LNG液化工艺在边远分散井中的应用分析
Outline:
计维安
,
温冬云
收稿日期：2013-05-20；修回日期：2013-08-14
作者简介：计维安(1973-), 男, 江苏南京人, 1995年毕业于西北大学, 工程师, 现任职于中国石油西南油气田公司天然气研究院, 长期从事天然气净化工艺研究与设计工作, 曾发表论文15篇。地址:(610213)四川省成都市华阳天研路218号天然气研究院。电话:028-85604569-804。E-mail:
jiwa@petrochina.com.cn.
摘要：分析了天然气脱硫、脱水、脱碳、脱汞及凝液回收等预处理工艺对边远分散井的适应性，同时对阶式制冷循环、混合冷剂（MRC）制冷循环和膨胀机制冷循环3种天然气液化工艺应用于边远分散井的工作特性进行了对比。阶式制冷由于工艺复杂不适用于边远分散井。MRC制冷操作弹性大、能耗低、适应性较强，可在大多数边远分散井应用。膨胀机制冷操作简单、占地面积小且易橇装化，适合在工况较为稳定且有较高井口压力的场合应用。从当前的技术水平来看，不含硫、低含碳且重烃含量低的单井更适合进行LNG液化工艺的应用和推广。
Application analysis of LNG liquefaction technology in outlying dispersed well
Outline:
Ji Weian
,
Wen Dongyun
Research Institute of Natural Gas Technology, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu 610213, Sichuan, China
Abstract: Adaptability of natural gas pretreatment process including desulfurization, dehydration, decarburization, demercuration and condensate recovery in outlying dispersed well are analyzed. In order to be used in outlying dispersed well, working characteristics of three natural gas liquefaction processes including cascade refrigeration cycle, mixed refrigerant refrigeration cycle and expander refrigeration cycle have also been compared. The process of cascade refrigeration cycle is too complex to be suitable for outlying dispersed well. MRC refrigeration has high flexibility, low energy consumption and strong adaptability, therefore it can be used to most of outlying dispersed wells. Expander refrigeration is characterized by simple operation, small occupied area and easy to be skid-mounted, so it is suitable for stable operation conditions and higher well head pressure. So far as current technology level, the single wells containing no sulfur, low carbon dioxide and low heavy hydrocarbon content are more suitable for outlying dispersed well.
一般来说，天然气输送包括管道输送、液化天然气(LNG)运输、压缩天然气(CNG)运输及天然气水合物(NGH)运输等方式。其中，管道输送是目前天然气集输过程中最主要、最常用的方式，普遍适用于各类大、中、小型气田[1]。然而，我国天然气资源具有分布地域广、气井数量大、储量及单井产量高低不均等特点，这就为除管道输送以外的非常规输送方式提供了较为广阔的应用空间。
我国不仅有克拉2、苏里格、罗家寨和普光等大中型气田，在中国石油西南、长庆、大庆、新疆等油气田公司还有一批边远分散井因产量低、管道输送经济性差等原因，完井后一直未能投入开发生产，造成了前期勘探、钻井资金的巨大浪费。实现LNG、CNG或NGH等非常规输送手段对边远分散气井的经济开发，不但可以提高天然气产量，还可以回收可观的前期费用，这将成为对天然气开发领域科学、可持续发展的积极探索。本文立足于分析LNG液化工艺在边远分散井开发中的适应性，尝试探索出一条适用于边远分散井采用LNG运输方式进行开采的工艺路线。
1 天然气液化工艺适应性
LNG是对天然气进行低温液化后得到的产品。天然气采自地下，组分较为复杂。其中的常见组分包括CH4、C2H6、C3H8、iC4H10、nC4H10、C5+、H2S、CO2、H2O、N2、He、Hg和有机硫等。其中H2S、CO2、H2O和Hg等组分的存在会腐蚀设备、管道或堵塞装置，对工艺系统造成危害，应通过预处理系统予以脱除。因此，LNG生产流程一般包括预处理流程和液化流程[2]。
不适合采用管道输送方式进行开发的边远分散井，一般具有单井产量低、开采期内产量及压力变化较大、开采周期不确定、生产场所所处区域偏远以及周边可依托的公用工程条件差等特点，若采用LNG运输方式进行开发，在进行工艺选择时需要考虑上述因素。所选工艺应具有经济性好、操作弹性大、易橇装、操作简单和公用工程要求低等特点。以下将结合边远分散井的特点，分别对多种预处理和液化工艺进行适应性分析。
1.1 预处理工艺
天然气常见组分中H2S、CO2、H2O、Hg和C5+等可能对装置安全平稳运行有害，需予以脱除，预处理流程就是要降低天然气中此类组分的含量，使其不至于危害装置运行。在欧洲标准BS EN 1473-2007《Installation and equipment for liquefied natural gas-Design of onshore installations》中推荐了多种预处理过程的净化指标。
预处理工艺包括天然气脱硫、脱碳、脱水、脱汞和凝液回收等。
1.1.1 天然气脱硫
H2S是剧毒物质，在有水条件下还会造成系统腐蚀，应严格控制其在天然气中的含量。液化天然气中H2S体积分数应小于4×10-6[3]。在有水条件下，其他硫化物(如有机硫)也可能导致系统腐蚀，故液化天然气中总硫质量浓度为15~50 mg/m3 [2]。
脱硫工艺主要包括溶剂吸收-再生型[4]、液相氧化还原型和非再生固体脱硫剂型[5]。其中，溶剂吸收-再生型和液相氧化还原型均属溶液再生循环使用工艺。除此之外还有分子筛法和膜法等，受它们自身特点的限制，应用不多。3种主要脱硫工艺对比情况见表 1。
表 1
表 1 主要脱硫工艺对比表
Table 1 Comparison of main desulfurization processes
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表 1 主要脱硫工艺对比表
Table 1 Comparison of main desulfurization processes
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从表 1可以看出，非再生固体脱硫剂型工艺因具有操作简单、占地面积小、对公用工程需求较低和操作弹性大等特点适合在边远分散井使用。但因其在潜硫量较大时运行成本较高，只适宜处理潜硫量低于100 kg的天然气，若考虑装置实现橇装，适宜处理天然气的潜硫量还需进一步降低。
1.1.2 天然气脱碳
在有水的条件下，CO2的存在会导致腐蚀的发生。另外，低温下CO2还将成为固体使装置冻堵。液化天然气中CO2体积分数上限为100×10-6[3]。
脱除天然气中CO2的方法大致可分为8大类：①化学吸收法；②物理吸收法；③物理-化学吸收法；④物理吸附法；⑤膜分离法；⑥碱洗法；⑦低温分离法；⑧联合法。
目前，化学吸收法是液化天然气脱碳的主要工艺方法，主要适用于CO2含量较高的场合。此类工艺操作较为复杂，对公用工程需要较高，操作弹性偏小，占地面积大，在边远分散井应用存在一定的局限性。当边远分散井天然气中CO2含量较低时可采用物理吸附法，如分子筛吸附法。该方法固体净化工艺的特点为：操作简单、占地面积小、对公用工程需求较低以及操作弹性大，在CO2体积分数低于0.5%时具有较好的经济性，且容易实现橇装。
1.1.3 天然气脱水
水是H2S、CO2等物质发生腐蚀的先决条件，干H2S、CO2气体无腐蚀性。此外，水在低温状态下会形成冰或水合物堵塞装置。因此，必须对天然气进行脱水处理。液化天然气中水的体积分数上限为1×10-6[3]。
天然气脱水工艺主要包括溶剂吸收-再生法、吸附法和低温法。液化天然气要达到规定的水含量要求，采用分子筛吸附法较为经济，该工艺同样适用于边远分散井。
1.1.4 天然气脱汞
铝是低温过程中较为常用的材料，由于汞能与铝发生反应生成汞齐并腐蚀铝制设备，故必须予以脱除。液化天然气中汞的质量浓度上限为0.01 μg/m3 [3]。
固体吸附法是目前普遍采用的主流脱汞工艺。通常采用的是不可再生的固定床(带S的活性炭、含S分子筛、金属硫化物)，目前也有使用可再生物质HgSIV的新型脱汞工艺，可在对气体进行干燥的同时脱除汞。该物质已在Pacific Rim的一家LNG厂投入应用，可将天然气中汞的质量浓度从25 μg/m3降至0.01 μg/m3。上述方法均适合在边远分散井应用。
1.1.5 天然气凝液回收
天然气中的重烃在低温条件下会堵塞装置，对其进行回收不仅可降低装置运行的风险，同时由于回收重烃而形成的天然气凝液价格远高于液化天然气，故具有较高的经济效益。液化天然气中重烃的质量浓度上限是C5+低于70 mg/m3 [6]。
天然气凝液回收工艺主要有冷凝分离法、油吸收法、吸附法和膜分离法。其中，冷凝分离法是最为常用的凝液回收工艺，特别是在液化天然气过程中，因冷凝分离法工艺可利用液化过程的冷量，无需增加额外的能耗，故更为适用。然而，由于凝液回收工艺需要通过分馏生产各种产品，而该工艺使用的塔设备较高，储存产品所需占地面积较大，因而限制了其在边远分散井的应用。
1.2 液化工艺
天然气液化工艺根据工作原理的不同可分为两大类：一类属于冷剂制冷法，即天然气通过与制冷剂换热降温，选择合适的制冷剂通过一级或多级冷却就能达到天然气液化的目的；另一类是膨胀制冷法，即让高压天然气流经膨胀机或节流阀降压，在降压的同时通过等熵膨胀或等焓膨胀使天然气降温，降压产生的低温天然气与原料天然气换热形成冷量循环，可逐渐降低天然气温度，使其达到液化温度。
目前，工业上采用的天然气液化过程大多综合了以上两类液化方法。主要的液化工艺包括：阶式制冷循环、混合冷剂(MRC)制冷循环和膨胀机制冷循环。各种液化工艺均有自己的特点，其对边远分散井的适应性分析如下。
1.2.1 阶式制冷循环
阶式制冷循环通常由丙烷、乙烯(或乙烷)、甲烷三级独立的制冷系统提供冷量。其生产过程为：原料天然气经采用丙烷作为制冷剂的第一级系统冷却至-35 ℃左右，同时分离出C5+以上的重烃后进入第二级。第二级的制冷剂是乙烯(或乙烷)，天然气在这一级中被冷却至大约-97 ℃液化后进入第三级。第三级则使用甲烷作为制冷剂提供冷量，在第二级中已液化的天然气在这一级中继续被过冷至-150 ℃左右，然后通过节流阀降温降压，温度降至-162 ℃，压力降至常压，完成液化过程。
该工艺共三级制冷系统，至少需3台冷剂压缩机工作，除具有能耗低、操作弹性大、技术成熟可靠等优点外，还具有一次性投资大、工艺流程复杂、操作及维护繁琐、占地面积大和难以实现小型化橇装等缺点。这就使得该工艺更适用于大型天然气液化装置，难以应用于边远分散井。
1.2.2 混合冷剂(MRC)制冷循环
混合冷剂(MRC)制冷循环不同于阶式制冷循环使用多种纯物质的制冷剂，而是使用单一的多组分混合制冷剂。混合制冷剂通常由氮气和烃类(C1~C5)等组分组成，其成分可根据被液化天然气的物性进行调配，使其能在与之相似的温度范围内气化。采用MRC作为制冷剂能够涵盖天然气液化所需的全部温度范围，制冷只需一台冷剂压缩机即可，流程较之阶式制冷循环大大简化。
与阶式制冷循环相比，MRC制冷循环液化具有一次性投资低、工艺流程简单、操作及维护方便、占地面积小和易橇装化等优点，能够在边远分散井得以应用。
1.2.3 膨胀机制冷循环
膨胀机制冷循环可由单一组分或多组分气流的压缩和膨胀做功来实现，主要采用以下3种形式：①天然气直接膨胀制冷；②氮膨胀制冷；③N2-CH4混合膨胀制冷。与阶式制冷循环及MRC制冷循环相比，膨胀机制冷循环具有启动、停车较为简单快捷的优点，从这点上来说适合在边远分散井应用。然而因其能耗较高，使得其在边远分散井的应用受到限制。为了提高单一膨胀机的循环效率，常规上可采用丙烷预冷的方式降低约20%的能耗，也可采用双膨胀机的流程减小温度驱动力，以提高热力学效率的方式节能。但上述方式在提高效率、降低能耗的同时又增加了工艺流程的复杂性，难以应用到边远分散井场合。实际上，为了有效利用天然气井口压力，采用天然气直接膨胀制冷工艺可降低能耗，增加了其在边远分散井应用的可能性。
天然气直接膨胀制冷的主要工作过程是：原料天然气在与低温回流天然气逆流换热冷却后，以等熵膨胀的方式进入膨胀机推动涡轮以实现降压降温。降温降压后的天然气返回，与原料天然气换热后由压缩机增压返回原料气，完成天然气的循环。循环时，部分天然气在降压降温的过程中实现液化。涡轮产生的有用功通过膨胀机升压端回收，膨胀机升压端是主循环压缩机的补充。
由于边远分散井一般产量比较低且开采周期不确定，故其经济性相对较差，投资风险也比较大，因此要求液化装置的投资和能耗均较低，且易橇装化可实现低成本搬迁，这样才能具有现实的经济可行性。同时，因其在整个开采周期内压力及气质的波动较大，液化装置的操作弹性高也是必需的。另外，气井往往远离人口稠密区，地处山区，地形较为复杂(特别是在西南油气田)，会给装置布置和人员配置带来困难。因此，装置操作简单、占地面积小就显得尤为重要。
将常用的阶式制冷循环、MRC制冷循环和膨胀机制冷循环的工作特性进行比较，其结果见表 2。
表 2
表 2 天然气液化工艺循环特性比较
Table 2 Cycle characteristics contrast of natural gas liquefaction process
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表 2 天然气液化工艺循环特性比较
Table 2 Cycle characteristics contrast of natural gas liquefaction process
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从表 2中可以看出，除阶式制冷外，MRC和膨胀机制冷在边远分散井应用各有优缺点。MRC由于其操作弹性大、能耗低、适应性较强，能在大多数的边远分散井应用。而膨胀机制冷则因其操作简单、占地面积小和易橇化等特点，适合在工况较为稳定且有较高井口压力的场合应用。
2 边远分散井天然气液化
传统的天然气液化主要包括：天然气粗分离除杂质、天然气脱硫、天然气脱碳、天然气脱水、天然气脱汞和天然气脱重烃等预处理及天然气液化过程。
其工艺流程框图见图 1。
其工艺流程如下所述：
原料天然气先经粗分离单元除去天然气凝液和游离水等杂质，天然气凝液进分馏单元处理，游离水等杂质进入排污管。经粗分离后的天然气先后经过脱硫、脱碳、脱水、脱汞单元进行预处理，再经天然气凝液回收单元脱除重烃后进入液化单元生产LNG。天然气凝液回收产生的凝液与粗分离单元来的凝液合并后在分馏单元分离为C4-和轻油(C5+)，C4-用作燃料气，轻油(C5+)作为产品储存于储罐内定期销售。若预处理过程采用醇胺法可同时实现脱硫、脱碳，但需要增加硫磺回收及尾气处理单元。
从上述流程中可以看出，天然气液化过程较为复杂，不利于在边远分散井上的应用。选择适合的单井是LNG液化工艺能在边远分散井应用的关键之一。原料天然气不含硫或含硫量极低、CO2含量低以及重烃含量低均有利于LNG液化在边远分散井的成功应用。这类气质在常规天然气中较为少见，而在非常规的页岩气中则较为常见。不含硫、低含碳、重烃含量低的天然气液化工艺可在传统工艺的基础上进行较大幅度的简化。
简化后的工艺流程框图见图 2。
图 2中吸附剂净化单元包括分子筛脱水、分子筛脱碳和固体吸附剂脱汞等过程。从图 2可以看出，不含硫、低含碳、重烃含量低的天然气液化流程较之传统流程有较大幅度的简化，其经济性也将随之上升，可在边远分散井得以应用。
通常常规天然气中的CO2含量较高，有时还含有H2S，而凝析气中的重烃含量较高。从目前的技术水平来看，针对此类天然气的脱硫、化学吸收法脱碳和分馏装置都存在小型化、橇装化较为困难的问题。因此，由于边远分散井开采周期不确定，将会大大增加投资风险。如何实现上述装置的小型化、橇装化以及如何简化其操作是LNG液化工艺在边远分散井应用过程中亟待解决的问题。笔者认为装置的标准化、模块化和集成化将成为技术发展的主要方向。同时，研究如何降低工艺过程对高塔的需求也将会为LNG液化工艺在边远分散井中的应用注入源动力。
3 结语
LNG液化工艺可应用于边远分散井开发，以达到提高天然气产量和减少前期钻井投资浪费的目的。目前，可率先在不含硫、低含碳且重烃含量低的单井进行试点，应用成功后再结合应用经验、单井具体情况及下步技术攻关的进展进行逐步推广。
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| [2] |
顾安忠, 鲁雪生, 汪荣顺, 等. 液化天然气技术[M]. 北京: 机械工业出版社, 2004.
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| [3] |
The Standards Policy and Strategy Committee. BS EN-1473: 2007 Installation and equipment for liquefied natural gas-Design of onshore installations[S]. 2007.
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朱利凯. 天然气处理与加工[M]. 北京: 石油工业出版社, 1997.
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2014, Vol. 43