收稿日期：2011-09-16
作者简介：张明:男，1981出生，工学博士，主要从事海洋石油工艺研究。地址：(100027)北京市东城区东直门外小街6号海油大厦417室.
CNOOC Research Institute, Beijing 100027
Abstract: Super sonic separator is a new technology for natural gas dehydration and dehydrocarbon. Comparing to the traditional natural gas dehydration technology, it has advantages of low investments, high efficiency, low power consumption and small equipment dimension, but it has the disadvantage of high pressure drop. This paper discussed the application feasibility of the new technology on offshore platform dehydration and dehydrocarbon process, made a comparison with the traditional natural gas dehydration technology.
Key words:
super sonic separator offshore platform natural gas processing
海上气田或油气田所生产的天然气，若要通过长距离管线输送，需要在海上进行脱水处理，以防止输送过程中水合物的形成和酸性气体对管道的腐蚀[1]。海上油气田开发与陆上不同，成本高，风险高，技术难度大，且海上平台空间有限，因此亟需更加高效、紧凑的油气处理技术替代传统技术，从而进一步降低成本，节省空间，简化平台操作。
目前天然气脱水方法主要有低温脱水法、吸收法和吸附法等。低温脱水法包括空冷法脱水、冷剂制冷脱水、膨胀法脱水等。这类方法能耗较高，且为了避免水合物的生成，还要增加水合物抑制剂的注入和相应的抑制剂回收系统，需要深度脱水时需配备制冷设备，会增加工程投资和使用成本，因此低温脱水法在海上平台较少使用。吸附法脱水较为常见的是分子筛吸附脱水，该法更适合于深度脱水，主要缺点是需要两个或两个以上的吸附塔切换操作，对于大处理量的设备，投资大，操作费用高。吸附剂再生能耗较高，且吸附剂在使用中会产生机械性破坏，使用寿命短，需要经常更换。受海上运输和废渣处理的限制，分子筛脱水技术也较少在海上应用。溶剂吸收法脱水是目前海上平台普遍应用的技术，溶剂一般为三甘醇。三甘醇脱水技术能耗小，可连续操作，操作费用低，设备可成撬，运输与安装方便，三甘醇可循环使用，补充也比较容易。但是三甘醇回收再生装置设备较多，占地面积较大，常规海上平台三甘醇脱水和回收再生装置的总占地面积一般都在100 m2左右。且脱水塔尺寸较高，有可能需要穿越平台甲板，这也给平台上设备的布置带来一定的局限。
天然气超音速分离管技术是一种全新的天然气脱水和脱重烃技术，同常规天然气脱水技术相比，具有投资少、效率高、能耗低、体积小等优点，但是存在处理过程压力损失过大的缺点。文中通过分析，探讨了超音速分离管技术在海上平台天然气脱水和烃露点控制工艺中的应用，并与常规的天然气处理技术进行了比较。
1 超音速分离管技术及发展现状
从1997年开始，壳牌石油(Shell)公司开展了天然气超音速脱水技术的开发和研究。基础理论研究和数值模拟研究主要在荷兰的埃因霍恩科技大学等几所大学、Stork Product Engineering公司和壳牌石油公司的研究机构中进行。Shell公司于2000年与Beacom风险投资公司合资成立了专门研究和推广这项技术的Twister BV公司[2]。1998年，在荷兰的Zuiderveen进行了500×104 m3/d规模的现场研究。该试验的进口条件是11 MPa、40 ℃，分离器内部参数是3 MPa、-45 ℃，出口是8 MPa、30 ℃。1999年初，在荷兰的Barendrecht安装了一套试验设备，用于研究富天然气的处理。2000年11月在尼日利亚的试验装置开始运转，成功地将85×104 m3/d的天然气脱水并达到管线输送要求。当进气温度为20 ℃时，出口气体露点为-2 ℃~-8 ℃。第一个商业化的脱水系统于2003年12月在马来西亚的B11海上平台安装。该脱水系统包括6个超音速分离器，如图 1所示。每个分离器的处理能力为280×104 m3/d，总处理能力为850×104 m3/d，设备压力降为25%~30%，出口水露点为10 ℃，大修间隔时间可达20 000 h。该系统运行稳定，可靠性高，节约投资和操作费用(3~8)千万美元。
1996年，俄罗斯ENGO旗下的Translang公司将航天技术的空气动力学成果应用到油气田天然气处理、加工领域研发出超音速分离管(Super Sonic Separator，简称3S)。Translang公司在莫斯科地区的试验场地建有天然气处理量约17×104 m3/d~28×104 m3/d，操作压力为15 MPa，天然气进口温度为-60 ℃~20 ℃的工业试验装置。在加拿大卡尔加里附近建有天然气处理量约110×104 m3/d~140×104 m3/d的工业示范装置。2004年9月在俄罗斯西伯利亚建成的第一套工业装置，完成了从试验研究到工业化应用的过程。
我国有关超音速分离管的相关研究起步较晚。自2001年以来，刘中良等[3]、曹学文等[4-5]、杨志毅等[6]相继开展了研究工作。蒋文明、刘中良等[7]自主研发出超音速分离管，在胜利油田的海五联合站进行了中试试验。分离管设计处理量为2.25×104 m3/d，入口压力为3.8 MPa，装置的最大露点降可达37 ℃。目前我国已有单位与俄罗斯ENGO合作，引进了3S超音速分离器技术，并且3S技术已经在国内某油气田实现了工业应用。一些公司也提出了将超音速技术应用于水下天然气处理系统的设计[8]，但是目前在国内水下油气处理技术的应用还是空白。
2 超音速分离管技术基本原理和操作参数
超音速分离管主要由以下三部分组成:(1)Laval喷管：用来增加气流速度，降低气流温度，使气流中的水分及重质烷烃凝结形成液体。(2)旋流器：相当于一台气-液旋风分离器，用来产生高速旋流，以获得较大的离心力，将气体和液体进行有效分离。(3)扩压管：用来降低气流速度，恢复一部分压力。超音速分离管的工作原理如下：首先用Laval喷管将高压(低速)气体变为低压高速气体。在高压-低压转变过程中，依据热力学第一定律，气体的压力和温度降低，速度增大。随着温度的降低，天然气中的水和重质烷烃组分变成液态凝析出来。然后，从Laval喷管出来的气液混合物进入旋流器，形成高速旋流，液体从气液混合物中分离出来。最后，脱掉水分和重质烷烃组分的干气流进入扩压管，将高速、低压气流，变为高压、低速气流。
超音速分离管天然气处理技术与常规天然气处理技术相比有一定的优点：设备结构简单，占地面积小，重量轻，没有运动部件，无需消耗任何外部动力；免维护，降低了运行成本；不会形成天然气水合物，无泄漏，不会造成对环境的污染；运行成本低。同时，由于本身工作原理的限制，超音速分离技术的应用在操作条件上有一定限制：
(1) 满足压力要求的前提下，单套装置气处理量的范围：20×104 m3/d~200×104 m3/d；
(2) 入口和出口的压力比：1.2~1.35之间；
(3) 入口带液量：< 15%；
(4) 最大入口压力：≤20 MPa；
(5) 几根超音速分离管并联操作时，允许的流量变化范围在±30%；
(6) 允许的压力变化在±20%(－20%压力变化能否运行，还要综合考虑当时的流量)；
(7) 允许的入口最大固体颗粒的直径：≤100 μm。
因此，从操作条件上看，超音速分离技术的主要缺点为压降较大，对压力和处理量变化的适应性较差。为了满足入口压力的要求和弥补设备压降的损失，有些低压气田必须在超音速分离设备前增加湿气压缩机。为了满足气田后期产量下降后超音速设备的运行条件，可能要设计多根分离管并行操作，甚至在气量大幅下降后，还需要对超音速设备进行改造才能继续运行。这些都成为限制超音速技术应用的不利条件。
3 超音速分离管技术在海上平台的应用分析
目前国内对这项技术的适用性还不是非常了解，如果针对某些特定气田，超音速技术能够满足生产周期内的气处理量要求，而且与采用常规天然气脱水技术相比，也不会因新技术的应用过多而影响压缩机方案的选取，超音速技术的应用还是具有一定的优势。尤其对于海上平台，目前多采用三甘醇脱水技术，如果用超音速技术替代三甘醇脱水技术，将能大幅降低设备占平台面积和设备高度，降低操作费用。文中针对某海上气田采用的三甘醇脱水和超音速脱水两种技术方案，就其工艺流程、压缩机方案、设备尺寸等方面进行了比较。
某海上气田开发需新建一座中心处理平台，平台上生产井的井流物先进行气液分离，分离出的天然气脱水、脱烃后输送到陆上终端，分离出的油水混合物输送到附近平台做进一步处理。平台生产井压力的变化见图 2。从图 2可以看到，井口压力降低很快，投产后的前三年就由14 MPa降低到2 MPa左右。气田产气量在160×104 m3/d~20×104 m3/d(20 ℃, 101.325 kPa)。平台至终端的输气管线所需要的最大外输压力为10 MPa。陆上终端要求交付压力在3.45 MPa~4.14 MPa。在规定的交付压力范围内的任何压力下，要求烃露点不高于12.8 ℃。在标准状态下，要求天然气含水量不大于96 mg/m3。如果按照常规的三甘醇脱水和J-T阀烃露点控制技术设计，其工艺流程见图 3。如果采用超音速旋流脱水技术，平台工艺流程见图 4。
当采用常规三甘醇脱水和J-T阀烃露点控制技术时，由于井口压力降低很快，第三年开始就需要开启湿气压缩机。生产分离器分出的湿天然气经湿气压缩机加压后进入三甘醇系统进行脱水处理，脱水后的干气进入J-T阀烃露点控制系统脱除重烃(J-T阀压降约35%左右)，满足终端水露点、烃露点要求之后的干气，经干气压缩机增压后通过海底管道外输。生产分离器分出的油水混合物经外输泵增压后通过海底管道外输至其他平台。如果采用超音速旋流脱水技术进行工艺设计，超音速旋流分离管能够完全取代三甘醇脱水系统和J-T阀烃露点控制系统，同样从第三年开始需要开启湿气压缩机，超音速旋流分离管(压降约30%左右)能同时实现对水露点和烃露点的控制，压缩机方案与采用常规技术时基本相同。
三甘醇脱水和超音速脱水的工艺流程比较如图 5所示。由图 5可以看到，三甘醇脱水工艺流程较为复杂，由甘醇吸收和再生两部分组成，设备较多，占平台面积较大，且脱水塔较高，有可能需要穿平台甲板。后期产量下降后，为了适应处理量的变化需要对三甘醇脱水系统进行改造。整个三甘醇脱水和三甘醇再生系统占平台总面积约100 m2，脱水塔高度约9 m。
超音速脱水技术的工艺流程简单，为了满足后期产量下降后的处理能力，该项目需要两根分离管并联使用，两根分离管的处理量分别为100×104 m3/d和60×104 m3/d。每根超音速分离管的长度约3 m，直径0.3 m。由于该气田后期产量下降很快，通过调节两个分离管的流量，可以保证在气田的前八年正常工作。到第九年，当气田产量降低到50×104 m3/d以下，需要更换分离管内部的气体动力学元件。更换完成后，分离管将能满足气田经济年限(14年)内的处理要求。由于超音速分离管液相出口含液态水且温度较低，为了预防形成水合物，必须要注入水合物抑制剂，注入量为10 kg/h。
综上所述，从工艺设备角度，超音速旋流技术流程简单，设备较少，能大幅降低天然气脱水、脱烃系统占平台的面积，与三甘醇脱水技术相比，能减少平台面积约80 m2~90 m2，从而使平台布置更加灵活，甲板面积的减少，会节省钢材用量。如果能改变平台结构和安装方式，其带来的经济效益也会更大。对处理量降低的适应问题，同样存在于超音速旋流技术和三甘醇脱水技术中，后期产量下降后都需要进行改造。三甘醇脱水系统对压力的适应能力较强，因此应用更加灵活。而超音速旋流技术需要较高的入口压力，因此适用于井口压力较为稳定的高压气田，或者由于外输压力较高而必须常年开启压缩机的低压气田，尤其适用于对外输天然气同时有水露点和烃露点要求的情况，超音速旋流技术可以同时完成对水露点和烃露点的控制[9]。另外海上平台一旦出现处理能力不足的问题，由于平台空间的限制，很难通过增加大体积的设备进行调整，因此对于海上平台调整项目，超音速分离技术也占有一定的优势。
目前制约超音速旋流技术应用的主要因素在于这项新技术需要引进，故成本较高，另外使用者对新技术的工作稳定性有所担忧。当前国内某油气田已经实现了超音速分离管的工业应用，随着实际工程应用的不断深入，相信这项技术未来会得到更快的发展。
4 结论
通过分析比较，探讨了超音速分离管技术在海上平台天然气脱水和烃露点控制工艺中的应用方式，并与常规的天然气处理技术进行了比较。与三甘醇脱水技术相比，超音速旋流技术流程简单，设备较少，能减少平台面积约80 m2~90 m2。超音速旋流技术和三甘醇脱水技术在后期产量下降后都需要进行改造。超音速旋流技术适用于井口压力较为稳定的高压气田，或者由于外输压力较高而必须常年开启压缩机的低压气田，尤其适用于对外输天然气同时有水露点和烃露点要求的情况。
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海洋石油工程设计指南编委会. 海洋石油工程设计概论与工艺设计(海洋石油工程设计指南第1册)[M]. 北京: 石油工业出版社, 2007.
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Okimoto F, Betting M, Page D M. Twister Supersonic Gas Conditioning[C]. GPA.
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杨志毅.油气超音速旋流分离技术研究[D].西南石油学院博士学位论文, 2004.
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Twister B V, Kongsberg F M C, Subsea AS. Demonstration of Twister for Subsea Application[R]. REP- 0000021304.2002.
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2012, Vol. 41