海上油田伴生氣用作燃料氣的預處理方案研究

辛 順，吉慶林，高銘志，慧 寧

（海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

0 引 言

在世界能源日趨緊張的現狀下，節能減排成為海上油田生產的重要指標，油田伴生氣的有效利用成為油田開發的重要趨勢。目前對于油田伴生氣的主要利用途徑是作為為平臺提供熱源的燃料，但對熱源需求量不大，且伴生氣回收成本又較高的平臺來說，通常做法是將伴生氣通過火炬排放，這顯然是對能源的一種浪費。如果將伴生氣用作主機燃料[1]，作為油田生產的補充電源，將既實現節能又達到環保的雙重目標。

目前海上油田的主電站主要是原油往復機組，以伴生氣作為燃料的燃氣往復機組應用還較少，主要原因是往復機組對燃料氣的要求較高。表1為油田伴生氣的典型組分。

表1 油田伴生氣的典型組分 單位：%

從表1可知，伴生氣的重烴（C4及以上成分）含較大比例，重烴的存在不僅容易使氣缸內積碳，還容易在燃燒時發生爆震，給往復式發動機的連續安全運行帶來風險。

1 伴生氣的去重烴化

目前伴生氣去重烴化的成熟技術主要有兩種：

1) 物理法，將伴生氣中重烴液態化并去除；

2) 催化裂解法，將重烴轉化成輕烴。

1.1 物理法

物理分離法的原理是利用各組分的沸點不同，將氣體液化并分離。液化氣體的主要途徑有加壓法、降溫法、加壓降溫聯合法。

1）加壓法容易造成可燃氣的泄露，而且加壓時會產生高溫，對整套設備的安全帶來不利影響，增加了設計、制造以及操作上難度，也會導致成本的上升。

2）降溫分離法，由于純降溫法需要更低溫度的冷媒，而冷媒的制取耗能較大，在綜合經濟效益比較下，則加壓降溫聯合法更可取。圖1為目前已經成熟的加壓降溫聯合法——深冷法[2,3]流程。

圖1 深冷法流程

3）深冷法的關鍵設備是初冷及深冷換熱器，初冷換熱器的換熱介質是干燥處理后的常溫伴生氣和經過二級分離后的低溫燃料氣，深冷換熱器的換熱介質是冷媒和經過初級分離后的伴生氣。換熱器的關鍵技術是提高換熱效率以及耐低溫性能，目前常用的是翅片管式套管換熱器，這種換熱器傳熱效率高、流程阻力小、耐低溫性能強，且維修方便。

物理法的特點：

1）干燥功能強，經過深冷之后，伴生氣的壓力露點可以達到-29℃；

2）除渣能力強，由于整個流程中共有三級過濾分離，能去除 99%以上雜質，顆粒粒徑可達到 0.1μm以下；

3）能去除伴生氣中硫化氫、二氧化硫、二氧化碳、硅氧烷、鹵素等有害組分；

4）通過流程的優化，可使深冷裝置出口的燃料氣達到往復機組所需要的燃氣壓力和溫度。

但物理法的缺點也是很明顯的，即：脫除的重烴無法有效利用，造成能源的浪費，同時需要一套輔助的制冷裝置提供穩定的冷媒。

2.2 催化裂解法

以陸地石化工業常用的催化裂解工藝[4,5]為基礎深化開發。其原理是：在一定的溫度壓力下，利用飽和水蒸氣及催化劑裂解伴生氣中的重烴，生成可以直接用于往復機組的輕烴組分（見圖2）。目前國際上已有成熟的催化裂解裝置應用于海上油田，圖3為伴生氣的催化裂解流程。

圖2 催化裂解原理

該流程的核心技術是：根據伴生氣中各組分的含量設計出合適的工藝參數、催化裂解反應器的設計與催化劑的選擇。目前陸地油田的重油催化裂解技術已經非常成熟，且利用天然氣通過催化裂解反應生產銨、氫等其他工業原料的技術在20世紀90年代就已成熟，因此從工藝角度來說，整套設備的流程設計是可行的。但由于流程上的限制，從裂解裝置出來的燃氣壓力不能滿足往復機組的要求，還需要一套調壓裝置，使燃氣壓力與溫度都能達到往復機組要求。由于伴生氣中含有硫組分，為防止催化劑中毒，在流程中增加除硫反應器。

圖3 伴生氣催化裂解流程

該流程的核心技術是：根據伴生氣中各組分的含量設計出合適的工藝參數、催化裂解反應器的設計與催化劑的選擇。目前陸地油田的重油催化裂解技術已經非常成熟，且利用天然氣通過催化裂解反應生產銨、氫等其他工業原料的技術在20世紀90年代就已成熟，因此從工藝角度來說，整套設備的流程設計是可行的。但由于流程上的限制，從裂解裝置出來的燃氣壓力不能滿足往復機組的要求，還需要一套調壓裝置，使燃氣壓力與溫度都能達到往復機組要求。由于伴生氣中含有硫組分，為防止催化劑中毒，在流程中增加除硫反應器。

整套裝置沒有動力設備，能耗主要集中在伴生氣的預處理、飽和水蒸氣的生成以及淡水冷卻器的淡水消耗。

在預處理單元中，需要用燃氣壓縮機將伴生氣壓縮到約 0.58～0.88MPa壓力，同時去除伴生氣中的雜質（包括：凝析油、凝結水、固體顆粒等）。

產生飽和水蒸氣的熱源可以利用主機的高溫煙氣，往復機組的排煙溫度通常為350～450℃，完全可以用來生產催化裂解裝置所需要的飽和水蒸氣，只需要添加一套煙氣鍋爐。考慮到主機故障時煙氣的中斷，需要在兩個或兩個以上主機煙氣出口各加一套煙氣鍋爐，作為備用（見圖4）。產生飽和水蒸氣的另一種選擇是用燃氣鍋爐，相對而言相同處理量的燃氣鍋爐的投資要大于煙氣鍋爐，煙氣鍋爐必須要有至少一臺主機的啟用，且從整個平臺主機方案的設計、煙氣鍋爐造成的主機排氣背壓和煙管布置問題等多方面綜合考慮，因此燃氣鍋爐也是一種可行選擇。

圖4 煙氣鍋爐流程

2.3 主電站設計方案

由于油田伴生氣產量不穩定，只能作為平臺補充電源，當油田沒有伴生氣時，完全依靠原有主機為平臺供電；當伴生氣產量足夠時，用伴生氣發電，減少主電站負荷，降低油耗。圖5、6為有燃氣往復機組作為備用電站的兩種方案。

圖5 采用深冷裝置的電站方案

圖6 采用裂解裝置的電站方案

3 結 語

綜上所述，物理法流程簡單，經過物理法處理后的燃氣可以直接進主機作為燃料。配套設備少，只需一套冷媒產生器，操作維護方便，投資費用少，但由于去除了C4以上的重烴，會造成能源的浪費。

催化裂解裝置流程復雜，所需配套附屬設備多，主要包括：燃氣壓縮機、海水冷卻器、鍋爐、調壓閥組等。裝置操作維修復雜，初始投資費用多，但從長遠經濟效益和環保角度上看，該方法可以將油田伴生氣充分利用，減少了主電站的負荷及燃油耗量，節約了平臺運行費用。

因此這兩種方法各有優勢，在方案設計時，要綜合考慮初始投資費用、運行費用、伴生氣產量等各方面，合理選擇。

[1] 蔣 瑋，朱新禮. 液化天然氣作為船用燃料的可行性研究[J]. 船舶與海洋工程，2013, (3): 74-78.

[2] 吳興松. 乙烯裝置深冷分離系統的優化和改進[J]. 化工進展，2002, (10): 763-765.

[3] 陸衛強. LNG深冷絕熱技術應用研究[J]. 造船技術，2007, (1): 763-765.

[4] 王建明. 催化裂解生產低碳烯烴技術和工業應用的進展[J]. 化工進展，2011, (5): 911-917.

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