边远井口天然气液化装置的技术风险与可靠性设计

梁威　沈斌　赵姗姗　岳庆　刘晓梅

摘 要：本文分对某液化天然气装置生产过程中遇到的问题进行了总结，提出了针对井口天然气特有的工艺设计要点及设备配置情况，为井口撬装化LNG装置设计提出关键性要求，保证装置的连续稳定生产。

关键词：边远气井；液化天然气；技术风险

1 前言

在陕北地区的长庆、延长、以及新疆地区等油气田公司的一批边远分散井也因为产量低、管道输送经济性差等原因，完井后一直未能投入开发生产，造成了前期勘探、钻井资金的巨大浪费。据初步估计，在陕北地区这样的边远分散井大约有1000口左右，而其中30%的单井产气量大约在1～5万方/天，如果能有效的将这些气井通过制取CNG、LNG的方式加以转化利用，则每年可增加国内天然气产量15～50亿立方米。随着国内外能源紧张问题逐步加剧，这部分能源有效回收利用也逐渐得到重视。

本文针对某井口LNG装置生产过程中遇到的问题，尝试探索出一条适用于边远分散井制取LNG产品的有效工艺路线，指导国内边远气井的开发利用。

2 某井口天然气制LNG流程及问题

2.1 某井口天然气组成

2.2 井口气制LNG工艺流程

来自井口的高压原料气（～20MPa（G））经加热节流后（～5.5MPa（G）），经三相分离器进行固体杂质和游离水的分离，一部分（～25%总气量）经降压后去发电系统，其余则经换热后进入吸收塔底部，与由塔顶自上而下流动的MDEA贫液逆流接触，吸收其中的CO2。离开吸收塔顶部的是含饱和水的湿净化气（CO2≤50ppm）。

脱水工艺采用等压再生脱水技术。净化气来自MDEA脱酸单元，经净化气过滤分离器除去液滴后，经调节阀分为两路。其中主路（～85%总量）经干燥塔脱水至<1ppmV后送至下游工序。

干燥后的天然气进入脱汞塔，在专用脱汞剂的作用下，使出塔气体中汞降至<0.01μg/m3，净化天然气送至冷箱进行深冷液化。

冷箱内的换热器为铝质钎焊板翅式换热器，位于冷箱内部，脱酸脱水脱汞的净化气从顶部进入进入冷箱的主换热器内，冷却直至液化，再经调节阀（J-T阀1）节流降压后得到～-155℃的LNG产品，经槽车外运。

2.3 现场运行存在的问题

①MDEA脱碳单元调试过程中，当原料气的负荷从50%～85%时，胺液循环泵必须同时开才能满足产品气的净化要求，初步判断MDEA脱碳系统设计处理量偏小；②等压脱水单元按照设计工况的时序表进行操作时，发现吸附塔的吸附时间缓慢缩短，且吸附末期时吸附塔的压降明显增大，初步判断为吸附剂再生不完全造成；③冷箱正式进原料气后，主换热器的原料气通道压力降快速增大，在整个调试期间冷箱深冷段出现了2次严重冻堵发生；④现场靠近预处理的主工艺装置撬附近，有明显的臭鸡蛋气味，尾气中H2S排放量可能超标；⑤MR循环系统，因没有设置流量监测和组分分析仪，导致系统一直无法准确把握系统中冷剂配比情况，装置能耗较大。

3 井口天然氣液化装置可靠性设计

针对本套井口气制LNG装置的问题，以及边远气井的原料气状态、组分等不稳定性，并结合边远气井的规模、可用占地以及施工条件等因素，可靠的设计方案应具备如下特点：

①模块化的干法脱硫单元。保证装置可根据原料含H2S气体的含量（≥20ppmV），选择性的配置脱硫单元，同时因干法脱硫单元所需设备数量少，较容易成撬及更换，是较理想的边远井口脱硫方式，保证脱硫后原料气含H2S<10ppmV；②宽调节范围的脱酸单元设计。井口气生产受地质环境影响，常出现CO2含量波动情况，为确保装置能适应气井不同时期及装置在不同气井的循环使用，因此常将原料气中的CO2按照一个较大的含量进行设计（5%～8%），并在脱酸系统辅机的选型中，对关键耗能设备配置变频调节，保证装置在宽的调节范围内保持高效；③变压吸附法深度脱重烃设计。对于一般的气井可将脱水和脱重烃装置耦合在同一套变压吸附装置中，确保进冷箱的净化气中H2O<1ppmV、C5+<10ppmV；对于油田伴生气组分中C5+超过1500ppm时，建议单独配置变压吸附塔，以便根据实际生产情况调整吸附周期；④采用带预冷的MRC混合制冷工艺与高效螺杆压缩机。带预冷的流程将单混合冷剂流程能耗更低，且采取高效油分控制进冷箱主换热器的MR组分<5ppm，保证MR组分在冷箱中安全稳定长期运转；⑤装置全撬装化供货和安装。撬装设计可以降低现场的工作量，降低施工成本，有利于装置搬迁。可根据不同地区的需求组装成不同液化能力的液化装置，具有较大的市场灵活性。

4 结论

①边远井口气因其气源特殊性，必须重视装置的独特性，切不可贸然拷贝大型LNG调峰液化装置工艺流程；②井口气制LNG工艺方案是可行的，在具体项目实施时，务必将影响装置可靠性的各项因素采取措施预防；③全撬装化的LNG液化装置是适合边远气井的高效开发的，此项技术值得大力推广。