海上在生產(chǎn)油田伴生氣液化系統(tǒng)工藝方案設(shè)計與分析

谷 偉

(中海油能源發(fā)展股份有限公司邊際油田開發(fā)項目組 天津 300452)

0 引 言

海上油田伴生氣由于用戶就地耗氣量有限、無就地存儲和外輸措施、管輸?shù)韧廨斣O(shè)施能力不足等諸多因素，除部分伴生氣作為燃料氣或回注外，其余大部分伴生氣的處理采取燃燒放空方式[1]。隨著國家對能源開采過程中造成的環(huán)境污染以及能源浪費整治力度的不斷加大，合理回收利用海上油田伴生氣資源已經(jīng)是當(dāng)前亟待解決的問題，也是能源長期持久發(fā)展的一個必然趨勢。

海上油田伴生氣由于產(chǎn)量小，而且開采過程中產(chǎn)氣量變化幅度較大，可采年份有限，如采用常規(guī)的“固定平臺+管道輸送”的開發(fā)模式則經(jīng)濟效益較差，從而導(dǎo)致邊際油田伴生氣不能有效開發(fā)[2]。如何經(jīng)濟合理地開發(fā)利用這些天然氣資源，用簡潔、快速有效、技術(shù)可行的方法使天然氣轉(zhuǎn)化成可用資源，已成為迫在眉睫的任務(wù)。

本文針對海上油田伴生氣的氣源條件，開展了10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化系統(tǒng)工藝方案的研究，給出了產(chǎn)品方案和能耗指標(biāo)，旨在為海上平臺油田伴生氣的有效回收提供解決方案。

1 設(shè)計條件

以曹妃甸 18-2凝析氣田天然氣為目標(biāo)氣源，開展10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化裝置的研究，其氣源參數(shù)如下所示：

壓力 0.1～0.2MPaG，溫度 5～35℃，流量 10×104Nm3/d，組分如表1所示。

表1 油田伴生氣氣源條件Tab.1 Condition of oilfield associated gas

圖1 醇胺溶液化學(xué)吸收法深度脫CO2工藝流程圖Fig.1 Process flow chart of CO2 removal by chemical absorption of alcohol amine solution

2 工藝方案

盡管海上平臺油田伴生氣中二氧化碳的平均含量為 3.3%，但考慮到油田伴生氣中二氧化碳含量變化較大，本文確定二氧化碳含量時按照 6%來設(shè)計。CO2對設(shè)備管道有腐蝕作用，而且其沸點較高，在降溫過程中易成固體析出，故必須脫除。油田伴生氣中的水分，在低于零度時將以冰霜的形式凍結(jié)在換熱器和節(jié)流閥的工作部分。另外，天然氣和水會形成天然氣水合物，可以在零度以上形成，它是半穩(wěn)定的固態(tài)化合物，可能導(dǎo)致管線、噴嘴和分離設(shè)備的堵塞。

在各種脫酸方法中，化學(xué)吸收法脫酸氣性能穩(wěn)定，操作工藝較成熟，可以達到天然氣液化裝置所要求的深度凈化標(biāo)準(zhǔn)，經(jīng)濟性較好[3]。因此，本工藝選擇醇胺溶液化學(xué)吸收法深度脫CO2酸氣工藝(圖1)，其達到的凈化指標(biāo)CO2≤50mg/mL。

天然氣脫水工藝方法一般包括低溫脫水、溶劑吸收法脫水、固體吸附法脫水和化學(xué)反應(yīng)法脫水。固體吸附法具有脫水深度高、裝置簡單、占地面積小等優(yōu)點，在天然氣深度脫水、深冷液化等方面居于不可動搖的地位。同時，元素汞雖然僅存在于個別天然氣中且含量甚微，但對這類天然氣進行凝液回收過程中其危害性卻很大，因而必須在進行上述過程之前將其脫除。

本工藝選擇活性炭吸附法脫除原料氣中的水和專用載硫活性炭脫除原料氣中可能攜帶的微量汞，其工藝流程如圖2所示，可達到凈化指標(biāo) H2O≤1mg/mL、Hg≤0.01μg/m3。

目前應(yīng)用的天然氣液化循環(huán)主要有3種：級聯(lián)式液化循環(huán)、混合制冷劑液化循環(huán)和帶膨脹機的液化循環(huán)[4]。級聯(lián)式循環(huán)能耗最低，效率最高，但是系統(tǒng)的復(fù)雜程度最高，所以級聯(lián)式液化循環(huán)逐漸被混合工質(zhì)循環(huán)取代。帶膨脹機的液化流程雖然復(fù)雜程度最低，但是比功耗最高，運行成本高，在規(guī)模較大的天然氣液化工藝中經(jīng)濟性不好，和其他流程相比不具有優(yōu)勢?；旌瞎べ|(zhì)液化循環(huán)流程復(fù)制程度相對簡單，效率較高。因此，本項目采用混合制冷液化循環(huán)流程，如圖3所示。

圖2 深度脫H2O和Hg工藝流程圖Fig.2 Process flow chart of H2O and Hg removal

圖3 低溫液化冷箱單元流程圖Fig.3 Flow chart of cryogenic liquefied cooler unit

基于上述分析，10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化裝置采用醇胺溶液化學(xué)吸收法深度脫酸氣、分子篩吸附法深度脫水、專用載硫活性炭脫汞的凈化技術(shù)，并采用混合冷劑液化工藝為液化系統(tǒng)提供冷源，生產(chǎn)合格的LNG產(chǎn)品，如圖1所示。為了提高裝置的自動化水平，采用集散控制系統(tǒng)(DCS)和應(yīng)急關(guān)斷系統(tǒng)(ESD)實現(xiàn)工藝變量控制、閥門切斷、監(jiān)視壓縮機狀態(tài)、加熱器條件、報警和記錄，保證裝置的整體高度安全和工藝性能。

3 產(chǎn)品方案與能耗指標(biāo)

基于表1所示的油田伴生氣組分和圖1至圖3所示的液化流程，采用大型化工流程軟件，進行 10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化工藝流程優(yōu)化設(shè)計。在設(shè)計中為了使流程合理，規(guī)定以下要求：

①進出壓縮機的制冷劑皆為氣體(如為液體，會產(chǎn)生液擊事故)。

②換熱器內(nèi)部不出現(xiàn)負溫差。

③壓縮機的機械效率取0.98，等熵效率0.72。

④本文采用 P-R方程進行汽、液相平衡計算[5]。P-R方程形式為：

通過優(yōu)化計算，本項目主要生產(chǎn)液化天然氣(LNG)產(chǎn)品，同時副產(chǎn)天然氣冷凝液(NGL)和輕油等產(chǎn)品，具體參數(shù)如表2所示。

表2 產(chǎn)品參數(shù)Tab.2 Product parameters

表3、表4給出了 10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化裝置的能耗指標(biāo)。每 Nm3LNG產(chǎn)品消耗原料氣 1.149Nm3，系統(tǒng)能耗為 0.73kW；每噸 LNG產(chǎn)品消耗原料氣1402Nm3，系統(tǒng)能耗為901kW。

表3 每Nm3 LNG產(chǎn)品消耗量Tab.3 Consumption per Nm3 LNG product

表4 每噸LNG產(chǎn)品消耗量Tab.4 Consumption per ton LNG product

4 結(jié) 論

根據(jù)海上平臺油田伴生氣氣源條件，采用醇胺溶液化學(xué)吸收法深度脫酸氣、分子篩吸附法深度脫水、專用載硫活性炭脫汞的凈化技術(shù)，和混合冷劑液化技術(shù)設(shè)計了一套10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化系統(tǒng)，確定了最終的工藝流程圖。

運用大型化工過程模擬軟件，對 10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化系統(tǒng)工藝流程進行優(yōu)化模擬，確定了產(chǎn)品方案和能耗指標(biāo)。

總之，針對海上平臺油田伴生氣氣源條件，開發(fā)研制 10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化裝置，為海上平臺油田伴生氣的低溫液化項目工程設(shè)計與運行提供了理論基礎(chǔ)。