轻烃回收工程可行性及市场前景分析

丛延刚 曹旭原 杨 飞 金红红 王科钞 闫明龙

1. 中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司天然气部, 吉林 松原 138001; 2. 中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041

0 前言

轻烃又称为天然气凝液(NGL),在组成上覆盖C2～C6+,含有凝析油组分(C3～C5)。轻烃回收是指将天然气中比甲烷更重的组分以液态形式进行回收。其目的一方面是为了控制天然气的烃露点以达到商品气质量指标,避免气液两相流动;另一方面,回收的液烃有很高的经济价值,可直接用作燃料或进一步分离成乙烷、丙烷、丁烷或丙丁烷混合物(液化石油气，Liquefied Petroleum Gas,LPG)、轻油等,也可用作化工原料。随着能源日益紧缺,轻烃回收对如今倡导的低碳、节约理念具有很大意义[1-8]

鉴于轻烃回收的积极意义及LPG良好的经济前景,本文就青海地区某凝析气田天然气轻烃回收工程建设方案的气源、工艺方案、建设及运行风险和经济效益等进行分析,阐述轻烃回收工程的市场前景及可行性。

1 市场前景分析

本工程所涉及的下游炼油化工厂原油加工能力为120×104t/a,完全能够消化本工程生产的稳定轻烃。稳定轻烃的销售根据国际原油市场来回波动[12],国际油价高则市场较好,国际油价低迷则市场差,如果轻烃价格低于原油、凝析油价格,就混掺到原油、凝析油进行销售,不存在市场销售、运输、储存问题[13]。

从LPG的价格总体趋势来看,2005年基本保持在3 000～4 000元/t之间,2006年一路上涨到4 500元/t左右,2008年LPG价格达到5 000元/t,2013年12月LPG出厂价格达到了6 300～6 800元/t,并出现了供不应求的市场态势。2014年,虽然LPG价格整体呈下滑趋势,1月均价为6 892元/t,12月为3 878元/t,但自2015年1月以来LPG价格稳步上升,2015年2月均价为4 437元/t。

LPG作为燃料存在一定的销售风险:

1)天然气资源的冲击。随着天然气资源的不断发掘开采,国内天然气的供需紧张形势将在一定程度上得到缓解[14],天然气作为燃料较LPG使用起来更加方便快捷[15],伴随居民生活水平的不断提高,天然气作为清洁能源将会越来越广泛地被城镇居民所接受,势必对LPG的生产和销售带来一定的冲击[16]。

2)替代能源的出现。目前部分居民将LPG作为燃料使用的主要原因是LPG价格较天然气价格更低。近年来,沼气[17]、二甲醚等替代能源的出现,使LPG在价格上的优势逐渐被取代,为消费者提供了更多样化的选择，对LPG的生产和销售也形成了一定冲击。

但从2005-2015年LPG的价格总体走向及2022年需求趋势来看,LPG将是我国长期短缺的能源产品,市场前景良好。

2 轻烃回收可行性分析

2.1 气源分析

本工程原料气来源为英东油田伴生气,预测天然气地质储量95×108m3,天然气技术可采储量53.2×108m3,建设规模处理量为50×104m3/d,所以可以保证本工程装置生产运行。原料气参数见表1。

表1原料气参数

温度/℃夏季冬季压力/MPa组分含量xC1C2C3i-C4n-C4i-C5n-C5i-C6i-C7N2CO2气量/(m3·d-1)2010175.239.436.321.432.660.8910.9850.2870.0812.0640.62250×104

试采期间分析气田天然气组分可知,其重组分含量高,烃露点较高。天然气经井口一次分离后,随着温度和压力的变化,管道内仍有液态烃析出。天然气管道带烃作业,降低了管道的输送效率,同时给本工程区块的生产及下游用户带来了极大的安全隐患[18]。

2.2 工艺方案

由于原料气压力较低,为该工程设计了两套工艺方案。

方案1:原料气增压后采用丙烷制冷+膨胀机制冷。

本方案先将原料气预冷至约-70℃左右后,利用自身的压力能膨胀获得回收混烃所需的理想温位,混烃收率相对较高。但本次原料气压力较低,使用膨胀机制冷没有很好效果,需要对原料气增压后进行膨胀机制冷。且需要增设一套独立的丙烷预冷系统和原料气增压系统,投资及后期操作维护费用较高。

方案2:混合冷剂制冷。

本方案使用混合冷剂将原料气直接冷至-70℃。混合冷剂由多种组分组成,不同组分的沸点和物理化学性质均不同,调整冷剂配比可以更好地适应装置冷量需求和温度需求。

因为本方案直接使用混合冷剂进行制冷,对原料气压力要求较低,不需要对原料气进行增压,大大减少了投资和运行成本,具有能耗低、C3收率高、对工况变化的适应性强等特征。

全厂工艺流程为:各区块产出气先进入原料气接收单元,脱出天然气的游离水后进入原料气增压单元,增压后的天然气进入分子筛脱水单元。湿天然气经过分子筛脱水装置脱水后,天然气中的水含量<1×10-6,进入轻烃回收装置回收轻烃,回收生产出的LPG和稳定轻烃产品进入罐区进行储存并装车外销。脱烃后的干气部分作为场站燃料气,其它则进入外输气管网。工艺流程框图见图1，技术指标见表2。

图1 工艺流程框图

表2技术指标

建设规模处理量/(104 m3·d-1)商品天然气LPG产量/(104m3·d-1)压力/MPa水露点/℃烃露点/℃产量/(t·d-1)φC3+C4/ (%)xC5+/(%)饱和蒸汽压(37.8℃)/kPa回收率/(%)稳定轻烃产量/(t·d-1)5041.571.2<-10<-10111>95≤3<1 430>9583.5水、电、燃料气消耗量主要辅助材料消耗量水/(m3·d-1)电/kW燃料气/(m3·h-1)润滑油/(t·a-1)分子筛/(t·a-1)乙烯/(t·a-1)丙烷/(t·a-1)异戊烷/(t·a-1)全厂能耗指标/(MJ·10-4·m-3)“三废”排放废水/(m3·d-1)废渣/(t·a-1)CO2/(m3·d-1 )0.171 49026561016112216 5565205 880

2.3 建设、运行风险分析

本工程通过了环境影响评价和安全评价,施工时采用塑料编织布对料堆进行覆盖,实施半封闭隔离施工[20],压缩机和工业泵设置在封闭房间内[21],加强项目设备的管理,尽量减少火炬事故放空的几率[22],从源头上控制噪声。因此,该工程从建设、运行上是可行的。

2.4 经济效益分析

本工程在对天然气脱烃过程中,通过提高C3收率,生产LPG和稳定轻烃。年产LPG约3.88×104t,稳定轻烃约2.92×104t。当前稳定轻烃价格约为2 500元/t[23],LPG价格为2 900元/t,因此LPG和稳定轻烃销售年总额约1.817亿元人民币,而本工程总投资约1.596亿元,可见项目投资回报率较高,能显著提高该区块开发的经济效益,并为实现该区块滚动开发提供了强有力的保障。

3 结论

1)从2005至2015年LPG的价格总体走向及2022年需求预计趋势来看,2022年我国LPG市场将进入短缺期,本工程建成后,市场前景良好。

2)本工程原料气来源为英东油田伴生气,属于轻质油伴生气。英东油田原油饱和烃含量较高,胶质、沥青质含量较小,原油密度为0.85 t/m3,凝固点为10℃。属于轻质常规原油,析蜡点为16.5℃。根据原料气气质特点,经比选,采用混合冷剂制冷方案。

3)LPG和稳定轻烃销售年总额约1.817亿元人民币,投资回报率较高,具有建设可行性。