海上天然氣除重?zé)N方案比選

， ， ， ， ，

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津300452；2.中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津300452)

海上天然氣除重?zé)N方案比選

朱夢影1，程濤2，唐寧依1，郝銘1，錢欣1，劉愛明1

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300452；2.中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津300452)

為設(shè)計(jì)渤海某油田的除重?zé)N流程，對渤海地區(qū)現(xiàn)有的天然氣處理系統(tǒng)進(jìn)行適用性分析，對2種低溫分離法、膜分離技術(shù)以及活性炭吸附技術(shù)進(jìn)行比選分析。研究發(fā)現(xiàn)：滿足設(shè)計(jì)要求的低溫分離法工藝成熟，但該流程比較復(fù)雜、設(shè)備多、占地大，不適合海上平臺(tái)使用；膜分離技術(shù)設(shè)備簡單，操作費(fèi)用低，推薦使用。

重?zé)N；低溫分離；膜分離技術(shù)；活性炭吸附技術(shù)

0 引 言

渤海某油田開發(fā)項(xiàng)目前期研究中，根據(jù)油田自身伴生氣量大的特點(diǎn)，電站選用三燃料往復(fù)式發(fā)電機(jī)組，該機(jī)組具有燃料適應(yīng)性強(qiáng)、可以最大限度地利用伴生氣、減少原油消耗、節(jié)能減排、海洋油氣平臺(tái)推廣前景廣闊等特點(diǎn)。但三燃料往復(fù)機(jī)組對氣質(zhì)有明確要求，重?zé)N含量不能太高，根據(jù)此油田伴生氣氣質(zhì)特點(diǎn)需要設(shè)計(jì)一套除重?zé)N的工藝來滿足發(fā)電機(jī)組用氣要求。

天然氣脫除重?zé)N方法主要有低溫分離技術(shù)、吸附分離、膜分離、超音速分離等方法。低溫分離技術(shù)是應(yīng)用較為廣泛的天然氣脫重?zé)N方法,這類方法能耗較高，在海上平臺(tái)較少使用.吸附法分離技術(shù)需要2個(gè)或2個(gè)以上的吸附塔切換操作，在處理量較大的情況下，設(shè)備體積龐大，投資大，操作費(fèi)用高，且吸附劑在使用中會(huì)產(chǎn)生機(jī)械性破壞，使用壽命短，需要經(jīng)常更換。天然氣膜分離法脫重?zé)N工藝是近年來發(fā)展起來的天然氣“凈化”技術(shù)，是當(dāng)代最具代表性的高新技術(shù)之一，它與固體催化轉(zhuǎn)化技術(shù)相結(jié)合，既克服了傳統(tǒng)工藝分離性差的不足,又使集成工藝的優(yōu)勢得到充分發(fā)揮,具有顯著的技術(shù)優(yōu)勢和經(jīng)濟(jì)競爭力。

對于除重?zé)N，渤海自營區(qū)域并無先例，而且海上液烴處理工藝也較少有，這就造成對于此方面研究難度增大，可參考資料較少。本項(xiàng)目位于海洋平臺(tái)上，受位置所限，要求裝置盡可能簡單可靠實(shí)用，給方案選擇帶來了一定限制。在經(jīng)過現(xiàn)場調(diào)研以及查閱資料之后，設(shè)計(jì)除重?zé)N方案，并對不同方案進(jìn)行分析比較，從而解決項(xiàng)目中的實(shí)際問題。

1 氣質(zhì)要求

根據(jù)三燃料往復(fù)機(jī)組廠家的要求，機(jī)組用氣中甲烷數(shù)(Methane Number， MN)需達(dá)到80。項(xiàng)目目標(biāo)氣質(zhì)MN為51.1，MN值太低，不滿足機(jī)組要求。然而，MN為80時(shí)，氣質(zhì)要求為：丙烷降低至1%左右，丁烷基本除干凈。根據(jù)該要求對現(xiàn)有幾個(gè)方案進(jìn)行比選。

表1 不同MN值原料氣組成

2 除重?zé)N方案比選

2.1“蓬勃號”FPSO天然氣處理系統(tǒng)適用性分析

“蓬勃號”FPSO擁有渤海區(qū)域唯一針對三燃料透平發(fā)電機(jī)用氣設(shè)計(jì)的天然氣處理系統(tǒng)，該系統(tǒng)目的是對增壓后的天然氣進(jìn)行脫水、脫重?zé)N，使其滿足FPSO三燃料透平發(fā)電機(jī)、CPC索拉發(fā)電機(jī)等設(shè)備的用氣要求，對除重?zé)N流程有一定指導(dǎo)意義。

天然氣處理系統(tǒng)流程如圖1所示，可以看出：來自出口分液罐出來的天然氣(約5 000 kPa，35 ℃)分成2股，分別進(jìn)入氣液換熱器和氣氣換熱器與處理系統(tǒng)處理的凝析油/天然氣換熱降溫；然后又合成一股進(jìn)入天然氣冷凍器，冷卻降溫至-2 ℃；之后進(jìn)入氣液換分離器，分離之后氣相經(jīng)氣氣換熱器去往燃料氣用戶，而液相進(jìn)入液液分離器繼續(xù)分離，輕液相凝析油經(jīng)氣液換熱器進(jìn)入液烴回收系統(tǒng)，較重液相乙二醇富液進(jìn)入乙二醇再生系統(tǒng)。

圖1 “蓬勃號”FPSO露點(diǎn)控制系統(tǒng)HYSYS模擬

將項(xiàng)目天然氣組分和工況代入“蓬勃號”天然氣處理系統(tǒng)流程中，利用HYSYS軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，結(jié)果見表2。

表2 項(xiàng)目天然氣處理前后組分 %

由表1可知：丙烷含量由處理之前7%降至5.23%，異丁烷含量由處理之前6.35%降至3.41%，含水量由處理前0.53%降至0.01%，但重?zé)N含量仍偏高，不滿足往復(fù)式三燃料發(fā)電機(jī)組用氣要求。

2.2低溫分離法

該方案基于低溫分離法除重?zé)N，工藝流程分為A和B 2種。

2.2.1 流程A

流程A如圖2所示，可以看出：飽和含水的待處理天然氣增壓至1 000 kPa后，通過公用冷媒冷卻至40 ℃，經(jīng)過分離器除掉液相之后進(jìn)入分子篩脫水；然后進(jìn)入二級壓縮機(jī)增壓至2 100 kPa，接著冷卻至40 ℃，再進(jìn)入分離器去液相；之后進(jìn)入冷箱，使用節(jié)流降溫的天然氣降溫至0 ℃；再進(jìn)入冷箱降溫至-10 ℃；進(jìn)入吸收塔除重?zé)N，吸收塔處理后的天然氣經(jīng)減壓閥減壓至800 kPa，溫度降為-20℃左右，在冷箱為待處理的天然氣提供冷源，待升溫至25 ℃左右后輸出。

圖2 A流程HYSYS模擬

通過HYSYS模擬計(jì)算發(fā)現(xiàn)：處理之后丙烷含量仍有4.84%，不滿足往復(fù)式三燃料發(fā)電機(jī)組的用氣要求。

2.2.2 流程B

(1) 參數(shù)確定。低溫分離法中，分離壓力和溫度是低溫分離工藝的重要參數(shù)，根據(jù)這一結(jié)果，使用冷卻器和壓縮機(jī)將目標(biāo)氣體的工況提升至不同工況下，研究達(dá)到目標(biāo)貧氣時(shí)所需的溫度和壓力。圖3為確定極限條件的壓力、溫度建立的簡易流程，低溫分離法極限條件見表3。

圖3 簡易流程

壓力/kPa溫度/℃氣相比例/%甲烷/%丙烷/%丁烷/%16000-6028．4093．71．120．5325000-5561．7094．51．160．4534000-5570．6294．11．150．4043000-5775．8894．01．160．3552000-6279．4993．91．140．3061000-7282．5080．61．170．25

處理前的氣質(zhì)以及極限氣質(zhì)要求的相包線如圖4所示，只有工況達(dá)到冷疑分離法極限條件曲線左邊的區(qū)域內(nèi)時(shí)，才能得到合格的天然氣。

圖4 低溫分離法極限條件圖

(2) 新流程建立。根據(jù)表3可知，要達(dá)到分離效果，溫度需在-55℃以下，但此時(shí)單純的冷劑制冷法已無法滿足，必須使用混合制冷法。利用HYSYS軟件建立低溫分離流程，如圖5所示。

圖5 低溫分離流程

首先對原料氣進(jìn)行壓縮，進(jìn)氣壓力為600 kPa。由表3可知：要達(dá)到氣質(zhì)要求，壓力需達(dá)到4 000 kPa左右，設(shè)置兩級壓縮，每級壓縮設(shè)置冷卻器和分液罐；分離之前采用處理之后的低溫氣相和液相對預(yù)處理的天然氣預(yù)冷，可合理利用能源；由于氣量不大，不選用乙二醇等脫水工藝，而利用分子篩脫水；利用丙烷為氣體制冷，使其達(dá)到-37℃左右，再進(jìn)行冷箱換熱，利用處理之后的高壓氣相和液相膨脹或節(jié)流之后的低溫流體(-70℃左右)為處理天然氣降溫，使其達(dá)到設(shè)置溫度(根據(jù)表3進(jìn)行設(shè)定)；低溫分離之后的液相經(jīng)T-J閥節(jié)流和2次冷箱升溫之后進(jìn)入二級入口分液罐(因?yàn)閴毫Φ燃壪嗨扑圆贿M(jìn)入一級入口分液罐)、氣相經(jīng)膨脹機(jī)膨脹之后也經(jīng)過2次冷箱升溫，再利用膨脹做功壓縮之后供給燃料氣用戶。

(3) 效果分析。對圖5的低溫分離流程模型進(jìn)行計(jì)算，處理前后天然氣組分工況見表4。

表4 低溫分離法處理效果

由表4可知：分離之后的天然氣滿足要求，但是該流程比較復(fù)雜、設(shè)備多、占地大，需要做詳細(xì)的經(jīng)濟(jì)性分析研究。

2.3新技術(shù)適用性分析

除了傳統(tǒng)工藝方法外，也出現(xiàn)了一些新型技術(shù)：膜分離處理技術(shù)及活性炭吸附技術(shù)。

2.3.1 膜分離技術(shù)

系統(tǒng)在一定滲透推動(dòng)力(壓差)的作用下，天然氣通過高分子膜的速率不同(乙烷以上烴類滲透速率比甲烷快)，因此將天然氣的混合物通過膜分離器，可以達(dá)到把甲烷與其他烴類氣體分離的目的[1]。天然氣氣體壓力為2.0 MPa，首先經(jīng)過過濾系統(tǒng)，排除掉來氣中的油、水和固體顆粒(過濾精度達(dá)到0.01 μm)后，進(jìn)入加熱器。加熱器的作用是為了防止原料氣體在后續(xù)膜分離過程中會(huì)產(chǎn)生冷凝，一般加熱到比原料氣體溫度高5 ℃～10 ℃后(本文初步考慮加熱到45 ℃～55 ℃)，進(jìn)入膜分離系統(tǒng)。膜分離系統(tǒng)對進(jìn)氣進(jìn)行分離，一部分甲烷值低的氣體(滲透氣)排放，另外一部分甲烷值高的氣體(滲余氣，甲烷值達(dá)到81.6，氣量為3 192 NM3/h)作為燃料氣送往用戶。膜分離流程如圖6所示。計(jì)算結(jié)果見表4。

圖6 膜分離方案示意圖

項(xiàng)目原料氣滲透氣產(chǎn)品燃料氣氣量/(NM3·h-1)520020083192甲烷值51．1-81．6

2.3.2 活性炭吸附技術(shù)

活性炭除重?zé)N部分[2]由進(jìn)口過濾器、吸附塔、脫重?zé)N再生氣加熱器和脫重?zé)N粉塵過濾器組成。2臺(tái)吸附塔采用等壓變溫吸附工藝，吸附和再生過程交替進(jìn)行，再生過程分為加熱和冷卻2個(gè)步驟[3]。

天然氣通過進(jìn)口過濾器后直接進(jìn)吸附塔A進(jìn)行吸附脫重?zé)N，吸附周期時(shí)間為2 h[4]。脫烴后的干氣分為2部分：一部分進(jìn)入脫重?zé)N粉塵過濾器過濾填料粉塵后去往燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組；一部分進(jìn)入熱油加熱爐，加熱后進(jìn)入吸附塔B進(jìn)行加熱再生，將塔內(nèi)吸附的重?zé)N解吸出來，從塔頂出來的再生氣用作海上平臺(tái)鍋爐的燃料氣，再生一段時(shí)間后，再生氣不再加熱，而是常溫進(jìn)入吸附塔B，對吸附塔進(jìn)行冷吹[5]，使吸附塔達(dá)到常溫，以便切換成吸附狀態(tài)?；钚蕴课搅鞒倘鐖D7所示。

圖7 活性炭吸附方案示意圖

項(xiàng)目原料氣吸附氣再生氣產(chǎn)品燃料氣氣量/(NM3·h-1)519557015003125甲烷值51．1--82

2.3.3 結(jié)果分析

通過對膜分離技術(shù)和活性炭吸附技術(shù)的分析發(fā)現(xiàn)：2種方案均能滿足氣質(zhì)要求。膜分離技術(shù)的特點(diǎn)是設(shè)備簡單、投資少、操作安全可靠簡便、產(chǎn)品質(zhì)量高，脫烴過程中不會(huì)帶有其他雜質(zhì)，分子篩使用壽命長，適合進(jìn)料物流流量小的工況，遼河油田某重?zé)N回收項(xiàng)目曾使用該方法；與常見的吸附法類似，活性炭吸附的主要缺點(diǎn)是需要2個(gè)或2個(gè)以上的吸附塔切換操作，操作費(fèi)用高；吸附劑再生能耗較高，且吸附劑在使用中會(huì)產(chǎn)生機(jī)械性破壞，使用壽命短，需要經(jīng)常更換。

3 結(jié)論

對比“蓬勃號”FPSO天然氣處理方法、2種不同流程的低溫分離法、膜分離技術(shù)和活性炭吸附技術(shù)法等5種方法，發(fā)現(xiàn)：低溫分離法工藝成熟，但該流程比較復(fù)雜，具有設(shè)備多、占地大的特點(diǎn)，不適合海上平臺(tái)使用。膜分離技術(shù)設(shè)備簡單，操作費(fèi)用低，推薦使用。根據(jù)廠家提供的參數(shù)，壓差越高，使用的膜組件越少、分離效果越好，溫度越低，分離效果越好。因此，推薦膜分離技術(shù)作為此項(xiàng)目的除重?zé)N方案進(jìn)行研究，可嘗試在海上進(jìn)行應(yīng)用推廣。

[1] 韓玲,李莉.膜分離技術(shù)在輕烴生產(chǎn)中的應(yīng)用[J]. 山東工業(yè)技術(shù),2015(18)：5.

[2] 張家鐸.東北地區(qū)車用壓縮天然氣脫水脫硫研究[D].黑龍江:東北師范大學(xué),2009.

[3] 焦玉雪,吳峰.利用變壓吸附(PSA)技術(shù)從焦?fàn)t煤氣中制取氫氣的工藝探討[C]//蘇、魯、皖、贛、冀五省金屬學(xué)會(huì)第十五屆焦化學(xué)術(shù)年會(huì)，2010.

[4] 石少敏,萬新,叢延剛.邊遠(yuǎn)氣井小型橇裝脫烴工藝研究[C]//中國油氣田地面工程技術(shù)交流大會(huì)，2013.

[5] 李彩云.天然氣處理廠脫重?zé)N系統(tǒng)工藝優(yōu)化[D].四川:西安石油大學(xué),2015.

SchemeComparisonandSelectionofHeavierHydrocarbonRemovingforOffshoreGas

ZHU Mengying1, CHENG Tao2, TANG Ningyi1, HAO Ming1,QIAN Xin1, LIU Aiming1

(1.Bohai Oil Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin 300452，China;2.Pengbo Operation Company of CNOOC Ltd.，Tianjin 300452，China;)

In order to design the scheme of heavier hydrocarbon removing for a Bohai oilfield, the existing natural gas processing system applicability on the Bohai region is analyzed and the scheme comparison and selection is made on the two kinds of low temperature separation, membrane separation technology, and the analysis of the technologies of activated carbon adsorption. The study found that the design requirements of low temperature separation technology mature are met, but the process is more complex, more equipment, covering an large area, which is not suitable for offshore platform, membrane separation technology is of simple and low operation cost,which is recommended to use.

heavy hydrocarbon; methane values; membrane separation technology; activated carbon adsorption technology

TE54

A

2016-10-21

朱夢影(1990-)，女，助理工藝工程師

1001-4500(2017)05-0068-06