨胀机制冷+DHX塔+脱乙烷塔的工艺流程。DHX塔的进料则有单进料(仅低温分离器分出的气体经膨胀机制冷后进入塔底)和双进料(低温分离器分出的气体和液体最终均进入DHX塔)之分。目前国内已有数套这样的装置在运行其中以采用DHX塔单进料的工艺居多。福山油田第二套NGL回收装置采用了与图5-19类似的工艺流程原料气为高压凝析气C1/C2之比约为3.5处理量为50×104m3/dC3收率设计值在90%以上。该装置在2005年建成投产C3收率实际最高值可达92%。(二)冷剂制冷法工艺技术的发展混合冷剂制冷(MRC)法采用的冷剂可根据冷冻温度的高低配制冷剂的组分与组成一般以乙烷、丙烷为主。当压力一定时混合冷剂在一个温度范围内随温度逐渐升高而逐步气化因而在换热器中与待冷冻的天然气温差很小故其效率很高。当原料气与外输干气压差甚小或在原料气