孫延國(guó)，韋曉強(qiáng)，黃國(guó)良，余捷，王連佳

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 采油服務(wù)分公司，天津 300452)

國(guó)外小型天然氣液化流程主要采用天然氣膨脹循環(huán)、制冷劑膨脹循環(huán)和混合制冷劑循環(huán)的制冷方法。美國(guó)愛達(dá)荷州國(guó)家實(shí)驗(yàn)室開發(fā)的小型天然氣液化裝置利用輸氣管網(wǎng)的壓差能量來液化天然氣。ABB Lummus Global 公司設(shè)計(jì)了2種小型天然氣液化流程，其中1種將標(biāo)準(zhǔn)的制冷系統(tǒng)與透平膨脹技術(shù)相結(jié)合，其制冷系統(tǒng)由丙烷制冷系統(tǒng)和透平膨脹機(jī)制冷系統(tǒng)構(gòu)成；另1種為雙膨脹制冷循環(huán)流程，該循環(huán)利用等熵膨脹制冷原理，通過2個(gè)相互獨(dú)立的制冷齊膨脹循環(huán)提供冷量來液化天然氣。Kryopak公司在考慮經(jīng)濟(jì)性和可靠性的基礎(chǔ)上，對(duì)設(shè)計(jì)小型和中型液化天然氣裝置提出了3種不同的制冷流程，Kryopak EXP流程、KryopakPCMR流程和Kryopak SCMR流程。Hamworthy是首先在歐洲提供小型天然氣液化裝置的廠家之一，所制造的小型天然氣液化裝置已在挪威運(yùn)行，其小型天然氣液化流程的能量由封閉的氮膨脹循環(huán)提供[1]。我國(guó)海上油田伴生氣在回收利用方面仍處于起步階，回收裝置不夠成熟[2]。天然氣凈化工藝種類很多，而且新技術(shù)也不斷應(yīng)用于工業(yè)生產(chǎn)。一般常規(guī)天然氣凈化技術(shù)的工藝流程長(zhǎng)、占地面積大，而且設(shè)備復(fù)雜、投資和操作費(fèi)用較高，不適合用于灘海油田伴生氣的凈化。一些具有設(shè)備簡(jiǎn)單、體積小和機(jī)動(dòng)性強(qiáng)等特點(diǎn)的橇裝天然氣凈化設(shè)備被用于邊遠(yuǎn)地區(qū)天然氣的凈化，設(shè)備采用了包括變壓吸附[3](PSA)、膜分離[4]和旋轉(zhuǎn)噴霧干燥[5](SDA)等技術(shù)。為此，考慮空間布置、結(jié)構(gòu)強(qiáng)度、公用設(shè)備能力、液化設(shè)備接口，以及現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)工況等因素，分析某自升式平臺(tái)加裝小型伴生氣液化回收裝置的改造方案，以期在擴(kuò)展平臺(tái)功能的同時(shí)實(shí)現(xiàn)液態(tài)產(chǎn)品的生產(chǎn)、儲(chǔ)存、吊裝轉(zhuǎn)運(yùn)的一體化。

1 工程方案

實(shí)際情況，對(duì)渤海某自升式平臺(tái)的鉆桿堆場(chǎng)進(jìn)行清理和改造，將試采期間的伴生氣由取氣點(diǎn)取出，經(jīng)過凈化工藝及液化工藝流程后，將產(chǎn)生的LNG及NGL放入儲(chǔ)罐中存儲(chǔ)，方案的工藝流程見圖1。同時(shí)新增1臺(tái)雙燃料主發(fā)電機(jī)為液化工況工藝設(shè)備提供電力，布置應(yīng)急發(fā)電機(jī)單獨(dú)為新增水霧噴淋泵等消防設(shè)備提供應(yīng)急供電。

圖1 方案工藝流程

2 技術(shù)方案

2.1 平臺(tái)布置

伴生氣液化裝置、液態(tài)產(chǎn)品儲(chǔ)存罐箱及天然氣/柴油雙燃料發(fā)電機(jī)組布置見圖2。

圖2 改造后二層甲板布置示意

經(jīng)計(jì)算，新增水霧噴淋系統(tǒng)及固定式干粉滅火系統(tǒng)設(shè)備功率將增加192.25 kW，超出平臺(tái)原應(yīng)急發(fā)電機(jī)組的能力，因此須配備應(yīng)急發(fā)電機(jī)組及應(yīng)急配電系統(tǒng)。布置見圖3。

圖3 改造后設(shè)備甲板及二層工程房頂部布置示意

2.2 取氣點(diǎn)分析

典型的火炬氣回收系統(tǒng)位于所有裝置總管連接的主火炬總管的下游和總管壓力大體上不隨載荷變化的某一處。結(jié)合標(biāo)準(zhǔn)API 521(2014)第5.7.11.4條對(duì)火炬氣回收的建議，確定在火炬管匯上進(jìn)行取氣。規(guī)范中推薦的保證火炬管網(wǎng)壓力方案有3種，取氣流程方案對(duì)比見表1。

表1 取氣流程方案比選表

方案二在火炬與分液罐之間增加先導(dǎo)式安全閥和PV控制閥以控制放空氣體走向。

2.3 凈化工藝

2.3.1 脫酸性氣體

用于伴生氣脫除酸氣的方法有溶劑吸收法、物理吸收法、氧化還原法和分子篩吸附法。目前廣泛應(yīng)用溶劑吸收法和分子篩法，對(duì)比見表2。

表2 脫酸方案對(duì)比

2.3.2 脫水

伴生氣脫水工藝方法對(duì)比見表3。

表3 脫水方案對(duì)比

2.3.3 脫汞

伴生氣脫汞主要有兩種工藝：HgSIV分子篩吸附法和浸硫活性碳吸附法。本方案使用浸硫活性碳吸附法，通過汞與硫產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)生成硫化汞，硫化汞被活性碳吸附，從而脫除氣體中的汞。

2.3.4 脫重?zé)N

重?zé)N在進(jìn)入深冷液化之前必須脫除干凈，否則會(huì)在深冷換熱器內(nèi)結(jié)冰而產(chǎn)生凍堵。脫重?zé)N可采用活性炭吸附法、降溫冷凝分離法、填料塔洗滌法。

活性炭吸附法一般針對(duì)重?zé)N含量低的原料氣，重?zé)N含量高的原料氣使得吸附負(fù)載太大，導(dǎo)致需要體積過大的吸附塔，且吸附再生周期短，因而不適合用此法。

降溫冷凝分離法原理是將原料氣降溫至-60 ℃左右，重?zé)N成為液態(tài)從伴生氣中分離出來。該方法比較適合原料氣中重?zé)N含量低的情況，另外，降溫分離法不能將重?zé)N脫得很干凈，對(duì)于重?zé)N含量高的原料氣，重?zé)N會(huì)在深冷換熱器內(nèi)積累而導(dǎo)致凍堵。

填料塔洗滌法脫重?zé)N原理是將原料氣降溫至-20 ℃以下，所分離出來的液體被用作洗滌液，返回填料塔的頂部向下流動(dòng)，原料氣從塔底部進(jìn)入向上流動(dòng)，通過逆流接觸，原料氣中的重?zé)N在填料塔內(nèi)被脫出，從塔底排出。洗滌法能高效、徹底地脫除重?zé)N，且得到的重?zé)N產(chǎn)品重組分含量高。

某自升式平臺(tái)工作的油田伴生氣屬濕氣，C3+烴類含量較高。綜合考慮，選擇MDEA吸收法脫除酸性氣體、分子篩脫水、浸硫活性炭脫汞、及洗滌法脫重?zé)N。

2.4 液化工藝

目前廣泛應(yīng)用于小型LNG裝置的液化工藝有膨脹機(jī)制冷循環(huán)和混合冷劑制冷循環(huán)。

膨脹機(jī)制冷循環(huán)是指利用高壓制冷劑通過透平膨脹機(jī)絕熱膨脹的克勞德循環(huán)制冷實(shí)現(xiàn)伴生氣液化的流程，流程中的關(guān)鍵設(shè)備是透平膨脹機(jī)。根據(jù)制冷劑的不同，可分為氮?dú)馀蛎浺夯鞒?、?甲烷膨脹液化流程，帶膨脹機(jī)的液化流程比較適合產(chǎn)能較小的伴生氣液化裝置，應(yīng)用較多的是氮?dú)馀蛎浺夯鞒獭?/p>

根據(jù)表4分析，依據(jù)同規(guī)模在陸地上使用的裝置，選擇C3/MRC混合冷劑液化流程。

表4 液化方案比選表

2.5 配電系統(tǒng)配置

經(jīng)計(jì)算，液化工況，新增電力負(fù)荷613.2 kW，在應(yīng)急工況，應(yīng)急新增負(fù)荷192.25 kW，原平臺(tái)的主發(fā)電機(jī)組合應(yīng)急發(fā)電機(jī)組的預(yù)留功率無發(fā)滿足新增電力負(fù)荷需求。綜合考慮平臺(tái)改造成本，電網(wǎng)穩(wěn)定性，新增雙燃料主發(fā)電機(jī)1臺(tái)，為液化工況工藝設(shè)備提供電力，新增應(yīng)急發(fā)電機(jī)1臺(tái)，為液化工況應(yīng)急設(shè)備供電。

2.5.1 主發(fā)電機(jī)組

主發(fā)電機(jī)組方案對(duì)比見表5。

表5 主發(fā)電機(jī)組方案對(duì)比

方案二獨(dú)立供電、資源利用合理、模塊化設(shè)計(jì)、改造工作量小，優(yōu)勢(shì)明顯。故新增1臺(tái)伴生氣/柴油雙燃料發(fā)電機(jī)組及其主配電系統(tǒng)。

2.5.2 應(yīng)急發(fā)電機(jī)組

應(yīng)急發(fā)電機(jī)方案對(duì)比見表6。

表6 應(yīng)急發(fā)電機(jī)方案對(duì)比

方案二獨(dú)立供電、造價(jià)低、模塊化設(shè)計(jì)、改造工作量小，優(yōu)勢(shì)明顯。故新增1臺(tái)應(yīng)急機(jī)組及其應(yīng)急配電系統(tǒng)，該應(yīng)急發(fā)電及應(yīng)急配電系統(tǒng)專門用于新增消防系統(tǒng)和火氣探測(cè)系統(tǒng)和照明的供電。

2.6 罐箱選型及布置優(yōu)化分析

管道輸送是最為常見也是最為方便的一種輸送方法，主要在陸上進(jìn)行天然氣的運(yùn)輸。受限于技術(shù)、資金等因素的影響，海上天然氣管道的長(zhǎng)度受到制約[6]。在油田試采作業(yè)期間，油田伴生氣量相對(duì)較小、平臺(tái)作業(yè)地點(diǎn)離岸較遠(yuǎn)，伴生氣通過管道回收經(jīng)濟(jì)性差，根據(jù)某自升式平臺(tái)空間及實(shí)際運(yùn)行情況，方案采用罐箱的儲(chǔ)存方式。

罐箱的選型及布置應(yīng)考慮：伴生氣日處理量；轉(zhuǎn)運(yùn)周期；起重機(jī)最大吊重；占甲板面積；甲板載荷校核。

起重機(jī)配置需求的影響是罐箱選擇的重要因素。方案采用依托平臺(tái)原有吊機(jī)進(jìn)行裝卸作業(yè)，成本為最低，且采用20 in罐箱，重量較輕，甲板載荷小，安全性好。

3 結(jié)論

1)擴(kuò)展了某自升式平臺(tái)的功能，形成集采油、儲(chǔ)油、伴生氣液化回收為一體的多功能集成平臺(tái)。

2)充分依托平臺(tái)現(xiàn)有起重機(jī)的吊重能力及覆蓋范圍，在不更換起重機(jī)的前提下實(shí)現(xiàn)伴生氣液化裝置及LNG罐箱的優(yōu)化布置；新增供配電系統(tǒng)采用天然氣/柴油雙燃料發(fā)電機(jī)組，充分利用伴生氣資源，實(shí)現(xiàn)資源優(yōu)化配置。

3)新增消防系統(tǒng)、應(yīng)急配電系統(tǒng)的模塊化設(shè)計(jì)，獨(dú)立成系統(tǒng)，最大程度減少了對(duì)原平臺(tái)的改造，罐箱式存儲(chǔ)便于吊裝且可重復(fù)利用。