邊遠井口天然氣液化裝置的技術風險與可靠性設計

梁威　沈斌　趙姍姍　岳慶　劉曉梅

摘 要：本文分對某液化天然氣裝置生產過程中遇到的問題進行了總結，提出了針對井口天然氣特有的工藝設計要點及設備配置情況，為井口撬裝化LNG裝置設計提出關鍵性要求，保證裝置的連續穩定生產。

關鍵詞：邊遠氣井；液化天然氣；技術風險

1 前言

在陜北地區的長慶、延長、以及新疆地區等油氣田公司的一批邊遠分散井也因為產量低、管道輸送經濟性差等原因，完井后一直未能投入開發生產，造成了前期勘探、鉆井資金的巨大浪費。據初步估計，在陜北地區這樣的邊遠分散井大約有1000口左右，而其中30%的單井產氣量大約在1～5萬方/天，如果能有效的將這些氣井通過制取CNG、LNG的方式加以轉化利用，則每年可增加國內天然氣產量15～50億立方米。隨著國內外能源緊張問題逐步加劇，這部分能源有效回收利用也逐漸得到重視。

本文針對某井口LNG裝置生產過程中遇到的問題，嘗試探索出一條適用于邊遠分散井制取LNG產品的有效工藝路線，指導國內邊遠氣井的開發利用。

2 某井口天然氣制LNG流程及問題

2.1 某井口天然氣組成

2.2 井口氣制LNG工藝流程

來自井口的高壓原料氣（～20MPa（G））經加熱節流后（～5.5MPa（G）），經三相分離器進行固體雜質和游離水的分離，一部分（～25%總氣量）經降壓后去發電系統，其余則經換熱后進入吸收塔底部，與由塔頂自上而下流動的MDEA貧液逆流接觸，吸收其中的CO2。離開吸收塔頂部的是含飽和水的濕凈化氣（CO2≤50ppm）。

脫水工藝采用等壓再生脫水技術。凈化氣來自MDEA脫酸單元，經凈化氣過濾分離器除去液滴后，經調節閥分為兩路。其中主路（～85%總量）經干燥塔脫水至<1ppmV后送至下游工序。

干燥后的天然氣進入脫汞塔，在專用脫汞劑的作用下，使出塔氣體中汞降至<0.01μg/m3，凈化天然氣送至冷箱進行深冷液化。

冷箱內的換熱器為鋁質釬焊板翅式換熱器，位于冷箱內部，脫酸脫水脫汞的凈化氣從頂部進入進入冷箱的主換熱器內，冷卻直至液化，再經調節閥（J-T閥1）節流降壓后得到～-155℃的LNG產品，經槽車外運。

2.3 現場運行存在的問題

①MDEA脫碳單元調試過程中，當原料氣的負荷從50%～85%時，胺液循環泵必須同時開才能滿足產品氣的凈化要求，初步判斷MDEA脫碳系統設計處理量偏小；②等壓脫水單元按照設計工況的時序表進行操作時，發現吸附塔的吸附時間緩慢縮短，且吸附末期時吸附塔的壓降明顯增大，初步判斷為吸附劑再生不完全造成；③冷箱正式進原料氣后，主換熱器的原料氣通道壓力降快速增大，在整個調試期間冷箱深冷段出現了2次嚴重凍堵發生；④現場靠近預處理的主工藝裝置撬附近，有明顯的臭雞蛋氣味，尾氣中H2S排放量可能超標；⑤MR循環系統，因沒有設置流量監測和組分分析儀，導致系統一直無法準確把握系統中冷劑配比情況，裝置能耗較大。

3 井口天然氣液化裝置可靠性設計

針對本套井口氣制LNG裝置的問題，以及邊遠氣井的原料氣狀態、組分等不穩定性，并結合邊遠氣井的規模、可用占地以及施工條件等因素，可靠的設計方案應具備如下特點：

①模塊化的干法脫硫單元。保證裝置可根據原料含H2S氣體的含量（≥20ppmV），選擇性的配置脫硫單元，同時因干法脫硫單元所需設備數量少，較容易成撬及更換，是較理想的邊遠井口脫硫方式，保證脫硫后原料氣含H2S<10ppmV；②寬調節范圍的脫酸單元設計。井口氣生產受地質環境影響，常出現CO2含量波動情況，為確保裝置能適應氣井不同時期及裝置在不同氣井的循環使用，因此常將原料氣中的CO2按照一個較大的含量進行設計（5%～8%），并在脫酸系統輔機的選型中，對關鍵耗能設備配置變頻調節，保證裝置在寬的調節范圍內保持高效；③變壓吸附法深度脫重烴設計。對于一般的氣井可將脫水和脫重烴裝置耦合在同一套變壓吸附裝置中，確保進冷箱的凈化氣中H2O<1ppmV、C5+<10ppmV；對于油田伴生氣組分中C5+超過1500ppm時，建議單獨配置變壓吸附塔，以便根據實際生產情況調整吸附周期；④采用帶預冷的MRC混合制冷工藝與高效螺桿壓縮機。帶預冷的流程將單混合冷劑流程能耗更低，且采取高效油分控制進冷箱主換熱器的MR組分<5ppm，保證MR組分在冷箱中安全穩定長期運轉；⑤裝置全撬裝化供貨和安裝。撬裝設計可以降低現場的工作量，降低施工成本，有利于裝置搬遷。可根據不同地區的需求組裝成不同液化能力的液化裝置，具有較大的市場靈活性。

4 結論

①邊遠井口氣因其氣源特殊性，必須重視裝置的獨特性，切不可貿然拷貝大型LNG調峰液化裝置工藝流程；②井口氣制LNG工藝方案是可行的，在具體項目實施時，務必將影響裝置可靠性的各項因素采取措施預防；③全撬裝化的LNG液化裝置是適合邊遠氣井的高效開發的，此項技術值得大力推廣。