轻烃回收工艺技术发展概况.doc

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1、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

2、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80.0EJC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85.4EJC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（

3、煤层气）与管道网85.8EJC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）与管道网制冷压缩功率/kWEJC天然气（煤层气）与管道网总压缩功率/kW225EJC天然气（煤层气）与管道网6703991EJC天然气（煤层气）与管道网56301244EJC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

4、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C

5、3+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

6、，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

7、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/d，C3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

8、随温度逐渐升高而逐步气化，因而在换热器