FLNG脫酸工藝技術比選研究

李恩道，劉淼兒，尹全森

(中海石油氣電集團技術研發中心，100028)

FLNG脫酸工藝技術比選研究

李恩道，劉淼兒，尹全森

(中海石油氣電集團技術研發中心，100028)

天然氣脫酸工藝是浮式液化天然氣生產裝置(FLNG)的核心工藝之一。對于FLNG的脫酸裝置，面臨海上氣田高酸氣含量及海上浮式生產裝置的晃蕩等問題，且甲板上部空間受限，要求裝置體積小、重量輕。因此，通過FLNG上部預處理工藝熱平衡計算及模塊體積、重量方面的比選研究得出，在原料氣中CO2含量在7%以內時，宜選擇單循環胺液脫酸工藝。對于更高酸氣含量的海上氣田，與半貧液脫酸工藝相比，膜分離加胺液脫酸方案重量輕，體積更小，是最佳的脫酸工藝。

浮式液化天然氣生產裝置; 脫酸工藝; 膜分離; 半貧液脫酸工藝

0 引 言

隨著世界天然氣需求的迅速增長，天然氣產業不斷向深遠海氣田延伸。浮式液化天然氣生產裝置(FLNG，又稱LNG-FPSO)是近年來海洋工程界提出的，集海上天然氣液化、儲存、裝卸和外輸為一體的新型浮式生產裝置，通過與液化天然氣(LNG)船搭配使用，可有效實現海上天然氣田的開發[1]。FLNG具有對海上氣田開采投資成本低、開發風險小以及便于遷移、安全性高等特點[2]。近十幾年來掀起了FLNG技術研究熱潮，幾個主要能源供應商都加快了對FLNG的研究速度。目前,全球已有3艘FLNG訂單“落地”，處在籌劃和招標階段的FLNG項目也不下數十個。荷蘭皇家殼牌石油公司首先落實了全球第一艘FLNG，馬來西亞國家石油公司先后有兩個FLNG訂單“落地”。加之FLNG應用技術的進一步成熟和部分FLNG項目前期工程設計的基本完成，FLNG項目上馬速度已經明顯加快，FLNG市場井噴指日可待。

對于FLNG的脫酸裝置，海上氣田的高酸氣含量、FLNG的晃蕩、甲板上部空間限制等因素使得脫酸工藝需要適當選用。本文通過比選研究，得出不同酸氣含量氣田的FLNG脫酸工藝選擇方案，可用于指導FLNG設計。

1 FLNG脫酸工藝選用原則

天然氣深度脫酸工藝是天然氣液化裝置中的核心工藝之一。為了避免酸性氣體在液化過程中凍堵和腐蝕LNG換熱器，天然氣在液化前必須將CO2、H2S氣體分別脫除至其體積分數50 μL/L和4 μL/L以下[3]。陸上的天然氣液化裝置的預處理工藝發展比較成熟，通常采用醇胺法脫酸性氣體。但海上天然氣液化裝置將面臨更大的技術挑戰。

FLNG脫酸工藝的選擇要考慮以下因素。

(1) 酸性氣體含量。對于陸上液化裝置，井口產出的高酸氣的天然氣，一般會經過海上FPSO、海上平臺或陸上終端預處理，到達液化工廠的CO2含量一般不超過3%。但在浮式天然氣液化裝置中，井口天然氣直接上船，預處理裝置可能會面臨處理高酸氣濃度的原料氣(大于10%)，所以FLNG脫酸工藝應有足夠大的酸氣處理范圍。

(2) 海上晃蕩工況對塔器脫酸裝置的性能影響。大塔徑、高尺寸的塔器是浮式天然氣液化裝置上對晃動工況影響最敏感的設備之一。胺法脫酸中塔器存在氣液兩相流動，受晃蕩的影響，胺液自上而下流動時會出現偏流，如圖1所示，造成脫酸效果急劇下降，塔器高度越高，受晃蕩影響越大，因此，塔器不宜太高。

(3) 工藝熱負荷需求和FLNG燃機余熱匹配。在浮式天然氣液化裝置中，最理想的模式是采用FLNG上燃氣渦輪的廢熱來進行脫酸溶液的加熱再生，一方面是為了有效能量平衡，提高裝置效率；另一方面是為了避免增加額外的加熱裝置，在船上的所有明火加熱燃燒裝置都是危險源[4]。

(4) 占地面積、重量比。FLNG上部甲板面積有限，脫酸裝置的占地面積和重量直接影響FLNG的總體布置和經濟性。

圖1 塔器晃蕩工況下液體流動影響示意圖Fig.1 Influence of amine distribution in acid gas removal column under tilt or rocking condition

2 可選脫酸工藝

為避免海上晃蕩對胺法脫酸所造成的影響，一些公司提出了物理吸附的脫酸方法，即采用分子篩脫酸性氣體的方法。認為這種方法可以避免胺法脫酸中塔器的氣液兩相流動，減小脫酸裝置對船體晃蕩產生的影響。但研究表明，利用現有的分子篩材料脫CO2將會造成分子篩體積過于龐大、再生氣量過大等問題[5]。所以，實際工程中不宜采用。

對于液化生產裝置，目前主要有三種可選脫酸工藝方案：一是傳統的胺液脫酸工藝；二是半貧液雙循環脫酸工藝；三是膜分離加胺液脫酸工藝。圖2～4是三種脫酸工藝的流程示意圖。

圖2 單循環胺液脫酸工藝原理圖Fig. 2 Conventional single amine circle acid gas removal unit (AGRU) scheme

圖3 膜分離+胺液脫酸工藝原理圖Fig. 3 Hybrid acid gas removal scheme with membrane separation and amine

圖4 半貧液脫酸工藝原理圖Fig. 4 Dual absorber AGRU scheme with semi-lean solution

本文將對以上三種脫酸方式進行比選，得出不同氣田條件下最適合FLNG的脫酸方案。

從圖2～4可以看出，后兩種工藝都是基于常規的單循環胺液脫酸工藝基礎上的改進，主要用于處理更大范圍的CO2含量。

3 脫酸方案比較

3.1 單循環胺法脫酸方案

理論上單循環胺法的脫酸能力也可以滿足酸氣含量超過10%的原料氣凈化要求。但與此同時產生兩方面問題：一是需要非常大的再生熱負荷；二是大大增加脫酸塔填料層的高度，進而增加塔器的高度，難以實現塔內流動均布，這也對工程實際提出了巨大的挑戰。

以200萬噸/年的FLNG裝置為例，采用混合冷劑液化工藝時，其脫酸工藝設施的可用熱負荷平衡計算關系如圖5所示。不計入電站所用燃機的尾氣可回收余熱時，可用于脫酸單元的工藝用熱僅約34 MW，計入電站余熱回收后其脫酸單元可用余熱增加至約64 MW。

圖5 單循環胺法脫酸工藝處理能力與FLNG余熱匹配關系Fig. 5 Heat balance between FLNG waste heat and regeneration for single-stage amine process

從圖5可以看出，根據脫酸單元再生熱負荷的平衡關系，考慮FLNG上部的電站余熱回收，CO2的脫除能力接近8%。若不使用電站燃機的余熱，則系統的處理能力只有不到3%。上述計算在考慮晃蕩工況下增加胺液循環倍率時，脫酸能力還會有所下降。但方案二與方案三均需要在方案一的基礎上增加相關設備模塊，必然會增加脫酸單元的占地面積和重量，增加裝置投資，降低FLNG經濟性。因此，建議對于原料氣中CO2含量在7%以內的情況，一般采用單循環胺法脫酸工藝。此時FLNG余熱回收熱平衡性較好，能源有效利用，且流程簡單易于操作。對于CO2含量超過7%的工況，應采用復合脫酸工藝(膜分離+胺法脫酸或半貧液脫酸工藝)。

即使酸氣含量小于7%，在FLNG上仍應針對晃蕩工況對塔器內件做一定的優化。相關設備廠家資料顯示，若不改變陸上脫酸裝置的設計，在傾斜5°情況下，經過脫酸塔器的CO2含量比設計值高出5倍。通過設置更適應晃蕩的氣液分布器，加強傾斜狀態下的氣液均布性能，可使塔器恢復正常的脫酸性能保證。

3.2 膜分離+胺法脫酸方案

單級膜分離方案如圖6所示。膜分離方案利用滲透膜對不同介質的的選擇性滲透原理進行CO2和CH4的分離，CO2通過膜的速度快。因此，大部分CO2迅速穿過膜，并攜帶部分天然氣。剩余氣體CO2含量降至5%以下，達到胺法脫酸的處理范圍。通過膜分離的方法，可以處理原料氣中含有20%以上摩爾組分CO2的氣體，是胺法脫酸難以達到的水平。但膜分離的剩余氣中仍含有部分天然氣，原料氣中含有20% CO2時，單級膜分離會造成產品約10%的天然氣損失，同時原料氣還有一定的壓力損失。

圖6 單級膜分離原理圖Fig. 6 Single stage membrane separation scheme

為回收滲余氣中的天然氣組分，開發了二級膜分離系統。含天然氣的高濃度CO2經過壓縮后經二級膜分離，將天然氣進一步回收后返回原料氣系統。此方案增加了回收烴類部分的壓縮功耗，但能夠大大減少原料氣的損耗。二級膜分離系統原理如圖7所示。

圖7 二級膜分離系統原理圖Fig. 7 Two stage membrane separation system scheme

圖8是一級、二級膜分離系統CO2脫除率與留烴量的性能曲線。從圖中可以看出，一級膜分離在CO2脫除率超過80%后留烴量迅速下降，將造成大量的原料氣損失。因此，一級膜分離系統不宜直接用于FLNG上的酸氣脫除。與之相比，二級膜分離系統在脫除CO2的過程中，始終保持較高的效率。即使脫除率超過90%，留烴量仍能保持在95%以上。

圖8 一級、二級膜分離系統CO2脫除率Fig. 8 CO2 removal rate of the single and two stage membrane separation system

值得注意的是，膜分離在酸氣含量高時CO2分壓大，脫除效率較高。而酸氣含量低時，脫除效率低，而且會伴隨著較大的原料氣損失，不經濟。因此，膜分離方法一般只適用于高酸氣含量氣體的粗脫。經粗脫后CO2含量在3%～5%的原料氣再進入胺法脫酸系統進行精脫，達到50 μL/L的技術要求。

目前在馬來西亞Kanowit氣田開發的FLNG項目中脫酸系統由UOP公司供貨，就采用了本項膜分離+胺法脫酸技術。

3.3 占地面積和重量比較

FLNG工藝設施復雜，且上部空間有限，對各工藝模塊的占地面積和重量提出了更高的要求。因此，上部工藝選擇時應盡量考慮體積小、重量輕的工藝系統。

以200萬噸/年規模的FLNG為基礎，在原料氣中CO2含量達20%的條件下，通過FLNG上部工藝設施的基本設計，分別進行了半貧液脫酸工藝、一級膜分離+胺法脫酸和二級膜分離+胺法脫酸系統的模塊化設計。其模塊重量和占地面積比較結果如圖9和圖10所示。

圖9 膜分離與半貧液脫酸系統模塊重量比較Fig. 9 Module weight comparison between hybrid scheme and dual absorber scheme

圖10 半貧液脫酸工藝與膜分離系統占地面積比較Fig. 10 Plot space requirements for hybrid scheme and dual absorber scheme

從圖9和圖10可以看出，半貧液脫酸系統由于具有兩套胺液循環系統，其系統設備總重量要比膜法脫酸工藝大出一倍以上，占地面積也遠遠超過膜分離+胺液吸收系統。就操作重量而言，由于半貧液脫酸工藝的半貧液循環量較大，系統胺液充裝量大，操作重量也較模塊凈重高出很多。膜分離系統中二級膜分離系統比一級膜分離系統增加了循環壓縮機和二級膜，因此，重量有所增加，但其在模塊中可分層布置，占地面積基本不發生大的改變。

除以上因素外，實際FLNG項目需考慮晃蕩工況的運動效果、原料氣中CO2和H2S的含量以及經濟性等許多因素，最終確定最佳的脫酸工藝方案。實施前，還需要對各設計方案進行海上晃蕩適應性分析，通過計算機模擬計算或模型實驗確定合適的胺液循環倍率，并通過優化塔器的分配器結構等加強系統的脫酸性能。

4 結 語

胺法脫酸仍是目前最為成熟的脫酸工藝，在原料氣中CO2含量在7%以內時，通過單循環胺液脫酸工藝，可直接將原料氣中CO2濃度降低至50 μL/L以下，是最佳的FLNG脫酸工藝技術。當原料氣酸氣含量進一步提高后，胺液再生熱負荷與FLNG上部工藝余熱不匹配，而且可能會帶來塔器過高而產生的海上適應性問題。此時，可采用膜分離加胺法脫酸工藝或半貧液脫酸工藝，但膜分離方案對CO2濃度適應范圍寬，且在重量和體積方面更優，是適合高酸氣含量氣田的最佳方案。

[1] 劉碧濤.船舶經濟貿易一觸即發FLNG市場即將迎來“井噴”[EB/OL]. http:∥chinashipnews.com.cn/show.php?contentid=2623，2012.

[2] 顧安忠.液化天然氣技術手冊[M].北京：機械工業出版社，2010:112-122.

[3] 邰曉亮，陳杰，尹全森，等.半貧液脫酸工藝應用于浮式天然氣液化裝置中的可行性研究[J].中國海上油氣，2014，26(4)：96.

[4] Chan I, Eaton A, Buckles J. Safety-based acid gas treating system for a floating LNG plant [EB/OL].http:∥www.ivt.ntnu.no/ept/fag/tep4215/innhold/LNG conferences/2007/fscommand/PO_21_Buckles_s.pdf, 2009.

[5] Meyer P B. Floating LNG unit drying or CO2removal: how molecular sieve designs can answer to amine unit performance [C].GPA Europe Conference,2009.

ComparisonandSelectionofDeacidificationTechnologiesforFLNG

LI En-dao, LIU Miao-er, YIN Quan-sen

(Research&DevelopmentCenterofCNOOCGas&PowerGroup,Beijing100028,China)

Acid gas removal process is one of the most important processes for floating liquefied natural gas system(FLNG). For FLNG project, it may have to treat the natural gas from offshore gas field with high acid gas content, and face sloshing problem. The devices should have smaller footprints and lighter weight due to the limited topside space for FLNG. Therefore, we compare the heat balance calculation results of FLNG topside process, module weight and footprint for different schemes. When the CO2content is less than 7%, it is advisable to select the single cyclic amine process. For the offshore gas field with higher acid gas content, the membrane separation and amine combined solution is lighter and smaller when compared with the semi-lean amine solution. So it is the best acid gas removal process for high CO2content.

floating liquefied natural gas system; acid gas removal process; membrane separation; semi-lean solution acid gas removal process

2015-08-13

國家科技重大專項(2011ZX05026-006-01)

李恩道(1986—)，男，工程師，主要從事天然氣液化設備及浮式天然氣液化技術研究設計

TE64

A

2095-7297(2015)05-0305-05