油田伴生气轻烃回收浅冷工艺的对比研究

武 娜 薛 慧 北京石油化工工程有限公司西安分公司 西安 710075

轻烃回收的方法一般有三种：吸附法、油吸收法和低温分离法，前两种方法具有局限性[1]。其中，吸附法因吸附剂吸附容量及运行成本较高等问题未得到很好的解决，一直尚未在世界范围内得到广泛使用[2]，一般只适用于小气量且重烃含量不高的天然气；而油吸收法虽然可以明显提升轻烃组分的回收率，但是存在工艺复杂、经济成本偏高的问题；低温分离回收工艺应用较为广泛和成熟，但是存在能耗较大、效益不理想的问题，所以轻烃回收技术也在不断地发展和创新，人们的关注度也在不断提高。

低温分离法根据冷凝温度的不同，分为浅冷、中冷和深冷工艺。浅冷工艺常用氨或丙烷制冷，C3收率一般仅为50%～65%[3]。中冷或深冷工艺需要混合冷剂、透平膨胀制冷或冷剂和膨胀机联合制冷来实现，通常用在回收乙烷或丙烷收率要求高的工况。

油气田井场布置分散且地处偏远，油田伴生气具有气量小、气质悬殊大、地点分散、就地无用户、经济利用价值低的特点，大多被直接排放或燃烧，这既浪费宝贵资源，又污染环境，因地制宜地建立小型撬装轻烃回收站，合理地开发利用这部分天然气资源，可以变资源为产能。处理合格的天然气可站内发电自用或压缩成CNG外输、 回收的液体作为混烃或液化石油气和轻油外运,极大增强了油气田零散井口气资源的经济效益和环保效益。在工艺方案确定前, 要结合气质组分、市场情况、现场情况以及投资等给出合适的工艺路线及选择建议。

经过对延长油田三大油区的各增压站和联合站调研发现，各站的伴生气产量多数小于10×104Nm3/d。对于气量小于1.0×104Nm3/d的伴生气，一般作为站内自用气(自发电或作为燃料气)；气量在1.0×104～10.0×104Nm3/d采用小型撬装轻烃回收装置。调研已运行的回收装置，对于集气量≤2.0×104m3/d的建设混烃回收装置，集气量>2.0×104m3/d的建设轻烃回收装置。因此本文选取4.0×104Nm3/d的规模作为研究基础，从经济性和能耗以及设备投资方面对两种改进的浅冷工艺进行分析研究。

1 基础数据及产品指标

1.1 基础数据

以采油厂区块下井组(24-40、吴5—117、吴24-70、吴49-1、薛岔5-150、新寨20-75-3、49-816和吴93站旗20-34)气样组成的平均值作为原料气，参考组成见表1。

根据各轻烃回收站场的生产情况，确定关键点的操作条件，见表2。

1.2 产品指标

处理后的干气和液化气(LPG)及稳定轻烃符合下列相对应的标准：干气符合《天然气》GB17820-2018的Ⅱ类气质量要求；液化石油气(LPG)符合《液化石油气》GB11174-2011的质量要求；稳定轻烃符合《稳定轻烃》GB9053-1998的质量要求。具体产品指标见表3～表5。

表1 原料气参考组分

表2 关键点操作参数

2 模拟结果及分析

表3 干气指标

表4 液化气指标

表5 稳定轻烃指标

2.1 流程简述

国内大多数浅冷装置都采用丙烷制冷法[4]。即低温冷箱所需要的冷量由外部制冷系统提供，外供冷量的优点是制冷不受原料气组分的影响、对原料气的压力也无严格要求，生产中可通过调整制冷量来适应原料气量、原料组成以及季节等气候温度的变化。常规浅冷工艺流程见图1。

图1 常规浅冷工艺流程

常规的浅冷工艺，相当一部分丙烷从低温分离器和脱乙烷塔顶馏出进入干气，故而C3收率只能达到50%左右。

本文根据脱乙烷塔顶气排出方式的不同，掺入原料气或回流，从能耗和设备投资等方面来分析两种改进浅冷工艺与常规浅冷工艺。

(1)脱乙烷塔顶气掺入原料气的浅冷流程。脱乙烷塔顶气体经循环气压缩机增压后掺入原料气，使C3收率提高的同时弥补了进气不稳定的情况、有利于稳定装置操作。塔顶气掺入原料气的浅冷流程见图2。

图2 塔顶气掺入原料气的浅冷流程

(2)脱乙烷塔顶气回流的浅冷流程。脱乙烷塔外或塔顶部通过制冷剂冷凝产生部分回流，液体返回塔顶、塔顶未冷凝下来的气体返回干气。脱乙烷塔顶气回流的浅冷流程见图3。

图3 脱乙烷塔顶气回流的浅冷流程

2.2 模拟结果

通过HYSYS软件模拟计算，汇总各流程的产品特性、能耗及收率结果。其中三种工艺产品的温度、压力及组成见表6，能耗及收率见表7。

2.3 不同流程的投资和收益

根据以往的项目经验以及咨询相关厂家，对三种工艺流程的设备尺寸及投资进行汇总，见表8；对于流程中涉及的原料消耗、产品量及产品收益汇总见表9。

2.4 结果分析

结合计算数据以及投资和收益进行分析，以常规浅冷工艺的设备投资和收益为基数1.0进行对比，则塔顶气掺入原料气工艺的设备投资约1.081，年收益1.095；脱乙烷塔顶气回流工艺的设备投资约1.037，年收益1.094。数据分析表明，两种工艺的收益相差很小，塔顶气掺入原料气的工艺只增加压缩机组因而整体操作相对简单，但设备投资及后期维修费用比脱乙烷塔顶气回流工艺要高。三种工艺的优缺点对比见表10。

3 结语

(1)通过对设备、能耗、收益以及优缺点分析可知，对于气源波动较大或原料气较贫、塔顶气量较小的站场，为稳定原料气源或由于塔顶气量较小、流程内所增加的能耗不多，推荐塔顶气掺入原料气的工艺流程；而对于原料气充足的站场，由于塔顶气量较大，若在流程内循环会大幅增加设备尺寸且增加能耗，因此推荐采用脱乙烷塔顶气回流的工艺流程。

(2)对气源较贫、回收效益不大的气源, 可以减掉液化气塔橇。根据社科院2018年发布的《中国能源前景2018～2050》报告，未来电力领域的增量将有较大部分来自于天然气发电。天然气发电将摆脱目前作为调峰电源的地位，成为主要发电形式之一，因此对于偏远地区CNG无销路的站场，干气也可以用来发电、上传电网。

表6 产品特性一览表

注：表中数值为HYSYS模拟理论计算值。

表7 能耗及收率结果一览表

注：① 表中数值为HYSYS模拟理论计算值；② 耗电量包含制冷系统、分子筛脱水和空冷的消耗。

表8 工艺设备投资一览表

注：① 低温分离橇(包括设备：低温分离罐DN500×1500，低温冷箱)；② 脱乙烷塔顶回流橇(包括：塔顶回流罐DN500×1500，塔顶循环泵Q=0.5m3/h H=50m，塔顶换热器BEM DN500×2500)；③ 脱乙烷塔橇(包括设备：乙烷塔DN300×15000，再沸器BJM DN300×1500)；④ 液化气塔橇(包括设备：液化气塔DN300×15000，再沸器BJM DN300×1500，塔顶换热器BEM DN500×2500，塔顶回流罐DN800×1800，回流泵Q=1.5 m3/h)。

表9 消耗/产量及收益一览表

注：① 表中数值为HYSYS模拟理论计算值；② 偏远地区多为自打井，故耗水量产生的费用不在考虑范围内；③ 年生产时间：330d。

表10 三种工艺的优缺点对比表