轻烃回收工艺技术发展概况
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歹¨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
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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5-10 ISS、MTP及GSP主要指标对比
工艺方法
ISS
MTP
GSP
C2回收率/%EJC天然气（煤层气）与管道网冻结情况EJC天然气（煤层气）与管道网再压缩功率/kWEJC天然气（煤层气）与管道网制冷压缩功率/kWEJC天然气（煤层气）与管道网总压缩功率/kW
80.0EJC天然气（煤层气）与管道网冻结EJC天然气（煤层气）与管道网6478EJC天然气（煤层气）与管道网225EJC天然气（煤层气）与管道网6703
85.4EJC天然气（煤层气）与管道网冻结EJC天然气（煤层气）与管道网4639EJC天然气（煤层气）与管道网991EJC天然气（煤层气）与管道网5630
85.8EJC天然气（煤层气）与管道网不冻结EJC天然气（煤层气）与管道网3961EJC天然气（煤层气）与管道网1244EJC天然气（煤层气）与管道网5205
EJC天然气（煤层气）与管道网
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。
③ PetroFlUX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%。
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