海上油田伴生氣用作燃料氣的預處理方案研究

辛 順，吉慶林，高銘志，慧 寧

（海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

0 引 言

在世界能源日趨緊張的現(xiàn)狀下，節(jié)能減排成為海上油田生產(chǎn)的重要指標，油田伴生氣的有效利用成為油田開發(fā)的重要趨勢。目前對于油田伴生氣的主要利用途徑是作為為平臺提供熱源的燃料，但對熱源需求量不大，且伴生氣回收成本又較高的平臺來說，通常做法是將伴生氣通過火炬排放，這顯然是對能源的一種浪費。如果將伴生氣用作主機燃料[1]，作為油田生產(chǎn)的補充電源，將既實現(xiàn)節(jié)能又達到環(huán)保的雙重目標。

目前海上油田的主電站主要是原油往復機組，以伴生氣作為燃料的燃氣往復機組應用還較少，主要原因是往復機組對燃料氣的要求較高。表1為油田伴生氣的典型組分。

表1 油田伴生氣的典型組分 單位：%

從表1可知，伴生氣的重烴（C4及以上成分）含較大比例，重烴的存在不僅容易使氣缸內(nèi)積碳，還容易在燃燒時發(fā)生爆震，給往復式發(fā)動機的連續(xù)安全運行帶來風險。

1 伴生氣的去重烴化

目前伴生氣去重烴化的成熟技術主要有兩種：

1) 物理法，將伴生氣中重烴液態(tài)化并去除；

2) 催化裂解法，將重烴轉化成輕烴。

1.1 物理法

物理分離法的原理是利用各組分的沸點不同，將氣體液化并分離。液化氣體的主要途徑有加壓法、降溫法、加壓降溫聯(lián)合法。

1）加壓法容易造成可燃氣的泄露，而且加壓時會產(chǎn)生高溫，對整套設備的安全帶來不利影響，增加了設計、制造以及操作上難度，也會導致成本的上升。

2）降溫分離法，由于純降溫法需要更低溫度的冷媒，而冷媒的制取耗能較大，在綜合經(jīng)濟效益比較下，則加壓降溫聯(lián)合法更可取。圖1為目前已經(jīng)成熟的加壓降溫聯(lián)合法——深冷法[2,3]流程。

圖1 深冷法流程

3）深冷法的關鍵設備是初冷及深冷換熱器，初冷換熱器的換熱介質(zhì)是干燥處理后的常溫伴生氣和經(jīng)過二級分離后的低溫燃料氣，深冷換熱器的換熱介質(zhì)是冷媒和經(jīng)過初級分離后的伴生氣。換熱器的關鍵技術是提高換熱效率以及耐低溫性能，目前常用的是翅片管式套管換熱器，這種換熱器傳熱效率高、流程阻力小、耐低溫性能強，且維修方便。

物理法的特點：

1）干燥功能強，經(jīng)過深冷之后，伴生氣的壓力露點可以達到-29℃；

2）除渣能力強，由于整個流程中共有三級過濾分離，能去除 99%以上雜質(zhì)，顆粒粒徑可達到 0.1μm以下；

3）能去除伴生氣中硫化氫、二氧化硫、二氧化碳、硅氧烷、鹵素等有害組分；

4）通過流程的優(yōu)化，可使深冷裝置出口的燃料氣達到往復機組所需要的燃氣壓力和溫度。

但物理法的缺點也是很明顯的，即：脫除的重烴無法有效利用，造成能源的浪費，同時需要一套輔助的制冷裝置提供穩(wěn)定的冷媒。

2.2 催化裂解法

以陸地石化工業(yè)常用的催化裂解工藝[4,5]為基礎深化開發(fā)。其原理是：在一定的溫度壓力下，利用飽和水蒸氣及催化劑裂解伴生氣中的重烴，生成可以直接用于往復機組的輕烴組分（見圖2）。目前國際上已有成熟的催化裂解裝置應用于海上油田，圖3為伴生氣的催化裂解流程。

圖2 催化裂解原理

該流程的核心技術是：根據(jù)伴生氣中各組分的含量設計出合適的工藝參數(shù)、催化裂解反應器的設計與催化劑的選擇。目前陸地油田的重油催化裂解技術已經(jīng)非常成熟，且利用天然氣通過催化裂解反應生產(chǎn)銨、氫等其他工業(yè)原料的技術在20世紀90年代就已成熟，因此從工藝角度來說，整套設備的流程設計是可行的。但由于流程上的限制，從裂解裝置出來的燃氣壓力不能滿足往復機組的要求，還需要一套調(diào)壓裝置，使燃氣壓力與溫度都能達到往復機組要求。由于伴生氣中含有硫組分，為防止催化劑中毒，在流程中增加除硫反應器。

圖3 伴生氣催化裂解流程

該流程的核心技術是：根據(jù)伴生氣中各組分的含量設計出合適的工藝參數(shù)、催化裂解反應器的設計與催化劑的選擇。目前陸地油田的重油催化裂解技術已經(jīng)非常成熟，且利用天然氣通過催化裂解反應生產(chǎn)銨、氫等其他工業(yè)原料的技術在20世紀90年代就已成熟，因此從工藝角度來說，整套設備的流程設計是可行的。但由于流程上的限制，從裂解裝置出來的燃氣壓力不能滿足往復機組的要求，還需要一套調(diào)壓裝置，使燃氣壓力與溫度都能達到往復機組要求。由于伴生氣中含有硫組分，為防止催化劑中毒，在流程中增加除硫反應器。

整套裝置沒有動力設備，能耗主要集中在伴生氣的預處理、飽和水蒸氣的生成以及淡水冷卻器的淡水消耗。

在預處理單元中，需要用燃氣壓縮機將伴生氣壓縮到約 0.58～0.88MPa壓力，同時去除伴生氣中的雜質(zhì)（包括：凝析油、凝結水、固體顆粒等）。

產(chǎn)生飽和水蒸氣的熱源可以利用主機的高溫煙氣，往復機組的排煙溫度通常為350～450℃，完全可以用來生產(chǎn)催化裂解裝置所需要的飽和水蒸氣，只需要添加一套煙氣鍋爐?？紤]到主機故障時煙氣的中斷，需要在兩個或兩個以上主機煙氣出口各加一套煙氣鍋爐，作為備用（見圖4）。產(chǎn)生飽和水蒸氣的另一種選擇是用燃氣鍋爐，相對而言相同處理量的燃氣鍋爐的投資要大于煙氣鍋爐，煙氣鍋爐必須要有至少一臺主機的啟用，且從整個平臺主機方案的設計、煙氣鍋爐造成的主機排氣背壓和煙管布置問題等多方面綜合考慮，因此燃氣鍋爐也是一種可行選擇。

圖4 煙氣鍋爐流程

2.3 主電站設計方案

由于油田伴生氣產(chǎn)量不穩(wěn)定，只能作為平臺補充電源，當油田沒有伴生氣時，完全依靠原有主機為平臺供電；當伴生氣產(chǎn)量足夠時，用伴生氣發(fā)電，減少主電站負荷，降低油耗。圖5、6為有燃氣往復機組作為備用電站的兩種方案。

圖5 采用深冷裝置的電站方案

圖6 采用裂解裝置的電站方案

3 結 語

綜上所述，物理法流程簡單，經(jīng)過物理法處理后的燃氣可以直接進主機作為燃料。配套設備少，只需一套冷媒產(chǎn)生器，操作維護方便，投資費用少，但由于去除了C4以上的重烴，會造成能源的浪費。

催化裂解裝置流程復雜，所需配套附屬設備多，主要包括：燃氣壓縮機、海水冷卻器、鍋爐、調(diào)壓閥組等。裝置操作維修復雜，初始投資費用多，但從長遠經(jīng)濟效益和環(huán)保角度上看，該方法可以將油田伴生氣充分利用，減少了主電站的負荷及燃油耗量，節(jié)約了平臺運行費用。

因此這兩種方法各有優(yōu)勢，在方案設計時，要綜合考慮初始投資費用、運行費用、伴生氣產(chǎn)量等各方面，合理選擇。

[1] 蔣 瑋，朱新禮. 液化天然氣作為船用燃料的可行性研究[J]. 船舶與海洋工程，2013, (3): 74-78.

[2] 吳興松. 乙烯裝置深冷分離系統(tǒng)的優(yōu)化和改進[J]. 化工進展，2002, (10): 763-765.

[3] 陸衛(wèi)強. LNG深冷絕熱技術應用研究[J]. 造船技術，2007, (1): 763-765.

[4] 王建明. 催化裂解生產(chǎn)低碳烯烴技術和工業(yè)應用的進展[J]. 化工進展，2011, (5): 911-917.

[5] 李再婷. 催化裂解工藝技術及其工業(yè)應用[J]. 當代石油石化, 2001, (10): 31-35.