第五章天然气凝液回收

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1、1第五章第五章 天然气凝液回收天然气凝液回收如前所述，天然气（尤其是凝析气及伴生气）中除含有甲烷外，一般还含 有一定量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烃类。为了符合商品天然气质量 指标或管输气对烃露点的质量要求，或为了获得宝贵的液体燃料和化工原料， 需将天然气中的烃类按照一定要求分离与回收。 目前，天然气中的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烃类除乙烷有时是以 气体形式回收外，其它都是以液体形式回收的。由天然气中回收到的液烃混合 物称为天然气凝液(NGL)，简称液烃或凝液，我国习惯上称其为轻烃，但这是 一个很不确切的术语。天然气凝液的组成根据天然气的组成、天然气凝液回收 目的及方法不同而异。从天然

2、气中回收凝液的工艺过程称之为天然气凝液回收 （NGL 回收，简称凝液回收） ，我国习惯上称为轻烃回收。回收到的天然气凝 液或直接作为商品，或根据有关产品质量指标进一步分离为乙烷、液化石油气 (LPG，可以是丙烷、丁烷或丙烷、丁烷混合物）及天然汽油（C5+）等产品。因 此，天然气凝液回收一般也包括了天然气分离过程。 目前，美国、加拿大是世界上 NGL 产量最多的两个国家，其产量占世界总 产量的一半以上。第一节 天然气凝液回收目的及方法虽然天然气凝液回收是一个十分重要的工艺过程，但并不是在任何情况下 回收天然气凝液都是经济合理的。它取决于天然气的类型和数量、天然气凝液 回收目的、方法及产品价格等，

3、特别是取决于那些可以回收的烃类组分是作为 液体产品还是作为商品气中组分时的经济效益比较1,2。 一、天然气类型对天然气凝液回收的影响 我国习惯上将天然气分为气藏气、凝析气及伴生气三类。天然气类型不同， 其组成也有很大差别。因此，天然气类型主要决定了天然气中可以回收的烃类 组成及数量。 气藏气主要是由甲烷组成，乙烷及更重烃类含量很少。因此，只是将气体 中乙烷及更重烃类回收作为产品高于其在商品气中的经济效益时，一般才考虑 进行天然气凝液回收。我国川渝、长庆和青海气区有的天然气属于乙烷及更重 烃类含量很少的干天然气（即贫气） ，应进行技术经济论证以确定其是否需要回 收凝液。此外，塔里木、长庆气区有的

4、天然气则属于含少量 C5+重烃的湿天然 气，为了使进入输气管道的气体烃露点符合要求，必须采用低温分离法将少量 C5+重烃脱除，即所谓脱油（一般还同时脱水） 。此时，其目的主要是控制天然 气的烃露点。 伴生气中通常含有较多乙烷及更重烃类，为了获得液烃产品，同时也为了 符合商品气或管输气对烃露点的要求，必须进行凝液回收。尤其是从未稳定原 油储罐回收到的烃蒸气与其混合后，其丙烷、丁烷含量更多，回收价值更高 凝析气中一般含有较多的戊烷以上烃类，当其压力降低至相包络区露点线 以下时，就会出现反凝析现象。因此，除需回收因反凝析而在井场和处理厂获2得的凝析油外，由于气体中仍含有不少可以冷凝回收的烃类，无论分

5、离出凝析 油后的气体是否要经压缩回注地层，通常都应回收天然气凝液，从而额外获得 一定数量的液烃。我国塔里木气区拥有较多的凝析气田，故将是国内生产天然 气凝液的主要地区之一。 二、天然气凝液回收的目的 从天然气中回收液烃的目的是：使商品气符合质量指标；满足管输气 质量要求；最大程度地回收凝液，或直接作为产品或进一步分离为有关产品 3,4。1使商品气符合质量指标 为了符合商品天然气质量指标，需将从井口采出和从矿场分离器分出的天 然气进行处理，即 脱水以满足商品气的水露点指标。当天然气需经压缩方可达到管输压力 时，通常先将压缩后的气体冷却并分出游离水后，再用甘醇脱水法等脱除其余 水分。这样，可以降低

6、甘醇脱水的负荷及成本。 如果天然气含有 H2S、CO2时，则需脱除这些酸性组分。 当商品气有烃露点指标时，还需脱凝液（即脱油）或回收 NGL。此时， 如果天然气中可以冷凝回收的烃类很少，则只需适度回收 NGL 以控制其烃露点 即可；如果天然气中氮气等不可燃组分含量较多，则应保留一定量的乙烷及较 重烃类（必要时还需脱氮）以符合商品气的热值指标；如果可以冷凝回收的烃 类成为液体产品比其作为商品气中的组分具有更好经济效益时，则应在符合商 品气最低热值的前提下，最大程度地回收 NGL。因此，NGL 的回收程度不仅 取决于天然气组成，还取决于商品气热值、烃露点指标等因素。 2满足管输气质量要求 对于海上

7、或内陆边远地区生产的天然气来讲，为了满足管输气质量要求， 有时需就地预处理，然后再经过管道输送至天然气处理厂进一步处理。如果天 然气在管输中析出凝液，将会带来以下问题： 当压降相同时，两相流动所需管线直径比单相流动要大。 当两相流流体到达目的地时，必须设置液塞捕集器以保护下游设备。 为了防止管输中析出液烃，可考虑采取以下方法： 只适度回收 NGL，使天然气烃露点满足管输要求，以保证天然气在输送 时为单相流动即可，此法通常称之为露点控制。例如，长庆气区榆林及苏里格 气田天然气为含有少量 C5+重烃的湿天然气，分别经过各自天然气处理厂脱油 脱水使其水、烃露点符合商品气质量指标后进入陕京输气管道。

8、将天然气压缩至临界冷凝压力以上冷却后再用管道输送，从而防止在管 输中形成两相流，即所谓密相输送。此法所需管线直径较小，但管壁较厚，而 且压缩能耗很高。例如，由加拿大 BC 省到美国芝加哥的“联盟 (Alliance)” 输气管道即为富气高压密相输送，管道干线及支线总长 3686km，主管径 914/1067mm，管壁厚 14mm，设计输气能力为 150108m3/a，工作压力 12.0MPa，气体热值高达 44.2MJ/m3。 采用两相流动输送天然气。 以上三种方法中，前两种方法投资及运行费用都较高，故应对其进行综合 比较后从中选择最为经济合理的一种方法。 3最大程度回收天然气凝液 在下述情况

9、下需要最大程度地回收 NGL：3从伴生气回收到的液烃返回原油中时价值更高，即回收液烃的主要目的 是为了尽可能地增加原油产量。从 NGL 回收过程中得到的液烃产品比其作为商品气中的组分时价值更高， 因而具有良好的经济效益。 当从天然气中最大程度地回收 NGL 时，即就是残余气（即回收 NGL 后的 干气）中只有甲烷，通常也可符合商品气的热值指标。但是，很多天然气中都 含有氮气及二氧化碳等不可燃组分，故还需在残余气中保留一定量的乙烷，必 要时甚至需要脱除天然气中的氮气。例如，英国气体（British Gas）公司突尼斯 Hannibai 天然气处理厂的原料气中含有 16%以上的 N2和 13%以上

10、的 CO2，必 须将 N2脱除至小于 6.5%以满足商品气的指标，水、BTEX（苯、甲苯、乙苯和 二甲苯）及 CO2等也必须脱除至很低值，以防止在脱氮装置（NRU）的低温系 统中有固体析出。 由此可知，由于回收凝液的目的不同，对凝液的收率要求也有区别，获得 的凝液组成也各不一样。目前，我国习惯上又根据是否回收乙烷而将 NGL 回收 装置分为两类：一类以回收乙烷及更重烃类为目的；另一类以回收丙烷及更重 烃类为目的。因此，第二章中所述的以控制天然气水、烃露点为目的的脱油脱 水装置，一般均属于后者。 三、天然气凝液回收方法 NGL 回收可在油气田矿场进行，也可在天然气处理厂、气体回注厂中进行。 回收

11、方法基本上可分为吸附法、吸收法及冷凝分离法三种。 （一）吸附法 吸附法系利用固体吸附剂（例如活性炭）对各种烃类的吸附容量不同，从 而使天然气中一些组分得以分离的方法。在北美，有时用这种方法从湿天然气 中回收较重烃类，且多用于处理量较小及较重烃类含量少的天然气，也可用来 同时从天然气中脱水和回收丙、丁烷等烃类（吸附剂多为分子筛） ，使天然气水、 烃露点都符合管输要求。 吸附法的优点是装置比较简单，不需特殊材料和设备，投资较少；缺点是 需要几个吸附塔切换操作，产品局限性大，能耗与成本高，燃料气量约为所处 理天然气量的 5%，因而目前很少应用。 （二）油吸收法 油吸收法系利用不同烃类在吸收油中溶解度

12、不同，从而将天然气中各个组 分得以分离。吸收油一般为石脑油、煤油、柴油或从天然气中得到的 C5+凝液 （天然汽油，稳定轻烃，稳定凝析油） 。吸收油相对分子质量越小，NGL 收率 越高，但吸收油蒸发损失越大。因此，当要求乙烷收率较高时，一般才采用相 对分子质量较小的吸收油。（文献2图 9-1） 图图 5-1 低温油吸收法原理流程图低温油吸收法原理流程图1工艺流程简介 按照吸收温度不同，油吸收法又可分为常温、中温和低温油吸收法（冷冻 油吸收法）三种。常温油吸收法吸收温度一般为 30左右；中温油吸收法吸收 温度一般为-20以上，C3收率约为 40%左右；低温油吸收法吸收温度一般在-440左右，C3收

13、率一般为 80%90%，C2收率一般为 35%50%。低温油吸收法原理流程图见图 5-1。 图中原料气先与离开吸收塔的冷干气换热，再经冷冻（冷剂制冷）后进入 吸收塔与冷吸收油逆流接触，使气体中大部分丙、丁烷及戊烷以上烃类被吸收 下来。从吸收塔顶流出的冷干气与原料气换热后外输。由吸收塔底部流出的富 吸收油（富油）进入富油稳定塔中，由塔顶脱除甲烷等作为燃料，然后进入富 油蒸馏塔蒸出 NGL 并去 NGL 蒸馏塔分离为液化石油气（LPG）和稳定天然汽 油（C5+重烃） 。从富油蒸馏塔底流出的贫吸收油（贫油）经冷冻（冷剂制冷） 后返回吸收塔循环使用。如果采用装置自己得到的天然汽油作为吸收油，则可 取消

14、富油蒸馏塔，将富油稳定塔塔底的 NGL 直接进入 NGL 蒸馏塔即可。 2国内外现状 国外4 油吸收法是 20 世纪五六十年代广泛使用的一种 NGL 回收方法，尤其是在 60 年代初由于低温油吸收法收率较高，压降较小，而且允许使用碳钢，对原料 气处理要求不高，且单套装置处理量较大，故一直在油吸收法中占主导地位。 但因低温油吸收法能耗及投资较高，因而在 70 年代以后已逐渐被更加经济与先 进的冷凝分离法取代。目前，仅美国个别已建油吸收法 NGL 回收装置仍在运行 外，大多数装置均已关闭或改为采用冷凝分离法回收 NGL。 国内5 我国自 20 世纪六七十年代以来已建成了上百套 NGL 回收装置，基

15、本上都 是采用冷凝分离法。但在 2001 年后个别油田新建或改建的 NGL 回收装置还采 用了低温油吸收法。例如，大庆油田萨中 30104m3/d 的 NGL 回收装置，原设 计采用氨压缩制冷的浅冷分离工艺，改建后采用了浅冷分离油吸收组合工艺， 冷冻温度为-17（因而实质上是采用氨压缩制冷的中温油吸收法） ，C3收率由 原来的 30.1%(，下同)提高到 68.5%，见表 5-1。另外，海南福山油田新建的w 第一套 NGL 回收装置（30104m3/d）采用的也是油吸收法，冷冻温度为-30 （因而实质上是采用丙烷压缩制冷的低温油吸收法） ，C3收率设计值在 80%以 上。表表 5-1 大庆萨中

16、大庆萨中 NGL 回收装置改建前后收率比较回收装置改建前后收率比较时间冷冻温度/凝液收率/(t/104m3)C3收率/%()wC4收率/%()w改建前-19.51.8530.154.9改建后-17.32.6868.588.9大庆油田萨中 NGL 回收装置原料气为低压伴生气，先压缩至 1.3MPa，再 经冷却、冷冻至约-20进行气液分离，然后气体去吸收塔，凝液去脱乙烷塔等。 吸收油为本装置的稳定天然汽油（我国习惯上称为稳定轻烃） 。由于报道中未介 绍不同改建方案投资、收率、能耗等综合比较结果，故只能从其原工艺流程推 测该装置改建时采用浅冷分离油吸收组合工艺的原因是：原料气仅压缩至 1.3MPa，即使采用透平膨胀机制冷法效果也不显著；改建前采用浅冷分离工 艺，原料气冷冻温度在-20以上，设备、管线均采用碳钢。如果采用透平膨胀 机制冷法，则需采用低温钢材；改建前采用乙二醇作为水合物抑制剂，如果 采用透平膨胀机制冷法，则必须改用分子筛脱水。所以，针对该装置改建前具5体情况，从投资、收率等角度考