?????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?；厥辗椒ɑ旧峡煞譃槲椒?、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、烴露點都符合管輸要求。

吸附法的優(yōu)點是裝置比較簡單，不需特殊材料和設(shè)備，投資較少；缺點是需要幾個吸附塔切換操作，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，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)濟與先進(jìn)的冷凝分離法取代。目前，僅美國個別已建油吸收法NGL回收裝置仍在運行外，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)冷一透平膨脹機制冷的深冷分離工藝，C₃收率設(shè)計值在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，故改用低溫油吸收法。2003年該裝置投產(chǎn)后的實踐表明，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-透平膨脹機制冷聯(lián)合工藝，C₃收率設(shè)計值在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重接觸塔，并將冷油吸收系統(tǒng)停運。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-透平膨脹機制冷聯(lián)合工藝。一實踐證明，這種工藝是先進(jìn)可靠、經(jīng)濟合理的。只要在設(shè)計中考慮周到，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不同，將天然氣冷卻至露點溫度以下某一值，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)、機械制冷法或壓縮制冷法等。它是由獨立設(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。