胡成勇 王亞彬 安杰 張寶 周鵬飛

（中國(guó)石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司北京分公司）

油氣田產(chǎn)出的天然氣中往往含有水分及 H2S、CO2等雜質(zhì)，這些物質(zhì)的存在容易導(dǎo)致天然氣在集輸過程中凍堵或腐蝕管道及設(shè)備，因此，需采取一定的防凍措施及凈化措施。通常，當(dāng)氣流溫度低于天然氣水露點(diǎn)溫度時(shí)易形成水合物，防止天然氣水合物形成的方法主要有加熱和注抑制劑兩種，相對(duì)于鹽類水合物抑制劑而言，醇類抑制劑使用較為廣泛，主要包括甲醇、乙二醇和二甘醇。常用水合物抑制劑的性質(zhì)見表1。

在各種抑制劑質(zhì)量濃度相同的條件下，甲醇使水合物生成溫度的降幅最大，抑制效果最好，乙二醇次之，二甘醇最小。甲醇的凝點(diǎn)遠(yuǎn)低于乙二醇和二甘醇，因而，甲醇適用的氣體溫度范圍更寬。此外，甲醇的蒸汽壓最高，注入管道和設(shè)備后容易汽化與濕氣充分混合，可以直接注入，操作方便。但是，由于甲醇易揮發(fā)且有毒，對(duì)操作人員的健康有一定影響，并且，常規(guī)甲醇回收工藝流程復(fù)雜、難度大、能耗高、甲醇消耗量大且污染環(huán)境，因此，制約了甲醇的應(yīng)用。新型甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝可簡(jiǎn)化甲醇回收流程、提高甲醇回收率、降低甲醇消耗量，可以有效改善甲醇回收利用難的狀況。

表1 常用水合物抑制劑的性質(zhì)

1 甲醇回收工藝對(duì)比

1.1 常規(guī)精餾法甲醇回收工藝

氣田各集氣站含甲醇污水由罐車?yán)\(yùn)至天然氣凈化廠甲醇回收裝置進(jìn)行集中回收處理。常規(guī)精餾法甲醇回收工藝流程見圖1。

工藝流程：低濃度甲醇污水經(jīng)過濾器濾除雜質(zhì)顆粒，然后，經(jīng)換熱器預(yù)熱后進(jìn)入甲醇精餾塔，甲醇汽化后進(jìn)塔頂冷凝器冷凝，冷凝后的高濃度甲醇溶液進(jìn)入回流罐，經(jīng)回流泵增壓后，一部分進(jìn)入甲醇儲(chǔ)罐，一部分進(jìn)入塔頂進(jìn)一步精餾提純，回收的甲醇純度大于90%。精餾塔底污水換熱后去水處理站。釜式重沸器采用蒸汽作為熱源，塔頂冷凝器采用冷卻水作為冷源。

圖1 常規(guī)精餾法甲醇回收工藝流程

1.2 新型甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝

甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝是利用甲醇沸點(diǎn)低，在醇水溶液中分壓高的特性，在經(jīng)過特殊設(shè)計(jì)的氣提器內(nèi)，利用極性絡(luò)合物的特性將甲醇與水分離，具有流程短、易于操作、甲醇消耗量低的特點(diǎn)，可實(shí)現(xiàn)天然氣處理過程中甲醇的在線回收。

IFPEXOL是法國(guó)石油研究院研發(fā)的氣體凈化工藝，包含脫水（IFPEX-1）和脫硫（IFPEX-2）2個(gè)部分。其中，IFPEX-1工藝基于低溫甲醇作為防凍劑，采用丙烷制冷工藝回收天然氣凝析油，采用氣態(tài)回收工藝回收甲醇。

IFPEX-1工藝流程：入口天然氣經(jīng)氣液分離后分為2股，一股作為氣提氣進(jìn)入吸收塔下端與來自上端三相低溫分離器的甲醇水溶液逆流接觸，由于甲醇揮發(fā)性高，溫度相對(duì)較高的天然氣與甲醇水溶液接觸過程中，可以將水溶液中的甲醇?xì)馓岢鰜?，?shí)現(xiàn)氣態(tài)甲醇回收；另一股與吸收塔頂部富含甲醇的氣流匯合，經(jīng)換熱器預(yù)冷并經(jīng)丙烷蒸發(fā)器進(jìn)一步制冷后，進(jìn)入三相低溫分離器，實(shí)現(xiàn)干天然氣、天然氣凝析油、甲醇水溶液的分離，甲醇水溶液經(jīng)循環(huán)泵打入吸收塔實(shí)現(xiàn)甲醇回收，天然氣凝析油回收儲(chǔ)存，干天然氣經(jīng)換熱器換熱后，作為商品氣外輸或者進(jìn)行進(jìn)一步處理。IFPEX-1工藝流程見圖2。

1.3 工藝對(duì)比

1.3.1 工藝流程方面

常規(guī)精餾法甲醇回收工藝流程長(zhǎng)、動(dòng)設(shè)備多，尤其是精餾塔為全塔，操作較為復(fù)雜，一般用于甲醇污水的集中處理；而甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝可實(shí)現(xiàn)甲醇在線回收，無需集中處理回收，簡(jiǎn)化了甲醇回收流程。

圖2 IFPEX-1工藝流程

1.3.2 投資能耗方面

甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝無需增設(shè)加熱裝置，能耗小、投資低。若入口天然氣溫度不高，可先經(jīng)換熱器與站內(nèi)壓縮機(jī)后高溫氣體進(jìn)行換熱后再進(jìn)吸收塔，以提高氣提氣溫度，有利于提高甲醇?xì)鈶B(tài)回收率，降低甲醇消耗量。

1.3.3 甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝其他特點(diǎn)

一是，天然氣尤其是煤層氣開采過程中，原料氣中一般含有煤粉、沙礫等雜質(zhì)，采用低溫分離法進(jìn)行天然氣脫水時(shí)，部分雜質(zhì)不可避免地會(huì)存在于液相天然氣凝析油中。采用甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝，所回收甲醇純度高、潔凈，所回收氣態(tài)甲醇的純度高達(dá)95%。

二是，甲醇?xì)鈶B(tài)回收后，剩余污水中的甲醇含量較低，可直接回收利用，另外，溶解在天然氣凝析油中的甲醇，可通過簡(jiǎn)單水洗進(jìn)行回收，不影響天然氣凝析油的處理加工。

2 甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝的應(yīng)用

近幾年，中國(guó)依據(jù)油氣田實(shí)際情況，在國(guó)外IPFEX-1脫水工藝的基礎(chǔ)上，對(duì)甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝進(jìn)行了改進(jìn)：一是，對(duì)進(jìn)入吸收塔的天然氣做加熱處理，采用高溫天然氣作為氣提氣與甲醇富液在吸收塔內(nèi)接觸，可大幅提高傳質(zhì)效率，降低氣提氣循環(huán)量；二是，把吸收塔和三相低溫分離器集成為合一裝置，縮減了工藝流程，降低了設(shè)備投資。

2.1 甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝在天然氣田的應(yīng)用

2007年投產(chǎn)的新疆克拉瑪依盆五氣田的低壓氣處理成套裝置，首次實(shí)現(xiàn)了IFPEX-1工藝國(guó)產(chǎn)化，裝置分離出的水清澈透明，水中甲醇含量＜1%，甲醇?xì)鈶B(tài)回收率達(dá)98%。盆五氣田低壓氣處理工藝主要運(yùn)行參數(shù)見表2，工藝流程見圖3。

表2 盆五氣田低壓氣處理工藝主要運(yùn)行參數(shù)

圖3 盆五氣田低壓氣處理工藝流程

工藝流程：入口天然氣經(jīng)立式三相分離器進(jìn)行初步氣液分離后，一股去預(yù)冷換熱器與富余冷氣換熱后去氣氣換熱器進(jìn)一步換熱降溫，然后，進(jìn)入三相低溫分離器進(jìn)行氣液分離，氣液分離后的干天然氣返回氣氣換熱器加熱升溫，并經(jīng)流量計(jì)計(jì)量后外輸，天然氣凝析油外輸，甲醇水溶液經(jīng)富液泵打入立式三相分離器中氣提塔上部進(jìn)行回收；另一股天然氣經(jīng)預(yù)熱換熱器加熱，該高溫天然氣作為氣提氣，從立式三相分離器中氣提塔下部進(jìn)入，與上部甲醇富液逆向接觸，甲醇被高溫天然氣帶走匯入主流程，實(shí)現(xiàn)甲醇?xì)鈶B(tài)回收。

2.2 甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝在煤層氣田的應(yīng)用

煤層氣是一種以甲烷為主要成分的可燃?xì)怏w，在中國(guó)有著豐富的儲(chǔ)藏資源。隨著中國(guó)煤層氣事業(yè)的發(fā)展，甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝得到了進(jìn)一步的推廣和應(yīng)用。

短距離管輸煤層氣的露點(diǎn)控制深度要求較低，只需滿足外輸條件下沒有水合物產(chǎn)生即可。分子篩等深度脫水方法，雖然露點(diǎn)降較大，但是，流程較為復(fù)雜，現(xiàn)場(chǎng)操作工作量大，設(shè)備投資較高；低溫法脫水適用范圍較廣，可以根據(jù)制冷溫度的高低達(dá)到不同的露點(diǎn)控制深度，同時(shí)，可以實(shí)現(xiàn)天然氣輕烴回收。因此，針對(duì)煤層氣特點(diǎn)，一般采用低溫分離法脫水。甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝，由于其具有諸多優(yōu)點(diǎn)，在煤層氣處理工藝中得到廣泛應(yīng)用。

2.2.1 新型露點(diǎn)控制裝置的特點(diǎn)

在分析了煤層氣露點(diǎn)控制深度要求的基礎(chǔ)上，開發(fā)了基于甲醇?xì)鈶B(tài)回收的新型露點(diǎn)控制裝置，高度集成了繞管換熱器、空冷器、脫水分離器及氣提塔合一裝置、外制冷系統(tǒng)等高效設(shè)備，實(shí)現(xiàn)了基于甲醇?xì)鈶B(tài)回收的煤層氣露點(diǎn)控制技術(shù)的橇裝化和模塊化。

該基于甲醇在線氣態(tài)回收的露點(diǎn)一體化集成系統(tǒng)技術(shù)集成度高，設(shè)備整體出廠，大大縮短了建站時(shí)間。另外，該裝置采用全自動(dòng)控制，可實(shí)現(xiàn)無人值守，大大降低了一線操作人員的勞動(dòng)強(qiáng)度，提高了現(xiàn)場(chǎng)管理水平。與國(guó)內(nèi)同類處理裝置相比，投資降低約 50%，能耗降低約 70%，占地面積減少約80%；與國(guó)外進(jìn)口裝置相比，投資降低約 60%，相同占地面積下，降低能耗約30%。

新型露點(diǎn)控制裝置特點(diǎn)：一是，具有入口煤層氣預(yù)冷功能，降低空冷器負(fù)荷，減少設(shè)備投資；二是，分離器入口采用管道聚結(jié)技術(shù)，提高分離器效率，降低分離器尺寸；三是，利用空氣冷量對(duì)高溫煤層氣進(jìn)行冷凝，安全環(huán)保、能耗小、運(yùn)行成本低；四是，利用極限換熱技術(shù)的復(fù)熱功能，為外輸煤層氣提供熱能，實(shí)現(xiàn)煤層氣的短距離輸送；五是，利用甲醇防凍和解凍性能，保證裝置在冬季的平穩(wěn)運(yùn)行。

2.2.2 新型露點(diǎn)控制裝置的應(yīng)用

該基于甲醇在線氣態(tài)回收的露點(diǎn)一體化集成系統(tǒng)，適用于低壓、低產(chǎn)、低含水的煤層氣集氣站，對(duì)于低產(chǎn)、偏遠(yuǎn)、復(fù)雜地形情況下的煤層氣開發(fā)意義重大。目前，基于甲醇?xì)鈶B(tài)回收的露點(diǎn)控制技術(shù)已經(jīng)在煤層氣田得到了較為廣泛的應(yīng)用，山西煤層氣保2集氣站、保3集氣站及中澳煤層氣三交北集氣站等站場(chǎng)，共有5套裝置采用了該技術(shù)。其工藝流程見圖4。

圖4 新型露點(diǎn)控制系統(tǒng)工藝流程

工藝流程：溫度 65～85℃、壓力 1.2MPa的壓縮機(jī)出口來煤層氣，首先進(jìn)入露點(diǎn)控制橇的一級(jí)空冷器預(yù)冷至40℃，再經(jīng)繞管換熱器預(yù)冷至5℃，然后，通過霧化器注入甲醇，匯入脫水分離器中氣提裝置的出口甲醇?xì)怏w后，溫度升至15℃，當(dāng)環(huán)境溫度低于15℃時(shí)，進(jìn)入二級(jí)空冷器將氣體冷卻至0℃，當(dāng)環(huán)境溫度高于15℃時(shí)，二級(jí)空冷器停用；之后氣體進(jìn)入外制冷系統(tǒng)，保持外制冷系統(tǒng)煤層氣出口溫度維持在-5℃；然后，再進(jìn)入脫水分離器，分離出甲醇水溶液，脫水分離后的氣體與裝置入口煤層氣換熱后達(dá)到30℃外輸出橇。脫水分離器分離出的甲醇水溶液經(jīng)過管道循環(huán)泵打回脫水分離器氣提裝置的上部入口，在向下流動(dòng)過程中，與從氣提裝置下部進(jìn)入的一部分高溫煤層氣完成氣提甲醇過程，甲醇被高溫煤層氣帶走，在二級(jí)空冷器之前匯入主流程，實(shí)現(xiàn)甲醇在裝置內(nèi)的循環(huán)利用，可大大減少通過霧化器的注醇量。

2011年 12月，基于甲醇在線氣態(tài)回收的露點(diǎn)控制一體化集成系統(tǒng)在中國(guó)石油煤層氣保德保2集氣站正式投產(chǎn)應(yīng)用。投產(chǎn)以來，該裝置運(yùn)行平穩(wěn)，脫水效果良好，滿足設(shè)計(jì)要求。根據(jù)設(shè)計(jì)參數(shù)，對(duì)甲醇?xì)馓嵫h(huán)開啟、關(guān)閉時(shí)的系統(tǒng)甲醇消耗量進(jìn)行了對(duì)比，具體數(shù)據(jù)見表3。

表3 氣提循環(huán)開啟、關(guān)閉時(shí)甲醇注入情況?

由表3可以看出，氣提循環(huán)開啟時(shí)的甲醇注入量遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于氣提循環(huán)關(guān)閉時(shí)的注入量，說明氣提效果明顯，大大降低了甲醇的消耗量。

3 結(jié)語

甲醇是優(yōu)質(zhì)的水合物抑制劑，傳統(tǒng)的甲醇回收工藝流程復(fù)雜、能耗高，制約了其應(yīng)用。新型甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝具有流程簡(jiǎn)單、能耗低的優(yōu)點(diǎn)，與傳統(tǒng)的甲醇再生工藝相比，具有較強(qiáng)的技術(shù)優(yōu)勢(shì)。

近年來，通過國(guó)產(chǎn)化推廣應(yīng)用，已經(jīng)形成了適用于國(guó)內(nèi)天然氣田、煤層氣田的脫水脫烴技術(shù)及配套的甲醇?xì)鈶B(tài)回收工藝，對(duì)提高中國(guó)天然氣和煤層氣集輸處理的水平具有重要意義。

[1] 謝廣祿，劉光宇.IFP甲醇脫水工藝與分子篩脫水工藝的比較[J].天然氣技術(shù)，2007(3)： 56-59.

[2] 王亞彬.基于甲醇?xì)鈶B(tài)回收的煤層氣低成本露點(diǎn)控制方案[C].北京： CPE 論文集，2012.

[3] 孫曉春，趙玉林.大牛地氣田水合物抑制劑的選擇[J].油氣田地面工程，2006(4)： 16-17.