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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。回收方法基本上可分为吸附法、汲取法及冷凝分开法三种。
     (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开的方法。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，不必需特别材料和设备，投资较少；缺点是必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) 油汲取法
油汲取法系利用不同烃类在汲取油中溶解度不同，从而将天然气中各个组分得以分开。汲取油一般为石脑油、煤油、柴油或装置自己得到的稳定天然汽油(稳定凝析油)。汲取油相对分子质量越小，NGL收率越高，但汲取油蒸发损失越大。因此，当要求乙烷收率较高时，一般才采纳相对分子质量较小的汲取油。
1. 工艺流程简介
按照汲取温度不同，油汲取法又可分为常温、中温柔低温油汲取法(冷冻油汲取法)三种。常温油汲取法汲取温度一般为30℃左右；中温油汲取法汲取温度一般为-20℃以上，C3收率约为40%左右；低温油汲取法汲取温度一般在-40℃左右，C3收率一般为80%～90%，C3收率一般为35%～50%。低温油汲取法原理流程图见图5-1。

图中原料气先与离开汲取塔的冷干气换热，再经冷冻(冷剂制冷)后进入汲取塔与冷汲取油逆流接触，使气体中大部分丙、丁烷及戊烷以上烃类被汲取下来。从汲取塔顶流出的冷干气与原料气换热后外输。由汲取塔底部流出的富汲取油(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蒸馏塔分开为液化石油气(LPG)和稳定天然汽油(C5+重烃)。从富油蒸馏塔底流出的贫汲取油(贫油)经冷冻(冷剂制冷)后返回汲取塔循环使用。如果采纳装置自己得到的稳定天然汽油作为汲取油，则可取消富油蒸馏塔，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
(1) 国外
油汲取法是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年代初由于低温油汲取法收率较高，压降较小，而且同意使用碳钢，对原料气处理要求不高，且单套装置处理量较大，故一直在油汲取法中占主导地位。但因低温油汲取法能耗及投资较高，因而在70年代以后已逐渐被更加经济与先进的冷凝分开法取代。目前，仅美国各别已建油汲取法NGL回收装置仍在运行外，大多数装置均已关闭或改为采纳冷凝分开法回收NGL。
(2) 国内
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，基本上都是采纳冷凝分开法。但在2021年后各别油田新建或改建的NGL回收装置还采纳了低温油汲取法。例如，大庆油田萨中30×104m3/d的NGL回收装置，原制定采纳氨压缩制冷的浅冷分开工艺，改建后采纳了浅冷分开-油汲取组合工艺，冷冻温度为-17℃(因而实质上是采纳氨压缩制冷的中温油汲取法)，C3收率由原来的30.1%(质量分数，下同)提升到68.5%。见表5-1。另外，海南福山油田新建的第一套NGL回收装置(30×104m3/d)采纳的也是油汲取法，冷冻温度为-30℃(因而实质上是采纳丙烷压缩制冷的低温油汲取法)，C3收率制定值在80%以上。
表5-1 大庆萨中NGL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/%(质量分数)
C4收率要/%(质量分数)
改建前
改建后

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℃进行气液分开，然后气体去汲取塔，凝液去脱乙烷塔等。汲取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纳浅冷分开一油汲取组合工艺的原因是：①原料气仅压缩至1.3MPa，即使采纳透平膨胀机制冷法效果也不显著；②改建前采纳浅冷分开工艺，原料气冷冻温度在-20℃以上，设备、管线均采纳碳钢，如果采纳透平膨胀机制冷法，则必需采纳低温钢材；③改建前采纳乙二醇作为水合物抑制剂，如果采纳透平膨胀机制冷法，则必必需改用分子筛脱水。所以，针对该装置改建前具体状况，从投资、收率等角度合计，该装置改造为浅冷-油汲取组合工艺还是合适的。但是，如果是新建装置，就应对浅冷分开-油汲取组合工艺和其他工艺方案进行技术经济综合比较后，从而确定最正确方案。
海南福山油田新建第一套NGL回收装置原制定合计到原料气为高压凝析气(3.5MPa)，外输干气压力仅要求为1.6MPa。故拟采纳丙烷预冷一透平膨胀机制冷的深冷分开工艺，C3收率制定值在85%以上。但之后合计到该油田处于开发初期，原料气压力与规模有待落实，故改用低温油汲取法。2021年该装置投产后的施行说明，原料气压力稳定，天然气产量仍在不断增加。所以在2021年又新建了第二套NGL回收装置(50×104m3/d)。这套装置在总结以往经验教训的基础上，合计到原料气中C1/C2比值(体积分数比)在3.5，因而采纳了有重接触塔(见本章第三节所述)的丙烷预冷-透平膨胀机制冷联合工艺，C3收率制定值在90%以上。此外，为了提升第一套装置的C3收率及降低装置能耗，在2021年改建中也增加了一个重接触塔，并将冷油汲取系统停运。改建后装置的液化石油气及稳定天然汽油产量都有显然增加。
实际上我国自20世纪六七十年代以来，除最早建设的某油田凝析气田NGL回收装置由于受当时条件限制而采纳冷剂制冷的浅冷分开工艺外，国内以后建成的高压凝析气田NGL回收装置几乎都无一例外地采纳了冷剂预冷-透平膨胀机制冷联合工艺。一施行证实，这种工艺是先进可靠、经济合理的。只要在制定中合计周到，就可以较好地适应高压凝析气田在开发过程中的变化状况。
(三) 冷凝分开法
冷凝分开法是利用在一定压力下天然气中各组分的沸点不同，将天然气冷却至露点温度以下某一值，使其部分冷凝与气液分开，从而得到富含较重烃类的天然气凝液。这部分天然气凝液一般又采纳精馏的方法进一步分开成所必需要的液烃产品。通常，这种冷凝分开过程又是在几个不同温度等级下完成的。
由于天然气的压力、.组成及所要求的NGL回收率或液烃收率不同，故NGL回收过程中的冷凝温度也有所不同。依据其最低冷凝分开温度，通常又将冷凝分开法分为浅冷分开与深冷分开两种。前者最低冷凝分开温度一般在-20℃～35℃，后者一般均低于-45℃，最低在-100℃以下。
深冷分开(cryogenic separation或deepcut)有时也称为低温分开。但是，天然气处理工艺中提到的低温分开(low temperature separation)就其冷凝分开温度来讲，并不都是属于深冷分开范畴。例如，第三章中所述的低温分开法即为一例。此外，天然气处理工艺中习惯上区分浅冷及深冷分开的温度范围与低温工程中区分普冷、中冷和深冷的温度范围也是有所区别的。
冷凝分开法的特点是必需要向气体提供温度等级合适的足够冷量使其降温至所必需值。按照提供冷量的制冷方法不同，冷凝分开发又可分为冷剂制冷法、膨胀制冷法和联合制冷法三种。
1. 冷剂制冷法
冷剂制冷法也称外加冷源法(外冷法)、机械制冷法或压缩制冷法等。它是由独立设置的冷剂制冷系统向题啊人南汽提供冷量，其制冷能力与天然气无直接关系。依据天然气的压力、组成及NGL回收率要求，冷剂(制冷剂、制冷工质)可以是氨、丙烷或乙烷，也可以是丙烷、乙烷等混合物(混合冷剂)。制冷循环可以是单级多级串联，也可以是阶式制冷(覆叠式制冷)循环。天然气处理工艺中几种常见冷剂的编号、安全性分类及主要物理性质见表5-2。