海上在生產油田伴生氣液化系統工藝方案設計與分析

谷 偉

(中海油能源發展股份有限公司邊際油田開發項目組 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、管輸等外輸設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是當前亟待解決的問題，也是能源長期持久發展的一個必然趨勢。

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

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工藝方案的研究，給出了產品方案和能耗指標，旨在為海上平臺油田伴生氣的有效回收提供解決方案。

1 設計條件

以曹妃甸 18-2凝析氣田天然氣為目標氣源，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%來設計。CO2對設備管道有腐蝕作用，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在換熱器和節流閥的工作部分。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，它是半穩定的固態化合物，可能導致管線、噴嘴和分離設備的堵塞。

在各種脫酸方法中，化學吸收法脫酸氣性能穩定，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準，經濟性較好[3]。因此，本工藝選擇醇胺溶液化學吸收法深度脫CO2酸氣工藝(圖1)，其達到的凈化指標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反應法脫水。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 H2O≤1mg/mL、Hg≤0.01μg/m3。

目前應用的天然氣液化循環主要有3種：級聯式液化循環、混合制冷劑液化循環和帶膨脹機的液化循環[4]。級聯式循環能耗最低，效率最高，但是系統的復雜程度最高，所以級聯式液化循環逐漸被混合工質循環取代。帶膨脹機的液化流程雖然復雜程度最低，但是比功耗最高，運行成本高，在規模較大的天然氣液化工藝中經濟性不好，和其他流程相比不具有優勢?；旌瞎べ|液化循環流程復制程度相對簡單，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，并采用混合冷劑液化工藝為液化系統提供冷源，生產合格的LNG產品，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(DCS)和應急關斷系統(ESD)實現工藝變量控制、閥門切斷、監視壓縮機狀態、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 產品方案與能耗指標

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化設計。在設計中為了使流程合理，規定以下要求：

①進出壓縮機的制冷劑皆為氣體(如為液體，會產生液擊事故)。

②換熱器內部不出現負溫差。

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：

通過優化計算，本項目主要生產液化天然氣(LNG)產品，同時副產天然氣冷凝液(NGL)和輕油等產品，具體參數如表2所示。

表2 產品參數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。每 Nm3LNG產品消耗原料氣 1.149Nm3，系統能耗為 0.73kW；每噸 LNG產品消耗原料氣1402Nm3，系統能耗為901kW。

表3 每Nm3 LNG產品消耗量Tab.3 Consumption per Nm3 LNG product

表4 每噸LNG產品消耗量Tab.4 Consumption per ton LNG product

4 結 論

根據海上平臺油田伴生氣氣源條件，采用醇胺溶液化學吸收法深度脫酸氣、分子篩吸附法深度脫水、專用載硫活性炭脫汞的凈化技術，和混合冷劑液化技術設計了一套10×104Nm3/d海上平臺油田伴生氣液化系統，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工藝流程進行優化模擬，確定了產品方案和能耗指標。

總之，針對海上平臺油田伴生氣氣源條件，開發研制 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計與運行提供了理論基礎。