海上天然气液化工艺流程优选

朱建鲁 李玉星 王武昌 刘永浩 谢彬 喻西崇

1.中国石油大学（华东） 2.中海石油气电集团有限责任公司 3.中海石油研究总院

海上天然气液化工艺流程优选

朱建鲁1李玉星1王武昌1刘永浩2谢彬3喻西崇3

1.中国石油大学（华东） 2.中海石油气电集团有限责任公司 3.中海石油研究总院

LNG—FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit，又称FLNG）是集海上液化天然气的生产、储存、装卸和外运为一体的新型浮式生产储卸装置。作为LNG—FPSO的核心技术，海上天然气液化工艺将对该装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性产生很大的影响，而现有的3种基本类型的天然气液化工艺（氮膨胀、混合冷剂和级联式制冷液化工艺）都不能完全符合海上天然气液化工艺的设计标准。为此，根据海上作业的特殊工况，组合模拟了6种适用于海上天然气液化的工艺流程，并从制冷剂流量、功耗、关键设备数量、天然气流量敏感性、天然气组成敏感性、易燃制冷剂储存和海上适应性等方面对各流程进行了比较，根据计算结果及对各流程的定性分析，优选出带预冷的氮膨胀液化工艺［即丙烷预冷双氮膨胀流程、混合制冷剂—氮气膨胀（并联）流程和混合制冷剂—氮气膨胀（串联）流程］为LNG—FPSO装置的首选工艺，且发现随着预冷深度的增加，该工艺的海上适应性减弱，功耗降低，处理能力增强。

海上天然气液化 LNG—FPSO 液化工艺 预冷 流程模拟 海上适应性 评价 优选

1 海上天然气液化工艺简介

LNG—FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit，又称FLNG）是集海上液化天然气的生产、储存、装卸和外运为一体的新型浮式生产储卸装置，应用于海上气田的开采具有投资成本低、建造周期短、开发风险小、便于迁移和安全性高等特点［1－2］。然而由于技术和经济的限制，LNG—FPSO还没有像Oil－FPSO（Oil Floating Production Storage and Offloading Unit）那样得到广泛应用。2009年Songhurst在亚洲商业化FLNG会议上总结了全球15个FLNG项目（表1）［3］，其中多数尚处于概念设计阶段。2011年，Shell公司确定投资建造世界上首个LNG—FPSO——Prelude FLNG，并将在澳大利亚的Prelude气田投入使用。

作为LNG—FPSO的核心技术，天然气液化工艺对装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性影响巨大，在满足生产需求、市场需求以及控制成本的前提下，应用于LNG—FPSO的天然气液化技术及相关设备的选择对于减小投资风险、增强方案的可行性至关重要［4］。目前陆上的天然气液化技术已经比较成熟，而海上作业的特殊性（台风、波浪、作业空间等的影响）使得海上天然气液化工艺的设计标准不同于陆上［5］，海上天然气液化工艺系统的安全性、简洁性、紧凑性、占地面积、模块化设计、对不同气田的适应性和对海上环境的适应性等显得更为重要［6］。

根据表1，国际上FLNG采用的主要是3种基本类型的天然气液化工艺：氮膨胀、混合冷剂和级联式制冷工艺［7－8］。但其中任何一种天然气液化工艺都不能完全符合上述海上天然气液化工艺的设计标准。氮膨胀制冷工艺中氮气始终处于气相，几乎不受船体运动的影响，其流程与使用易燃制冷剂技术的流程相比更加安全，但氮膨胀制冷工艺流程的制冷剂循环量大、制冷效率低，限制了其在大型LNG工厂中的使用［9］；混合冷剂制冷工艺具有较高的制冷效率，但其烃类制冷剂的储存降低了系统的安全性，且船体的晃动会显著影响制冷剂的相平衡分离过程；级联式制冷工艺的制冷效率最高、处理量最大，但与混合冷剂工艺类似，其安全性和海上适应性较差，对于作业空间比较紧缺的FLNG船，级联式制冷工艺的应用比较困难，同时由于其流程复杂、开车困难，并不适用于需要频繁停产和启动的海上环境［10］。

表1 2009年国外FLNG项目统计表

因此，3种基本类型的天然气液化工艺均不适用于海上天然气液化作业，需要结合各天然气液化工艺的特点对流程进行调整、组合，在此基础上进行模拟、优化，最后根据模拟结果进行流程的优选。

2 海上天然气液化流程模拟

基于以上讨论，笔者选取了代表混合冷剂和氮膨胀制冷工艺的6种天然气液化流程进行模拟［11］：双氮膨胀液化流程、丙烷预冷双氮膨胀液化流程、混合冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程、混合冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程、单混合制冷剂液化流程、丙烷预冷混合冷剂液化流程。模拟基础条件为：

1）预处理后天然气的组成（以摩尔分数计）为：含甲烷91.2%、含乙烷5.8%、含丙烷1.6%、含丁烷1.3%、含氮气0.1%。天然气的压力为5 000 k Pa，温度为35.0℃，流量为330 t／h，双列液化流程设计。

2）水冷却器压降为10 kPa，出口温度为35.0℃。

3）LNG的储存压力为120 k Pa，BOG比率为4%～8%。

4）状态方程为Peng—Robinson方程。

5）压缩机的等熵效率为0.7，增压透平膨胀机的等熵效率为0.8。

6）忽略系统热损失。

2.1 双氮膨胀液化流程

为了提高传统氮膨胀制冷工艺的效率，在单级氮膨胀流程的基础上，增加1台膨胀机（图1），经压缩、冷却后的高压氮气分为两股：一股直接进入高温膨胀机膨胀至－120℃；另一股进一步冷却至－85℃后进入低温膨胀机膨胀至－156℃。膨胀后的两股低压氮气返流分别冷却高压氮气制冷剂和天然气，复热后依次经过膨胀机增压器和氮气压缩机压缩至8 MPa，其中，天然气利用液化过程中的冷量实现重烃分离，预处理后的天然气在冷箱中冷却至－30℃后进行一级分离，分离出的液相作为精馏塔中部进料，气相进入换热器冷却至－65℃后进行二级分离，分离出的液相作为精馏塔顶部进料，气相与精馏塔顶产品混合后进入冷箱被冷凝液化，精馏塔底部产品含有较多的C5＋组分，为节省甲板空间，将其输送到陆上进行深加工处理才能得到合格的产品。

2.2 丙烷预冷双氮膨胀液化流程

为了进一步提高双氮膨胀液化工艺的效率，在其基础上增加丙烷预冷循环（图2），丙烷由0.1 MPa经丙烷压缩机两级压缩至1.6 MPa，然后经水冷器带走一部分热量使丙烷全部液化，再经过节流阀降压至0.12 MPa，温度降至－35℃，此时丙烷为气液两相，进入换热器预冷天然气和高压氮气制冷剂。该流程其他参数与双氮膨胀液化流程类似。

图1 双氮膨胀液化流程图

图2 丙烷预冷双氮膨胀液化流程图

2.3 混合冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程

考虑到丙烷预冷双氮膨胀液化流程中丙烷预冷深度有限（－35℃左右），以混合制冷剂代替丙烷预冷高压氮气及天然气（图3），减轻了氮气制冷循环的负荷。如图3所示，混合冷剂由0.4 MPa经混合制冷剂压缩机压缩至4 MPa，进入换热器冷却至－65℃，再经节流阀节流至0.5 MPa，温度降至－75℃，进入换热器冷却高压氮气和天然气至－70℃。在氮膨胀制冷循环中，被冷却后的高压氮气进入膨胀机降压至0.1 MPa，温度降至－155℃，然后返流冷却天然气，并使天然气液化、过冷，复温后的低压氮气经膨胀机增压器和氮气压缩机增压至8 MPa。

图3 混合冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程图

2.4 混合冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程

该流程分为两段（图4）：前一段为混合制冷剂制冷循环，该部分将天然气预冷至－85℃左右，并将天然气全部液化；第二段为氮气膨胀制冷循环，吸收使液态天然气过冷的显热，并将液态天然气冷却至－150℃左右。重烃分离单元中，预处理后的天然气进入换热器被冷却到－40℃，进入接触塔，接触塔顶气相返回冷箱被液化、过冷，塔底的液相经节流、换热后进入脱乙烷塔，脱乙烷塔顶气相作为燃料使用，塔底液体进入脱丁烷塔，脱丁烷塔顶物流为LPG产品，塔底物流为凝析油产品。其中，混合冷剂由脱丁烷塔中间产品、脱乙烷塔顶回流产品以及脱丁烷塔顶蒸气3股物流按比例调配而成。

图4 混合冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程图

2.5 单混合冷剂液化流程

该流程是Black＆Veatch公司的PRICO［12］流程（图5），被认为是现今使用中最简单、最基本的天然气液化流程，该工艺设计采用了一个简单闭式制冷循环，混合制冷剂经压缩、部分冷凝、冷却、节流后，与天然气换热并提供冷量。混合冷剂（MR）由0.3 MPa经一级压缩机压缩至0.9 MPa后，依次进入冷却器、级间分离器，从级间分离器中出来的气相冷剂经二级压缩机压缩至3 MPa，液相冷剂经泵压缩至相同的压力后与气相冷剂混合，返回换热器冷却至－50℃左右，再经节流阀降压至0.3 MPa，温度降至－150℃左右，气液两相低压冷剂由冷箱底部进入冷箱，向上流动，吸收天然气和高压冷剂的热量。

图5 单混合制冷剂液化流程图

2.6 丙烷预冷混合冷剂液化流程

该流程结合了级联式液化流程与混合冷剂液化流程的优点，分为4个阶段对天然气进行冷却、降温（图6）：第1阶段为丙烷预冷，温度区间为35～－30℃；第2阶段为混合冷剂一级节流，温度区间为－30～－65℃；第3阶段为混合冷剂二级节流，温度区间为－65～－100℃；第4阶段为混合冷剂三级节流，温度区间为－100～－150℃。液化后的高压天然气进入节流阀节流至120 k Pa，温度降至－160℃，进入储罐储存，其中约7%的液体气化。

图6 丙烷预冷混合冷剂液化流程图

3 模拟结果分析

6种天然气液化流程关键参数的比较见表2，流程比功耗对天然气组成敏感性的比较见图7。流程的复杂性主要体现在关键设备的数量多少；流程的处理能力主要体现在制冷剂的流量大小，制冷剂流量大，增加了设备选型的难度，限制了其天然气处理量［13－14］；海上适应性主要体现在流程抗晃荡的能力，分离设备越少、冷箱中两相流换热区越小，抗晃动能力越强。可见，从无预冷的双氮膨胀流程、丙烷预冷的双氮膨胀流程、混合冷剂—氮膨胀（并联）流程、混合冷剂—氮膨胀（串联）流程到无预冷的混合冷剂流程，再到丙烷预冷的混合冷剂流程，氮膨胀循环的预冷深度逐渐增加，负荷逐渐减小并逐步转变为以混合冷剂制冷为主的液化流程，制冷剂的流量逐渐减小，功耗逐渐降低。

表2 6种天然气液化流程参数比较表

图7 6种液化流程比功耗对天然气组成敏感性的比较图

双氮膨胀液化流程具有传统氮膨胀液化工艺设备紧凑、安全、抗晃荡能力强、易于启停等特点，对进气组分和进气流量的变化不敏感，虽然增加了1台膨胀机，但功耗仍较大，氮气循环流量过大，增加了设备选型的困难。

丙烷预冷双氮膨胀液化流程中，由于丙烷为纯组分，海上晃荡对其制冷过程影响不大，因此也具有比较高的海上适应性，且由于引进了丙烷预冷，降低了氮循环的制冷量，提高了整体流程的效率，但是正是丙烷的引入，存在丙烷储存的问题，因此其安全性相对于双氮膨胀有所下降。

混合制冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程中，混合冷剂预冷深度可达－65℃，进一步减少了氮气的循环量和功耗，有利于设备选型，但与丙烷预冷类似，混合冷剂的储存降低了流程的安全性，且海上晃动的环境对混合制冷剂工艺影响较大，降低了其海上适应性。

混合制冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程是以混合冷剂液化工艺为基础，天然气在混合冷剂冷却下全部液化，由于制冷剂冷却温度有限，增加了氮循环深冷部分，该工艺对混合制冷剂组成的要求不高，且混合制冷剂可在生产过程中自制，减小了船上制冷剂的存储空间，因此在海上适应性方面相对于传统的混合制冷剂有所提高。该流程在海上应用的不足与混合制冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程类似。

单混合制冷剂液化流程与丙烷预冷混合冷剂液化流程较上述4种液化流程功耗小、制冷剂流量低、处理量大，没有膨胀机，减少了设备投资及运行费用，但由于制冷剂需要精确的配比，比其他液化流程需要较长的时间启动和稳定，易燃制冷剂储存量较大，液化工艺对混合冷剂组分变化敏感性强，晃动对冷箱中两相流换热影响较大，使得混合制冷剂液化在海上的适应性大大降低（尤其在海况比较恶劣的海域）。

根据模拟计算的结果及对各液化流程的定性分析，在上述6种工艺中带预冷的氮膨胀液化工艺各方面性能较优，即丙烷预冷双氮膨胀流程、混合制冷剂—氮气膨胀（并联）流程和混合制冷剂—氮气膨胀（串联）流程，为LNG—FPSO装置的首选天然气液化工艺，且随着预冷深度的增加，其海上适应性减弱，功耗降低，处理能力增强，因此还需要根据具体气田及海域做详细的方案设计来确定具体液化流程。

4 结束语

经研究，现有的3种陆上基本类型天然气液化工艺均不能完全满足海上天然气液化工艺的设计标准，根据调研结果和天然气液化流程的调整、组合，选取了6种天然气液化流程进行模拟优化和比选，最终推荐带预冷的氮膨胀液化流程为LNG—FPSO装置的首选天然气液化流程，即丙烷预冷双氮膨胀液化流程、混合制冷剂—氮气膨胀（并联）液化流程和混合制冷剂—氮气膨胀（串联）液化流程，且发现随着预冷深度的增加，上述天然气液化流程的海上适应性减弱，功耗降低，处理能力增强。

由于带预冷的氮膨胀液化流程处理能力有限，在处理量大且海况平稳的海域（如西非海域）可以考虑使用混合冷剂液化流程甚至级联式液化流程，在处理量小且海况恶劣的海域（如中国南海海域）可以考虑使用氮膨胀液化流程，而且这3种带预冷的天然气液化流程的海上适应性、功耗及处理能力都有所差异，因此，还需要根据具体气田及海域情况作出详细的方案设计来确定具体的天然气液化流程，且液化设备的购置费与运行费只是总体项目费用的一部分，还需要从全局出发，根据总体项目的布置进行技术经济分析和方案的比选。

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Optimal selection of natural gas liquefaction process for an LNG－FPSO unit

Zhu Jianlu1，Li Yuxing1，Wang Wuchang1，Liu Yonghao2，Xie Bin3，Yu Xichong3
（1.China University of Petroleum－East China，Qingdao，Shandong 2665552，China；2.CNOOC Gas ＆Power Group，Beijing 100027，China；3.CNOOC Research Center，Beijing 100027，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 3，pp.98－104，3／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

An LNG－FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading）facility is based on a ship－like vessel that will be able to produce，store and offload LNG in a marine environment.The selection of the liquefaction technology and corresponding equipment to be employed in an LNG FPSO unit is critical to reducing risks and increasing project viability，meanwhile meeting production and market targets and controlling costs.However，the presently used liquefaction technologies include nitrogen expander loop，mixed refrigerant，or multistage refrigeration can not completely meet the design criteria for offshore LNG process.In view of this，a simulation study is conducted of 6 kinds of differently combined processes and a comparison study was made in terms of flow rate of refrigerant，power consumption，number of key equipment，gas flow sensitivity，gas component sensitivity，storage of flammable refrigerant，offshore adaptability，etc.Thus，based on the calculation results and qualitative analysis，the liquefaction process with pre－cooling nitrogen expander loop is an optimal option for an LNG FPSO facility，that is，two－stage nitrogen expander plus propane pre－cooling or paralleled／series connection of mixed refrigerant and nitrogen expander，in which the deeper the degree of pre－cooling is，the poorer its offshore adaptability becomes，but the lower the power consumption and the higher its dealing ability will be.

offshore natural gas liquefaction，LNG－FPSO，liquefaction process，pre－cooling，process simulation，offshore adaptability，evaluation，optimal selection

国家科技重大专项“大型FLNG／FLPG、FDPSO关键技术”（编号：2011ZX05026－006－07）。

朱建鲁，1985年生，博士研究生；主要从事天然气液化工艺的研究工作。地址：（266555）山东省青岛市经济技术开发区长江西路66号中国石油大学（华东）储运工程系。电话：13468280804。E－mail：aaabccc＠163.com

朱建鲁等.海上天然气液化工艺流程优选.天然气工业，2012，32（3）：98－104.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.03.022

（修改回稿日期 2012－01－20 编辑 何 明）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.03.022

Zhu Jianlu，born in 1985，is studying for a Ph.D degree and is mainly engaged in research of natural gas liquefaction technologies.

Add：No.66，West Changjiang Rd.，Eco－Tech Development Zone，Qingdao，Shandong 266555，P.R.China

Mobile：＋86－13468280804 E－mail：aaabccc＠163.com