?????NGL回收可在油氣田礦場進(jìn)行，也可在天然氣處理廠、氣體回注廠中進(jìn)行。回收方法基本上可分為吸附法、吸收法及冷凝分離法三種。

?????(一) 吸附法

吸附法系利用固體吸附劑(例如活性炭)對各種烴類的吸附容量不同，從而使天然氣中一些組分得以分離的方法。在北美，有時(shí)用這種方法從濕天然氣中回收較重?zé)N類，且多用于處理量較小及較重?zé)N類含量少的天然氣，，也可用來同時(shí)從天然氣中脫水和回收丙、丁烷等烴類(吸附劑多為分子篩)，使天然氣水、烴露點(diǎn)都符合管輸要求。

吸附法的優(yōu)點(diǎn)是裝置比較簡單，不需特殊材料和設(shè)備，投資較少；缺點(diǎn)是需要幾個(gè)吸附塔切換操作，產(chǎn)品局限性大，能耗與成本高，燃料氣量約為所處理天然氣量的5%，因而目前很少應(yīng)用。

?????(二) 油吸收法

油吸收法系利用不同烴類在吸收油中溶解度不同，從而將天然氣中各個(gè)組分得以分離。吸收油一般為石腦油、煤油、柴油或裝置自己得到的穩(wěn)定天然汽油(穩(wěn)定凝析油)。吸收油相對分子質(zhì)量越小，NGL收率越高，但吸收油蒸發(fā)損失越大。因此，當(dāng)要求乙烷收率較高時(shí)，一般才采用相對分子質(zhì)量較小的吸收油。

1. 工藝流程簡介

按照吸收溫度不同，油吸收法又可分為常溫、中溫和低溫油吸收法(冷凍油吸收法)三種。常溫油吸收法吸收溫度一般為30℃左右；中溫油吸收法吸收溫度一般為-20℃以上，C₃收率約為40%左右；低溫油吸收法吸收溫度一般在-40℃左右，C₃收率一般為80%～90%，C₃收率一般為35%～50%。低溫油吸收法原理流程圖見圖5-1。

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圖中原料氣先與離開吸收塔的冷干氣換熱，再經(jīng)冷凍(冷劑制冷)后進(jìn)入吸收塔與冷吸收油逆流接觸，使氣體中大部分丙、丁烷及戊烷以上烴類被吸收下來。從吸收塔頂流出的冷干氣與原料氣換熱后外輸。由吸收塔底部流出的富吸收油(富油)進(jìn)入富油穩(wěn)定塔中，由塔頂脫除甲烷等作為燃料，然后進(jìn)入富油蒸餾塔蒸出NGL并去NGL蒸餾塔分離為液化石油氣(LPG)和穩(wěn)定天然汽油(C₅⁺重?zé)N)。從富油蒸餾塔底流出的貧吸收油(貧油)經(jīng)冷凍(冷劑制冷)后返回吸收塔循環(huán)使用。如果采用裝置自己得到的穩(wěn)定天然汽油作為吸收油，則可取消富油蒸餾塔，將富油穩(wěn)定塔塔底的NGL直接進(jìn)入NGL蒸餾塔即可。

2. 國內(nèi)外現(xiàn)狀

(1) 國外

油吸收法是20世紀(jì)五六十年代廣泛使用的一種NGL回收方法，尤其是在60年代初由于低溫油吸收法收率較高，壓降較小，而且允許使用碳鋼，對原料氣處理要求不高，且單套裝置處理量較大，故一直在油吸收法中占主導(dǎo)地位。但因低溫油吸收法能耗及投資較高，因而在70年代以后已逐漸被更加經(jīng)濟(jì)與先進(jìn)的冷凝分離法取代。目前，僅美國個(gè)別已建油吸收法NGL回收裝置仍在運(yùn)行外，大多數(shù)裝置均已關(guān)閉或改為采用冷凝分離法回收NGL。

(2) 國內(nèi)

我國自20世紀(jì)六七十年代以來已建成了上百套NGL回收裝置，基本上都是采用冷凝分離法。但在2001年后個(gè)別油田新建或改建的NGL回收裝置還采用了低溫油吸收法。例如，大慶油田薩中30×10⁴m³/d的NGL回收裝置，原設(shè)計(jì)采用氨壓縮制冷的淺冷分離工藝，改建后采用了淺冷分離-油吸收組合工藝，冷凍溫度為-17℃(因而實(shí)質(zhì)上是采用氨壓縮制冷的中溫油吸收法)，C₃收率由原來的30.1%(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)提高到68.5%。見表5-1。另外，海南福山油田新建的第一套NGL回收裝置(30×10⁴m³/d)采用的也是油吸收法，冷凍溫度為-30℃(因而實(shí)質(zhì)上是采用丙烷壓縮制冷的低溫油吸收法)，C₃收率設(shè)計(jì)值在80%以上。

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大慶油田薩中NGL回收裝置原料氣為低壓伴生氣，先壓縮至1.3MPa，再經(jīng)冷卻、冷凍至約-20℃進(jìn)行氣液分離，然后氣體去吸收塔，凝液去脫乙烷塔等。吸收油為本裝置的穩(wěn)定天然汽油(我國習(xí)慣上稱為穩(wěn)定輕烴)。由于報(bào)道中未介紹不同改建方案投資、收率、能耗等綜合比較結(jié)果，故只能從其原工藝流程推測該裝置改建時(shí)采用淺冷分離一油吸收組合工藝的原因是：①原料氣僅壓縮至1.3MPa，即使采用透平膨脹機(jī)制冷法效果也不顯著；②改建前采用淺冷分離工藝，原料氣冷凍溫度在-20℃以上，設(shè)備、管線均采用碳鋼，如果采用透平膨脹機(jī)制冷法，則需采用低溫鋼材；③改建前采用乙二醇作為水合物抑制劑，如果采用透平膨脹機(jī)制冷法，則必須改用分子篩脫水。所以，針對該裝置改建前具體情況，從投資、收率等角度考慮，該裝置改造為淺冷-油吸收組合工藝還是合適的。但是，如果是新建裝置，就應(yīng)對淺冷分離-油吸收組合工藝和其他工藝方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)綜合比較后，從而確定最佳方案。

海南福山油田新建第一套NGL回收裝置原設(shè)計(jì)考慮到原料氣為高壓凝析氣(3.5MPa)，外輸干氣壓力僅要求為1.6MPa。故擬采用丙烷預(yù)冷一透平膨脹機(jī)制冷的深冷分離工藝，C₃收率設(shè)計(jì)值在85%以上。但之后考慮到該油田處于開發(fā)初期，原料氣壓力與規(guī)模有待落實(shí)，故改用低溫油吸收法。2003年該裝置投產(chǎn)后的實(shí)踐表明，原料氣壓力穩(wěn)定，天然氣產(chǎn)量仍在不斷增加。所以在2005年又新建了第二套NGL回收裝置(50×10⁴m³/d)。這套裝置在總結(jié)以往經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)的基礎(chǔ)上，考慮到原料氣中C₁/C₂比值(體積分?jǐn)?shù)比)在3.5，因而采用了有重接觸塔(見本章第三節(jié)所述)的丙烷預(yù)冷-透平膨脹機(jī)制冷聯(lián)合工藝，C₃收率設(shè)計(jì)值在90%以上。此外，為了提高第一套裝置的C₃收率及降低裝置能耗，在2004年改建中也增加了一個(gè)重接觸塔，并將冷油吸收系統(tǒng)停運(yùn)。改建后裝置的液化石油氣及穩(wěn)定天然汽油產(chǎn)量都有明顯增加。

實(shí)際上我國自20世紀(jì)六七十年代以來，除最早建設(shè)的某油田凝析氣田NGL回收裝置由于受當(dāng)時(shí)條件限制而采用冷劑制冷的淺冷分離工藝外，國內(nèi)以后建成的高壓凝析氣田NGL回收裝置幾乎都無一例外地采用了冷劑預(yù)冷-透平膨脹機(jī)制冷聯(lián)合工藝。一實(shí)踐證明，這種工藝是先進(jìn)可靠、經(jīng)濟(jì)合理的。只要在設(shè)計(jì)中考慮周到，就可以較好地適應(yīng)高壓凝析氣田在開發(fā)過程中的變化情況。

(三) 冷凝分離法

冷凝分離法是利用在一定壓力下天然氣中各組分的沸點(diǎn)不同，將天然氣冷卻至露點(diǎn)溫度以下某一值，使其部分冷凝與氣液分離，從而得到富含較重?zé)N類的天然氣凝液。這部分天然氣凝液一般又采用精餾的方法進(jìn)一步分離成所需要的液烴產(chǎn)品。通常，這種冷凝分離過程又是在幾個(gè)不同溫度等級下完成的。

由于天然氣的壓力、.組成及所要求的NGL回收率或液烴收率不同，故NGL回收過程中的冷凝溫度也有所不同。根據(jù)其最低冷凝分離溫度，通常又將冷凝分離法分為淺冷分離與深冷分離兩種。前者最低冷凝分離溫度一般在-20℃～35℃，后者一般均低于-45℃，最低在-100℃以下。

深冷分離(cryogenic separation或deepcut)有時(shí)也稱為低溫分離。但是，天然氣處理工藝中提到的低溫分離(low temperature separation)就其冷凝分離溫度來講，并不都是屬于深冷分離范疇。例如，第三章中所述的低溫分離法即為一例。此外，天然氣處理工藝中習(xí)慣上區(qū)分淺冷及深冷分離的溫度范圍與低溫工程中區(qū)分普冷、中冷和深冷的溫度范圍也是有所區(qū)別的。

冷凝分離法的特點(diǎn)是需要向氣體提供溫度等級合適的足夠冷量使其降溫至所需值。按照提供冷量的制冷方法不同，冷凝分離發(fā)又可分為冷劑制冷法、膨脹制冷法和聯(lián)合制冷法三種。

1. 冷劑制冷法

冷劑制冷法也稱外加冷源法(外冷法)、機(jī)械制冷法或壓縮制冷法等。它是由獨(dú)立設(shè)置的冷劑制冷系統(tǒng)向題啊人南汽提供冷量，其制冷能力與天然氣無直接關(guān)系。根據(jù)天然氣的壓力、組成及NGL回收率要求，冷劑(制冷劑、制冷工質(zhì))可以是氨、丙烷或乙烷，也可以是丙烷、乙烷等混合物(混合冷劑)。制冷循環(huán)可以是單級多級串聯(lián)，也可以是階式制冷(覆疊式制冷)循環(huán)。天然氣處理工藝中幾種常見冷劑的編號、安全性分類及主要物理性質(zhì)見表5-2。