国内外天然气凝液回收技术发展现状

国内外天然气凝液回收技术发展现状摘要:天然气是以甲烷为主的烃类气体混合物。为了获得宝贵的化工原料,需将天然气中除甲烷外的一些烃类予以分离和回收。轻烃回收工艺方法主要包括吸附法、油吸收法和冷凝分离法。天然气轻烃回收装置流程模拟是用计算机对天然气轻烃回收装置进行物料平衡和能量平衡的计算,以获得天然气轻烃回收装置的有关资料,用来指导工程设计和实际生产。关键词:天然气凝液吸附法油吸收法冷凝分离器计算机流程模拟1引言轻烃也称天然气凝液(Naturalgasliquids,NGL),有时也称为液烃。轻烃回收是指将天然气中相对甲烷或乙烷更重的组分以液态形式回收的过程。回收天然气中的轻烃有两个主要目的,一是控制天然气中烃露点以达到商品天然气质量指标,防止管路中气液两相流的出现;二是从天然气中回收下来的轻烃可作为燃料和化工原料,带来更大的经济效益和社会效益。习惯上将以回收湿性天然气中C2以上烃为目的及要求C3收率超过90%的工艺为深冷工艺,所应达到的温度为-100～-90℃;而以回收凝析油及部分LPG的工艺则称为浅冷工艺,所达到的温度为-40～-25℃。2天然气凝液回收技术现状2.1轻烃回收工艺简介轻烃回收工艺主要包括吸附法、油吸收法和冷凝分离法。吸附法由于缺点较多,因而目前应用很少。油吸收法是20世纪五六十年代广为使用的一种NGL回收方法,其优点是系统压降小,允许使用碳钢,对原料气处理没有严格要求,单套装置处理能力大等;缺点是投资、能耗及操作费用较高。因此,在20世纪70年代后已逐渐被更加经济与先进的冷凝分离法所取代。冷凝分离法是利用原料气中各烃类组分冷凝温度的不同,将原料气冷却到一定温度从而将沸点高的烃类冷凝分离出来,并经过轻烃精馏分离成合格产品的方法。该方法最根本的特点是需要提供较低温位的冷量使原料气降温,具有工艺流程简单、运行成本低、轻烃回收率高等优点,在轻烃回收技术中处于主流地位。根据提供冷量的方法不同,冷凝分离法又可分为冷剂制冷法、直接膨胀制冷法和联合制冷法三种方法。自1964年美国首先将透平膨胀机制冷技术用于NGL回收装置后,近几十年来该技术发展很快。膨胀机制冷法具有流程简单、操作方便、对原料气组成的适应性大、投资低及效率高等优点。无论是在国外还是国内,有条件的新建或改建的NGL回收装置约有90%以上都采用透平膨胀机制冷法。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列的改进，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/%冻结情况再压缩功率/kW制冷压缩功率/kW总压缩功率/kW80.0冻结6478225670385.4冻结4639991563085.8不冻结396112445205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/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，或在原料气较富的情况下，采用混合冷剂制冷法工艺更为有利。图5-20为英国CostainPetrocarbon公司采用的PetroFlux法工艺流程。与常规透平膨胀机制冷法(见图5-21)相比，该法具有以下特点：①在膨胀机制冷法中，高压天然气经膨胀机制冷后压力降低。如果商品气要求较高压力，则需将膨胀后的低压干气再压缩，故其能耗是相当可观的。PetroFlux法压降较小，原料气经处理后可获得较高压力的商品气，并可利用中、低压天然气为原料气，获得较高的凝液收率。②回流换热器的运行压力高于透平膨胀机制冷法中稳定塔的压力，因而提高了制冷温度，降低了能耗。③PetroFlUX法中换热器的传热温差普遍比透平膨胀机制冷法中换热器温差小很多，因而明显提高了换热系统的炯效率。(三)油吸收法的发展马拉(Mehra)法是近年来发展的一种油吸收法的改进工艺，其实质是用其他物理溶剂(例如N-甲基毗咯烷酮)代替吸收油，吸收原料气中的C2+或C3+烃类后采用闪蒸或汽提的方法获得所需的乙烷、丙烷等。马拉法借助于所采用的特定溶剂及不同操作参数，可回收C2+、C3+、C4+或C5+等。例如，乙烷及丙烷的收率可依市场需要，分别为2%～90%和2%～100%。这种灵活性是只能获得宽馏分凝液的透平膨胀机所不能比拟的。马拉法又可分为抽提-闪蒸法和抽提-汽提法两种流程。此法的特点是选择性能良好的物理溶剂，并且靠调节抽提-汽提塔塔底富溶剂泡点来灵活地选择NGL产品中较轻组分的含量。马拉法还可与冷剂(丙烷)制冷法结合，采用本法生产的C5+(相对分子质量控制在70～90)为溶剂，当分别用于回收C2+或C3+时，C2或C3的收率均可达90%。回收轻烃工艺从加工温度看,可分为浅冷法(-35℃以上)、中深冷(-80℃以上)和深冷法(-100℃以下)。随着加工深度的提高,加工温度逐渐转为深冷领域。1970年代中期开始以浅冷为主,主要回收C3以上重组分,采用氨吸收-氨压缩-丙烷制冷,C3回收率在65%以上,目前在C2无需求地区依然采用。1980年代初随着乙烯工业的发展,对C2需求的增长,开始由国外整套引进深冷装置。1980年代由国外引进了德国林德公司等制造的十几套天然气深冷装置。从1990年代中期开始,国内尝试在中深冷方面进行流程研究,建成了新疆邱冬油气处理厂等以回收C3以上重组分为目的的轻烃回收装置。设计制冷温度一般为-70℃左右,C3回收率可达90%左右。2000年开始,国内对天然气深冷工艺进行了国产化研究,相继建成了大庆杏区深冷、北Ⅰ-Ⅰ和南压天然气深冷装置,C2回收率可达75%以上,C3回收率可达98%左右,取得了较好的效果。2.2膨胀机制冷工艺流程目前,我国在要求收率较高的轻烃回收装置中多采用有辅助制冷(一般为丙烷)的膨胀机制冷工艺,如图1所示。上述常规制冷工艺流程的脱甲烷塔无精馏段,当原料气中含CO2较多时,这种流程可能在脱甲烷塔上部几层塔板处产生固体。为解决这个问题不专设脱CO2设施,可节约投资。中原油气天然气处理厂第四气体处理厂(下称四气厂)装置采用改进的巧P(LiquidSub2cooledProcess)工艺,有效减少了CO2冻堵现象,在生产中收到了较好的效果。3计算机流程模拟技术天然气轻烃回收装置流程模拟是用计算机对天然气轻烃回收装置进行物料平衡和能量平衡的计算,以获得天然气轻烃回收装置的有关资料,用来指导实际的生产过程。3.1流程模拟的意义天然气轻烃回收装置流程模拟是轻烃回收装置流程设计、分析和优化现有流程最为有用和不可缺少的工具,可以认为,没有轻烃回收装置流程模拟就不可能得到技术先进、合理、生产成本最低的天然气轻烃回收装置设计,现有轻烃回收装置也不可能得到操作参数的最优化组合,进而得到最大的产量。天然气轻烃回收装置流程模拟可以为油气田轻烃装置的设计或已建立装置的操作分析提供定量的数据信息。此外流程模拟还可用于流程的合成、参数的灵敏度分析、参数拟合等用途。用天然气轻烃回收装置流程模拟可以有效地优化流程结构和工艺参数,提高液化气、轻油产品的质量,可以用于分析装置的实际生产数据,以确定最佳的工艺参数,如制冷温度、分离压力等,达到改进操作方式、降低成本和提高轻烃装置收率,最终提高装置效益的目的。3.2稳态模拟过程系统模拟是以流程模拟为基础的。按过程系统模型的计算模式不同,可分为模拟型、设计型和综合型。如果考虑模拟对象所要求的特性与时间的关系,又可分为稳态模拟与动态模拟。稳态模拟是流程模拟研究中开发得最早、应用最为普遍的一种重要技术,它包括物料和能量衡算,设备尺寸和费用计算以及过程的技术经济评价。从数学的角度来看,其实质是求解非线性方程组,该方程组由单元模块方程,流程联结方程和约束方程(如原料组成、流量、规定产品纯度)等构成。从算法上看,稳态流程模拟一直沿着两条平行的路线发展,即序贯模块法和联立方程法。1958年,美国Kellogg公司推出了第一个序贯模块法应用软件FlexibleFlowsheet。之后,又历经了三代发展。美国麻省理工学院开发的ASP2EN和SimulationScience公司开发的PROCESS(1990年代更名为PRO/II)商品软件是其中的代表。3.3动态模拟动态模拟广泛地应用于各种过程动态特性的研究。研究过程参数随时间变化的规律,从而得到有关过程的正确设计方案或操作步骤。动态模拟的发展较稳态模拟晚10年左右,且一直沿着两个方向发展,即设计型动态模拟系统和操作培训型