《轻烃回收工艺技术发展概况模板.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《轻烃回收工艺技术发展概况模板.doc（6页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、轻烃回收工艺技术发展概况 自20世纪80年代以来，中国外以节能降耗、提升液烃收率及降低投资为目标，对NGL回收装置工艺方法进行了一系歹改善，出现了很多新工艺技术。大致说来，有以下多个方面。(一) 膨胀机制冷法工艺技术发展1. 气体过冷工艺(GSP)及液体过冷工艺(LSP)1987年Ovaoff工程企业等提出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)改善。经典GSP及LSP步骤分别见图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)而改善NGL回收方法。表
2、5-10列出了处理量为283104m3/dNGL回收装置采取ISS、MTP及GSP等工艺方法时关键指标对比。表5-10 ISS、MTP及GSP关键指标对比 工艺方法ISSMTPGSPC2回收率/%EJC天然气（煤层气）和管道网冻结情况EJC天然气（煤层气）和管道网再压缩功率/kWEJC天然气（煤层气）和管道网制冷压缩功率/kWEJC天然气（煤层气）和管道网总压缩功率/kW80.0EJC天然气（煤层气）和管道网冻结EJC天然气（煤层气）和管道网6478EJC天然气（煤层气）和管道网225EJC天然气（煤层气）和管道网670385.4EJC天然气（煤层气）和管道网冻结EJC天然气（煤层气）和管道网
3、4639EJC天然气（煤层气）和管道网991EJC天然气（煤层气）和管道网563085.8EJC天然气（煤层气）和管道网不冻结EJC天然气（煤层气）和管道网3961EJC天然气（煤层气）和管道网1244EJC天然气（煤层气）和管道网5205EJC天然气（煤层气）和管道网美国GPM气体企业Goldsmith天然气处理厂NGL回收装置即在改造后采取了GSP法。该装置在1976年建成，处理量为220104m3/d，原采取单级膨胀机制冷法，1982年改建为两级膨胀机制冷法，处理量为242104m3/d，最高可达310104m3/d，但其乙烷收率仅为70%。以后改用单级膨胀机制冷GSP法，乙烷收率有了显
4、著提升，在1995年又深入改为两级膨胀机制冷GSP法，设计处理量为380104m3/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企业于1984年首先提出，并在JudyCreek厂NGL回收装置实践后效果很好，其工艺步骤见图5-18。图中DHX塔(重接触塔)相当于一个吸收塔。该法实质是将脱乙烷塔回流罐凝液经过增压、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C3+烃类，从而提升C3+收率。将常规膨胀机制冷法(ISS)装置改造成DHX法后，在不回收乙烷情况下，实践证实在相同条件下C3+收率可由72%提升到95%，而改造投资却较少。中国吐
5、哈油田有一套由Linde企业设计并全套引进NGL回收装置，采取丙烷制冷和膨胀机联合制冷法，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120104m3/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。工艺步骤见图5-19。该装置因为采取DHX工艺，将脱乙烷塔塔顶回流罐凝液降温至-51后进入DHX塔顶部，用以吸收低温分离器来气体中C3+烃类，使C3+收率达成85%以上。石油大学(华东)经过工艺模拟软件计算表明，和单级膨胀机制冷法相比，DHX工艺C3收率提升幅度关键取决于气体中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
6、工艺C3收率提升越小，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，故适宜采取DHX工艺。 中国在引进该工艺基础上对其进行了简化和改善，普遍采取膨胀机制冷+DHX塔+脱乙烷塔工艺步骤。DHX塔进料则有单进料(仅低温分离器分出气体经膨胀机制冷后进入塔底)和双进料(低温分离器分出气体和液体最终均进入DHX塔)之分。现在中国已经有数套这么装置在运行，其中以采取DHX塔单进料工艺居多。福山油田第二套NGL回收装置采取了和图5-19类似工艺步骤，原料气为高压凝析气，C1/C2之比约为3.5
7、，处理量为50104m3/d，C3收率设计值在90%以上。该装置在建成投产，C3收率实际最高值可达92%。(二) 冷剂制冷法工艺技术发展混合冷剂制冷(MRC)法采取冷剂可依据冷冻温度高低配制冷剂组分和组成，通常以乙烷、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步升高而逐步气化，所以在换热器中和待冷冻天然气温差很小，故其效率很高。当原料气和外输干气压差甚小，或在原料气较富情况下，采取混合冷剂制冷法工艺更为有利。图5-20为英国CostainPetrocarbon企业采取PetroFlux法工艺步骤。和常规透平膨胀机制冷法(见图5-21)相比，该法含有以下特点： 在膨胀机制冷法中，高
8、压天然气经膨胀机制冷后压力降低。假如商品气要求较高压力，则需将膨胀后低压干气再压缩，故其能耗是相当可观。PetroFlux法压降较小，原料气经处理后可取得较高压力商品气，并可利用中、低压天然气为原料气，取得较高凝液收率。 回流换热器运行压力高于透平膨胀机制冷法中稳定塔压力，所以提升了制冷温度，降低了能耗。 PetroFlUX法中换热器传热温差普遍比透平膨胀机制冷法中换热器温差小很多，所以显著提升了换热系统炯效率。(三) 油吸收法发展马拉(Mehra)法是多年来发展一个油吸收法改善工艺，其实质是用其它物理溶剂(比如N-甲基毗咯烷酮)替换吸收油，吸收原料气中C2+或C3+烃类后采取闪蒸或汽提方法取得所需乙烷、丙烷等。马拉法借助于所采取特定溶剂及不一样操作参数，可回收C2+、C3+、C4+或C5+等。比如，乙烷及丙烷收率可依市场需要，分别为2%90%和2%100%。这种灵活性是只能取得宽馏分凝液透平膨胀机所不能比拟。马拉法又可分为抽提-闪蒸法和抽提-汽提法两种步骤。此法特点是选择性能良好物理溶剂，而且靠调整抽提-汽提塔塔底富溶剂泡点来灵活地选择NGL产品中较轻组分含量。马拉法还可和冷剂(丙烷)制冷法结合，采取本法生产C5+(相对分子质量控制在7090)为溶剂，当分别用于回收C2+或C3+时，C2或C3收率均可达90%。