锦州20-2终端轻烃回收制冷工艺方案比选研究
Outline:
徐敏航
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汪大林
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张子波
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胡文杰
收稿日期：2012-06-04
基金项目：中海石油(中国)有限公司资助项目“中海油锦州20-2天然气分离厂搬迁方案研究”(2011ODP-003)
作者简介：徐敏航(1983-), 男，吉林省吉林市人，2009年毕业于中国石油大学(北京)化学工程与技术学院石油与天然气加工专业，硕士学历(工学硕士)，中级工程师，现任职于中海油研究总院，从事石油、天然气处理与加工研究设计工作。地址：(100027)北京市东城区东直门外小街6号海油大厦416室。电话：010-84526426。E-mail：
xumh@cnooc.com.cn.
摘要：轻烃回收制冷方案对天然气处理厂的经济效益起着关键作用，以中海油拟在葫芦岛北港工业区新建一座天然气处理厂为例，通过Hysys、Pipeflow软件模拟，同时考虑到上游海上平台压缩机的能耗，结合上、下游对两种制冷方案——“膨胀机+DHX制冷工艺”和“膨胀机+丙烷辅冷+DHX制冷工艺”进行对比研究，确定了“膨胀机+DHX制冷工艺”和进站压力为3.2 MPa的工艺制冷方案。
Refrigeration scheme comparison of NGL recovery process in Jinzhou 20-2 gas processing plant
Outline:
Xu Minhang
,
Wang Dalin
,
Zhang Zibo
,
Hu Wenjie
CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China
Abstract: The refrigeration scheme of NGL recovery process plays a significant role on the economic benefit of gas processing plant. Take a proposed gas processing plant in Beigang industrial area, Huludao city of CNOOC as an example, by Hysys and Pipeflow simulation of the NGLprocess, meanwhile, considering the energy consumption of compressor in offshore platform upstream, two cooling modes "expander + DHX process" and "expander + propane refrigeration + DHX process" is studied. The later cooling mode is recommended and 3.2MPa is an available inlet pressure.
锦州20-2天然气分离厂是中海油第一个陆地天然气处理终端，于1992年建成投产，是锦州20-2及其周边油气田群开发的下游工程，距离海上锦州20-2油田约50 km，随着辽宁省沿海经济带开放开发战略即将上升为国家战略，为配合地方政府统一规划和经济建设需要，拟在葫芦岛市北港工业区新建一座天然气处理终端。
新建天然气处理终端主要流程框图详见图 1。
1 新建终端基础数据
新建天然气处理终端的天然气处理量为4×108 m3/a。
1.1 新建终端天然气边界条件
天然气夏季进站温度18.5 ℃，冬季进站温度1.4 ℃。天然气出站压力1.0 MPa(根据交接点压力要求和终端至交接点距离，利用Pipeflow软件计算而得)，天然气进站压力需根据上游平台提供压力及终端轻烃回收工艺综合考虑，需要重点研究比选。
1.2 原料气组成
天然气轻烃回收装置原料气主要来自进站预分离单元分出的天然气和凝析油稳定装置来气，其组成详见表 1。
表 1
表 1 原料气组成
Table 1 Feed gas composition (y/%)
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表 1 原料气组成
Table 1 Feed gas composition (y/%)
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2 轻烃回收制冷方案的选择
锦州20-2天然气处理厂自投产使用到现在已历经20年，搬迁后，对终端进站压力、制冷工艺、能耗、丙烷收率进行了综合的方案比选。
目前，该项目上游平台压缩机出口的排气压力见图 2，上游海上平台压缩机出口排气压力范围为4.9~6.9 MPa。
据Pipeflow软件计算结果可得，对应原料气进终端压力在2.1~5.4 MPa的范围内。如何选择原料气进终端压力取决于轻烃回收工艺方案的选择。
该项目原料气进站压力较高且范围变化较大。如进终端压力高，可以提高下游C3收率，但是需要上游平台压缩机提供较大的压力；如进终端压力低，上游平台压缩机提供压力较小，要达到一定的收率，需要增加终端的投资和运行费用。所以，如何选择下游终端的天然气制冷方案，要结合上游平台压缩机功率以及不同的制冷方案进行技术与经济的对比分析，最终确定终端天然气制冷工艺方案。
天然气轻烃回收装置的整体经济性主要体现在投资、能耗和产品收益，很大程度上取决于制冷工艺方案，因此制冷方案的选择对项目的能耗和经济起着至关重要的作用[1]。
目前，膨胀机制冷得到了越来越广泛的应用，膨胀机制冷工艺简单、成熟[2]，同时重接触塔(DHX)工艺对于增加天然气轻烃回收C3收率和提高经济性也起着重要的作用。它利用脱乙烷塔顶气与膨胀制冷后的低温原料气体直接换热，使气体中的C2以上的烃类冷凝再进入DHX塔顶，在C2的吸收作用和蒸发后产生的冷量直接与原料气换热下，使原料气的温度进一步降低，从而获得更好的C3收率[3-6]。
本文对锦州20-2新建终端的制冷方案选择“膨胀机+DHX”和“膨胀机+丙烷辅助制冷+DHX”两种工艺，结合上游平台压缩机功率，C3收率达到95%的要求，通过Hysys软件模拟对上述两个方案进行比选研究。
2.1 方案一——膨胀机+DHX制冷工艺
方案一的工艺流程详见图 3。海管来气(18.5 ℃，3 200 kPa)汇合凝析油稳定装置来气(28 ℃，3 200 kPa)，进入分子筛干燥器，将原料气中的水分脱除；原料气经过膨胀压缩机的压缩端增压至5 000 kPa，经过水冷冷却至45 ℃，进入冷箱1，分别与重接触塔塔顶的气相和低温分离器底部的液相换热至-30 ℃；然后，进入低温分离器进行气液分离，分出的气相经膨胀压缩机的膨胀端膨胀制冷(-82 ℃，1 250 kPa)后进入重接触塔底部，在重接触塔中与脱乙烷塔顶的气液两相混合物(-77 ℃，1 200 kPa)逆流接触，同时进行传质传热，利用脱乙烷塔顶来料中乙烷的气化潜热，将原料气中C3以上的组分绝大部分冷凝吸收；重接触塔塔顶的气相(干气)在分别与脱乙烷塔塔顶的气相和原料气进行换热后外输，塔底的液相经塔底泵增压后与脱乙烷塔塔顶气相换热后进入脱乙烷塔；低温分离器底部的液相节流(-63 ℃，1 800 kPa)后在冷箱1中与原料气进行换热至40 ℃，然后，进入脱乙烷塔；脱乙烷塔顶部的气相在冷箱2中与重接触塔塔顶的气相换热后进入重接触塔顶部，塔底的液相进入脱丙烷塔，生产商品丙烷。脱丙烷塔塔底液相经节流(60 ℃，600 kPa)进入脱丁烷塔，生产商品丁烷和稳定轻烃。
2.2 方案二——膨胀机+丙烷辅冷+DHX制冷工艺
方案二的工艺流程详见图 4。海管来气(18.5 ℃，2 600 kPa)汇合凝析油稳定装置来气(28 ℃，2 600 kPa)，进入分子筛干燥器，将原料气中的水分脱除；原料气经过膨胀压缩机的压缩端增压至3 800 kPa，与重接触塔塔顶气相换热进入丙烷蒸发器，与丙烷换热至-30 ℃；原料气在冷箱1中分别与重接触塔塔顶的气相和低温分离器底部的液相换热至-43 ℃；然后，进入低温分离器进行气液分离，分出的气相经膨胀压缩机的膨胀端膨胀制冷(-82 ℃，1 250 kPa)后进入重接触塔底部，在重接触塔中与脱乙烷塔顶的气液两相混合物(-77 ℃，1 200 kPa)逆流接触，同时进行传质传热，利用脱乙烷塔顶来料中乙烷的气化潜热，将原料气中C3以上的组分绝大部分冷凝吸收；重接触塔塔顶的气相(干气)在分别与脱乙烷塔塔顶的气相和原料气进行换热后外输，塔底的液相经塔底泵增压后与脱乙烷塔塔顶气相换热后进入脱乙烷塔；低温分离器底部的液相节流(-55 ℃，1 800 kPa)后在冷箱1中与原料气进行换热至30 ℃，然后进入脱乙烷塔；脱乙烷塔顶部的气相在冷箱2中与重接触塔塔顶的气相换热后进入重接触塔顶部，塔底的液相进入脱丙烷塔，生产商品丙烷。脱丙烷塔塔底液相经节流(60 ℃，600 kPa)进入脱丁烷塔，生产商品丁烷和稳定轻烃。
3 制冷方案经济比选
上述两个制冷方案，分别经过了Hysys软件模拟计算和优化，通过对产品产量、终端冷、热负荷、电负荷以及海上平台压缩机能耗等几个方面进行综合对比，以确定最优工艺方案。根据工艺模拟计算结果，经济分析时，燃料气按1.20元/m3、水价按照2.85元/m3、电价按照0.529元/度、天然气产品价格按照1.20元/m3、丙烷产品价格按4 170元/t、丁烷产品价格按4 170元/t、轻烃产品价格按3 678元/t计算，经济技术指标见表 2所示。
表 2
表 2 不同工艺方案技术经济指标对比表
Table 2 Technical and economic index comparison of two schemes
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表 2 不同工艺方案技术经济指标对比表
Table 2 Technical and economic index comparison of two schemes
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由表 2中数据可以看出，方案一和方案二财务净现值均大于0，说明在基准收益率为12%时，两个方案均可行。方案一投资8 990万元，财务净现值为30 041万元；方案二投资9 490万元，财务净现值29 735万元。方案一的投资小于方案二，但是方案一的财务净现值大于方案二，说明就目前终端的固定投资和当地市场的产品价格下，投资小的方案收益好，投资大的方案虽然增加了投资，但是并没有增加收益。故方案一优于方案二，采用“膨胀机+DHX制冷”工艺方案更佳。
4 结论
(1) 针对锦州20-2原料气气质条件，经模拟计算、参数优化和经济性比选结果表明，选用“膨胀机+DHX制冷”工艺方案，进终端压力3.2 MPa，为经济效益更佳方案。
(2) 对于外输干气压力较低，上游可提供较高的压力的工况，需要综合上游平台压缩机能力和能耗。选用“膨胀机+DHX制冷”工艺方案，可以达到较高C3收率，且经济效益更佳。这一结果对类似的新建天然气处理厂轻烃回收工艺流程的确定有一定的参考价值。
(3)一般情况下，“膨胀机+丙烷辅冷+DHX”工艺方案的C3收率略高于“膨胀机+DHX制冷”工艺方案，但是当两个方案都已达到客户对于C3收率95%的要求，单纯以追求C3收率最大目标，并不能保证经济效益更好，两者之间存在平衡。至于推荐哪一种方案，需要结合具体的C3收率要求，丙烷、丁烷、轻油，水、电价格以及相关设备的投资和运行费用，通过经济分析进行综合评价，最终确定合适的工艺方案。
2013, Vol. 42