管永鋒，黃 河，葛 磊

（新疆石油勘察設(shè)計研究院（有限公司）， 新疆 烏魯木齊 830026）

高 CO2氣田天然氣處理工藝選擇

管永鋒，黃 河，葛 磊

（新疆石油勘察設(shè)計研究院（有限公司）， 新疆 烏魯木齊 830026）

針對喀北氣田天然氣處理工藝中的脫碳工藝和脫水工藝進行探討。結(jié)果表明：脫碳工藝選擇α—MDEA 脫碳工藝，脫水工藝選擇注乙二醇+J—T 制冷工藝更經(jīng)濟。

CO2；天然氣處理；脫水；脫碳

隨著天然氣開發(fā)力度不斷加大，高 CO2氣田開發(fā)已提上日程。CO2的存在不僅降低天然氣熱值，而且對設(shè)備造成腐蝕，甚至對低溫透平膨脹機出口和脫甲烷塔頂部造成凍堵[1]。但 CO2無論是作為工業(yè)原料，還是驅(qū)油或回注都能夠取得可觀的經(jīng)濟效益[2]。所以，對高 CO2氣田天然氣處理工藝選擇進行探討具有重要的現(xiàn)實意義。

為此，本文結(jié)合喀北氣田自身特點，對天然氣處理工藝中脫水工藝和脫碳工藝選擇進行探討，并獲得最優(yōu)天然氣處理工藝[3-6]。

1 脫碳工藝

目前，用于天然氣 CO2分離的方法約有四五十種，大體上分為溶劑吸收法、固定床吸附法、膜分離法、低溫分離法及聯(lián)合法五大類?？紤]喀北氣田氣量大、壓力高、CO2分壓高等特點，選擇溶劑吸收法中的物理吸收法和化學(xué)吸收法進行比選?；瘜W(xué)溶劑吸收法選用 N-甲基二乙醇胺+活化劑為吸收劑的活化α-MDEA 法。目前，該方法已廣泛應(yīng)用到天然氣凈化領(lǐng)域，工藝流程見圖 1。物理溶劑吸收法選用以聚乙二醇二甲醚為吸附劑的 NHD 法，工藝流程見圖 2。目前該工藝天然氣處理工藝以應(yīng)用40多套，都取得較好效果。

1.1 α-MDEA 法

集氣裝置來氣（9.5～10.0 MPa、20～30 ℃）進入脫碳裝置，先經(jīng)過濾分離器初步分離后，與MDEA 貧液換熱至 35 ℃左右，由吸收塔底部進入，自下而上與塔頂下降MDEA貧液逆流接觸，天然氣中的大部分 CO2進入液相使天然氣得到凈化，凈化氣在吸收塔上部經(jīng)洗滌冷卻后，再經(jīng)塔頂除沫器除掉液態(tài)組分，進入分液罐進一步脫除溶液后輸往天然氣脫水、脫烴裝置。

塔底富液經(jīng)調(diào)壓閥調(diào)至 0.5～0.7 MPa 后進入閃蒸塔，塔頂含有大部分溶解烴的閃蒸氣去燃料氣系統(tǒng)，底部富液經(jīng)過濾后與貧液換熱至 80～95 ℃，由上部進入再生塔，析出酸氣（主要是 CO2和少量水分），經(jīng)塔頂冷卻后凝液做塔頂回流，未冷凝的酸性氣體去注氣裝置；

再生塔底部貧液與富液換熱后，冷卻至 40 ℃進溶劑緩沖罐，經(jīng)溶液增壓泵循環(huán)使用。

圖 1 活化α-MDEA 法工藝流程Fig.1 Activation of α-MDEA process

1.2 NHD 法[3]

氣—氣換熱器來氣（2.7×104 Nm3/d、6.3 MPa、-5 ℃）與循環(huán)閃蒸氣混合后進入 NHD 脫碳塔，與NHD溶液逆流吸收，凈化氣換熱（升溫）后外輸。塔底富液經(jīng) 2級透平壓縮、2級閃蒸后，閃蒸氣進脫碳塔，底部 NHD 貧液循環(huán)利用（圖 2）。

圖 2 NHD 工藝流程Fig.2 NHD process

1.3 脫碳工藝對比

活化 MDEA 法具有凈化度高、吸收壓力低；設(shè)備費用低、能耗低；適應(yīng)性強等特點，但需增MDEA再生塔。目前，吉林長嶺氣田采用該工藝取得了比較好的效果。NHD 工藝具有溶劑無毒、熱穩(wěn)定性好、無腐蝕、溶劑蒸汽壓低、無需再生設(shè)備等特點，但需增加循環(huán)壓縮機組、液力透平機等設(shè)備，投資較大。

結(jié)合實際生產(chǎn)，在溶劑循環(huán)量、電力消耗、水力消耗、天然氣消耗、設(shè)備費用、操作費用方面進行比較。通過比較發(fā)現(xiàn)：

（1）α—MDEA 工藝在溶劑循環(huán)量約為 NHD工藝的 25%，降低了溶劑再生能耗，消耗指標較低；

（2）NHD 工藝購置循環(huán)壓縮機組和液力透平設(shè)施，使設(shè)備費用增大，超出α—MDEA 工藝 1 300萬元；

（3）α—MDEA 工藝動態(tài)設(shè)備較少，操作費用為NHD工藝的一半。

綜上所述，無論設(shè)備費用還是操作費用，α—MDEA 法都比 NHD 法低。所以，喀北氣田脫碳工藝選擇α—MDEA脫碳工藝更為合適。

2 脫水工藝

天然氣中水容易生成水合物引起管線凍堵；喀北氣田屬于高 CO2氣田，水的存在更容易對設(shè)備造成腐蝕。所以，必須脫除天然氣中的水分。目前，常見的脫水工藝有低溫分離法、溶劑吸收法和固體吸附法等方法。固體吸附法受氣量限制，在此不與考慮。喀北氣田屬于高壓氣田有足夠壓力用于膨脹制冷，所以采用注乙二醇+JT 閥制冷的低溫分離方法；同時考慮到氣田后期壓力衰竭，選用三甘醇脫水工藝。三甘醇脫水工藝露點降一般為 30～40 ℃，所以脫碳裝置來氣溫度不應(yīng)太高。為達到規(guī)定的水露點要求，三甘醇脫水時應(yīng)前置節(jié)流降溫。

2.1 低溫分離法

脫碳裝置來氣（9.0～10 MPa，35～40 ℃）進脫水脫烴裝置。經(jīng)入口分離器分離后注入乙二醇，通過氣-氣換熱器預(yù)冷至-5～-2℃后進行節(jié)流膨脹。中壓低溫條件（6.0～6.3 MPa，-30～-20 ℃）進入低溫分離器，頂部干氣經(jīng)氣氣換熱器與來氣換熱至（25～30 ℃）后，計量外輸。低溫分離器底部烴水混合物減壓后入分離器進一步分離，分離乙二醇水溶液去乙二醇再生裝置，分離輕烴去污油回收裝置，閃蒸氣去燃料氣系統(tǒng)，工藝流程見圖3。

圖 3 注乙二醇+J—T 閥制冷脫水工藝流程Fig.3 glycol injection + J-T valve refrigeration dehydration process

2.2 溶劑吸收法[4-6]

脫碳裝置來氣（9.0～10 MPa，35～40 ℃）經(jīng)J-T 閥制冷（6.7 MPa， 30 ℃）后，從吸收塔底部進入，與從頂部進入的三甘醇貧液（濃度 98.0%、40 ℃）在塔內(nèi)逆流接觸，脫水后天然氣從吸收塔頂部離開，換熱后外輸。三甘醇富液從塔底排除，經(jīng)節(jié)流至常壓后進閃蒸罐，富液經(jīng)貧—富液換熱器升溫后進入再生塔。再生塔內(nèi)經(jīng)加熱脫除三甘醇富液中水分，再生貧液經(jīng)貧—富液換熱器冷去后，經(jīng)甘醇泵泵入吸收塔頂部循環(huán)使用，工藝流程圖如圖 4。

2.3 脫水工藝對比

注醇+J—T 閥制冷工藝充分利用原料氣自身壓力，同時起到脫水脫烴作用。該工藝還具有設(shè)備簡單、占地面積小等優(yōu)點，但制冷效率低、氣田開采后期須采增加增壓工藝或外冷工藝。三甘醇脫水工藝該法是甘醇類化合物應(yīng)用最為廣泛的脫水工藝。

該工藝利用脫水劑的良好吸水性能，脫除天然氣中的水分。該工藝具有穩(wěn)定性好、損失小、壓降小等優(yōu)點，但容易發(fā)泡、酸性條件下易腐蝕、不具備脫烴功能。上述兩種工藝在國內(nèi)外都有較多成功案例。

圖 4 三甘醇脫水工藝流程圖Fig.4 TEG dehydration process flow diagram

結(jié)合實際生產(chǎn)，在抑制劑/脫水劑循環(huán)量、電力消耗、天然氣消耗、設(shè)備費用、操作費用方面進行比較。通過比較發(fā)現(xiàn)：

（1）注乙二醇+J—T 制冷工藝設(shè)備較少，同時起到脫水脫烴作用，減少了后續(xù)脫烴工序；

（2）注乙二醇+J—T 制冷工藝吸收劑循環(huán)量約為預(yù)冷+三甘醇脫水工藝的一半，降低了消耗指標；

（3）預(yù)冷+三甘醇脫水工藝設(shè)備費用比注乙二醇+J—T 制冷工藝設(shè)備費用高 300 萬元，但操作費用每年低 400 萬元。

基于喀北氣田穩(wěn)產(chǎn) 13年考慮，從總體來看，乙二醇+J—T 制冷工藝工程費用低于溶劑吸收法脫水。綜上所述，喀北氣田脫水工藝選擇乙二醇+J—T制冷工藝更為合適。

3 結(jié) 論

無論 NHD 工藝和α—MDEA 脫碳工藝，還是注乙二醇+JT 閥制冷和預(yù)冷+三甘醇脫水都有自身的優(yōu)點和缺點。但考慮到喀北氣田自身特點，脫碳工藝選擇α—MDEA 脫碳工藝，脫水工藝選擇乙二醇+J—T 制冷工藝更為合適。

［1］李萬華. 天然氣地面工程技術(shù)與管理[M]. 北京：石油工業(yè)出版社, 2011.

［2］韓布興. 超臨界流體科學(xué)與技術(shù)[M]. 北京：中國石化出版社, 2011.

［3］劉春明. 高壓酸 性 天 然 氣 脫 C02工 藝 探 討[J]. 化 工 設(shè) 計, 2011(2): 12-15.

［4］諸林. 天然氣加工工程[M]. 北京：石油工業(yè)出版社, 1996.

［5］SY/T0602-2005, 甘醇型天然氣脫水裝置規(guī)范[S].

［6］SY/T0076-2008, 天然氣脫水設(shè)計規(guī)范[S].

Selection of Natural Gas Treating Processes for High CO2Gas Fields

GUAN Yong-feng，HUANG He，GE Lei
(Xinjiang Petroleum Investigation Design and Research Institute (Co., Ltd.) , Xinjiang Urumqi 830026, China）

The decarburization process and dehydration process in natural gas treating process in Kabei gas field were discussed. The results show that α-MDEA decarburization process and ethylene glycol injection & J-T refrigeration dehydration process are more suitable for Kabei gas field.

CO2; Natural gas process；Dehydration；Decarburization

TE 64

： A文獻標識碼： 1671-0460（2014）07-1243-02

2014-06-22

管永鋒(1979-)，男，2002 年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東），主要從事油氣集輸工作。郵箱：48951085@qq.com。