CN111004657A - 一种油田伴生气综合利用的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种油田伴生气综合利用的方法，包括凝析油制备、烃分离、产品采出三个工段，针对油田伴生气采用“逐级升压液化产品分离+逐级干燥脱水”的方法。逐级升压液化，一级增压分离C2+以上组分；二级增压分离CO2和甲烷；三级增压液化甲烷气生产LNG产品。逐级干燥脱水，从进口集输管道过来的伴生气先通过增压脱水分离出大部分C5及C5+后，经一级脱水干燥至露点‑100℃，分离出C2及C2+、CO2，最后经三级脱水干燥至露点‑180℃进行天然气液化。本发明最大程度减少工艺能耗，可实现产品的多样化，产品运输不受制于油田的周边条件，具有很高的环保效益及经济效益，实现了油田伴生气的综合高效利用。

Description

一种油田伴生气综合利用的方法
技术领域
本发明属于油田气体回收和分离技术领域，尤其是涉及一种油田伴生气的综合利用方法。
背景技术
油田伴生气又称油田气，是一种伴随石油从油井中逸出的气体，主要成分为甲烷(C1)和乙烷(C2)等低分子烷烃，还有一定数量的丙烷(C3)、丁烷(C4)和戊烷(C5)及以上重组分(C5+)，同时还存在酸性气体，如H2S和CO2，不同油田中其酸性气体浓度有所差别。
如图1所示，现有油田伴生气回收技术典型路线可概括为：井口伴生气经预处理除沙、分水后进入增压单元；在增压过程中产生的凝液进入重烃稳定单元，产生的稳定气返回增压单元。
增压所得压缩气进入脱酸单元脱除CO2和H2S，脱除精度取决于后续贫气(C1+C2)外输要求。脱酸后的净化气进入下游脱水干燥单元，通常选择4A分子筛，脱水深度取决于下游重烃分离单元操作温度。
干燥后的干气进入下游重烃分离单元进行丙烷(C3)及以上(C3+)组分回收，含C1+C2的贫气作为产品采出，送往临近电厂或作为管网气长输。重烃分离操作时所需要的冷量由冰机系统提供，冰机系统的配置取决于重烃分离单元C3及C3+组分回收率要求。来自重烃分离单元的C3及C3+进入LPG精制单元生产合格的LPG产品。来自重烃稳定单元和液化石油气(LPG)精制单元的凝析油作为凝析油产品。
但是上述工艺中，存在诸多缺点：
1.CO2和H2S的脱除，现有的工艺一般采用醇胺吸收法、膜分离或变压吸附(PSA)的方式。但对于CO2含量较高的油田伴生气，比如CO2驱油产生的油田伴生气，其采出气中CO2浓度可高达30％以上，此时醇胺吸收工艺在解析过程中会消耗大量热量，且解析后的酸气为低压气体，造成能量损失且其CO2无法直接回注油田或有效利用。
采用膜分离或变压吸附(PSA)的方式分离CO2含量较高的油田伴生气时，膜分离或PSA都存在烃类损失，比如净化气中CO2浓度要求3％时，甲烷(C1)损失率为50％左右，C2及C2+损失率25％以上。
2.上述工艺重烃分离后的贫气由于常压沸点太低，比如C1常压沸点为-160℃左右，其液化或高压输送很困难，其贫气产品受制于周边电厂或长输管网或CNG槽车，输送困难。
3.当油田伴生气中含有的CO2含量远高度H2S时，采用醇胺吸收法或膜分离或变压吸附脱酸时，产生的酸性气中H2S浓度过低，无法采用克劳斯工艺进行硫磺处理。为了满足环保排放要求，需要采用更加复杂的工艺处理此股酸性气体。
4.上述油田伴生气回收技术，产品为贫气、LPG和凝析油，产品单一，并没有充分利用，比如C1可以作为LNG清洁能源产品，乙烷可以作为乙烷裂解制乙烯的原料，CO2可以作为驱油用原料或干冰产品，丙烷可以作为丙烷脱氢制丙烯的原料。
发明内容
有鉴于此，本发明创造旨在提出一种油田伴生气综合利用的方法，以解决现有技术中存在的问题。该发明可实现产品的多样化，产品运输不受制于油田的周边条件，具有很高的环保效益及经济效益，实现了油田伴生气的综合高效利用。
为达到上述目的，本发明创造的技术方案是这样实现的：
所述油田伴生气综合利用的方法包括凝析油制备、烃分离、产品采出三个工段。井口油田伴生气预处理后经一级增压分离出C5及以上重组分作为凝析油采出；剩余的油田伴生气中C1至C4为主要成分，以压缩气的形式流向烃分离工段。
在所述烃分离工段中，主要包括二氧化碳的分离过程和二氧化硫的分离过程。其中，从预处理工段流出的油田伴生气流入重烃分离工序后，C1至C4成分中的甲烷和二氧化碳作为气体采出经下游二级增压，然后进入CO2分离工序，绝大部分CO2作为高压液体采出，进入产品采出工段；CO2分离工序流出的甲烷和残余的CO2组分经过甲烷精制工序后，气体甲烷流向下游产品采出工段，残余的CO2返回上游重烃分离工序。
同时，经重烃分离后的另一股物流为油田伴生气中的C2及以上成分，以及酸性尾气，进入到凝析油精制工序。其中的C2至C4组分和酸性尾气组成了含酸性气体的脱酸轻烃组分，以气相形式进入轻烃脱酸工序，进一步分离为酸性尾气和C2至C4组分两股物流，分别流入产品采出工段进一步制备产品。
在产品采出工段，经上游甲烷精制工序的甲烷组分以气相采出进入下游三级压缩产出甲烷气体。同样，上游轻烃脱酸工序流出的C2至C4组分进一步分离，酸性气体进一步制备产品。
具体包括如下工艺步骤：
(1)井口油田伴生气经预处理除沙、脱水后进入一级增压工序，压力从井口集输管网压力400kPa增至2500kPa，在一级增压过程中产生的凝液进入重烃稳定工序，经重烃稳定工序产生的贫气返回一级增压。C5及以上重组分(C5+)经重烃稳定后作为凝析油采出。
(2)经一级增压后的压缩气进入一级脱水干燥工段进行脱水、干燥，产生的干气进入下游重烃分离工序。
(3)在重烃分离工序，甲烷和二氧化碳(C1+CO2)作为气体采出进入下游二级增压，C2及以上重组分(C2+)作为液相采出进入下游凝析油精制工序。
为了满足分离效果，需要在重烃分离工序添加吸收剂。所述吸收剂可选择本工艺的自产凝析油产品。凝析油的主要成分是C5烃类，C2及C2+组分在C5烃类的溶解度大于C1和CO2在C5烃类中的溶解度，利用这一溶解度差异，实现了优异的分离效果。
重烃分离工序的塔顶操作温度为-21℃，所需的制冷温度-33℃。分离所需要的冷量可以由丙烷冰机提供，并且丙烷冰机运行所消耗的丙烷可以通过该工艺中C3-C4分离步骤来补充。
(4)重烃分离工序采出的甲烷(C1)和CO2经二级增压后压力增至4200kPa，进入CO2分离工序，CO2作为液体采出，剩余的C1+CO2组分进入下游甲烷精制工序。
CO2分离工序的制冷温度为-78℃，分离所需要的冷量可由乙烷冰机提供。并且乙烷机运行所消耗的乙烷可以通过该工艺中C2分离步骤来补充。
(5)CO2分离工序采出的高压液体CO2一部分作为驱油用CO2直接回注油田，一部分液体CO2经CO2精制用于生产干冰产品。
(6)来自CO2分离工序的甲烷和CO2组分进入甲烷精制工序，甲烷组分以气相采出进入下游三级压缩工序增压至5550kPa，高压甲烷气经液化工序生产LNG产品。
为了避免甲烷精馏塔顶CO2结冰影响操作，甲烷精制工序需要添加凝析油作为吸收剂，塔顶操作温度-70℃，分离所需的冷量由乙烷冰机提供，吸收剂循环返回上游重烃分离工序循环利用。
其中，高压甲烷气的液化工序可依据天然气液化规模来选择，如MRC液化、氮气膨胀制冷液化等。
(7)来自重烃分离工序的C2及C2+进入凝析油精制工序，含酸性尾气的脱酸轻烃(C2-C4)组分以气相形式采出进入下游轻烃脱酸工序。轻烃脱酸单元采用吸收剂吸收，解吸后的酸性尾气进入下游Clause(克劳斯)脱硫工序制取硫磺产品。
对于轻烃脱酸，可以采用甲基二乙醇胺(MDEA)或乙醇胺(MEA)等进行吸收。
(8)来自凝析油精制工序的重组分进入下游吸收剂精制单元生产合格的吸收剂，吸收剂进入上游重烃分离工序和甲烷精制工序循环使用。
来自重烃稳定工序和吸收剂精制工序的凝析油作为凝析油产品。
(9)来自轻烃脱酸工段的脱酸轻烃(C2-C4)经二级脱水干燥工序、四级增压工序进入乙烷(C2)分离工序生产乙烷产品；其产品分离所需冷剂可由丙烷冰机提供，丙烷机运行消耗的丙烷可以通过C3-C4分离步骤补充。
(10)来自乙烷(C2)分离工序的LPG进入C3-C4分离工序进一步进行产品精制，丙烷和丁烷作为产品采出。
上述各步骤中，丙烷冰机和乙烷冰机需要的制冷介质由乙烷分离工序和C3，C4分离工序提供。
上述的CO2分离回收工艺可以概括为“逐级升压液化产品分离+逐级干燥脱水”的方法，最大程度减少工艺能耗：
采用逐级升压液化，一级增压从井口集输管网压力400kPa先增压至2500kPa，分离C2及以上组分，制冷温度-33℃。二级增压至4200kPa，制冷温度为-78℃，分离CO2和甲烷。三级增压至5550kPa液化甲烷气生产LNG产品，制冷温度-160℃。通过以上逐步升压、液化的方法，沿工艺路线逐渐分离掉被液化的组分，使得后一级需要增压、液化的组分减少，最大程度减小气体增压、冷凝的能耗。
采用逐级干燥脱水，从进口集输管道过来的伴生气先通过增压脱水分离出大部分C5及C5+后，经一级脱水干燥至露点-100℃，分离出C2及C2+、CO2后，最后经三级脱水干燥至露点-180℃进行天然气液化。通过以上逐步干燥的方法，沿着工艺路线逐渐分离掉被干燥组分，特别是在脱除C2及C2+、CO2后，使得三级脱水干燥的处理量显著变小，最大程度减小后续每级干燥脱水处理能力及能耗。
本工艺方案适用于油田伴生气中任何浓度酸性气体处理，产生的酸性气体中H2S和CO2的浓度比例可控，均为用常规克劳斯工艺进行处理。
相对于现有技术，本发明所述的油田伴生气综合利用的方法具有以下优势：
1.本发明采用油性吸收剂的方法替代了传统的乙醇胺吸收、变压吸附、膜分离的方法来分离CO2和H2S，整个工艺过程中分离产生的C5烃类经过凝析油精制作为吸收剂，根据C2及C2+组分在C5烃类中的溶解度明显高于C1和CO2溶解度的特性，对CO2和C1进行吸收。在酸性气体脱除上并没有造成压力损失，其CO2为高压液态CO2，可直接回注油田或制造干冰，尤其适用于CO2驱油或CO2含量高的油田伴生气处理。
2.本发明适用于油田伴生气中任何浓度酸性气体的处理，经轻烃脱酸解析的酸性气体中H2S和CO2的浓度比例可控，采用常规Clause工艺即可进行硫磺回收。
3.本发明提出的工艺方案，利用油田伴生气生产LNG、乙烷、丙烷、丁烷、干冰、硫磺、凝析油和驱油用CO2，实现了产品多元化；相比于传统工艺中的变压吸附、膜分离等酸性气体分离手段，整个工艺不存在烃类损失，原料中的各组组分均可以进行回收，实现资源综合利用、火炬气体零排放要求，并且上述产品均可以采用槽车运输，包括LNG和液体乙烷，无须受制于周边设施的影响。
4.CO2有效回收和火炬气体零排放，减小CO2温室气体排放，节能环保。
本发明所述C1指甲烷；C2指乙烷；C2+指丙烷、丁烷、戊烷等重组分；C3指丙烷；C3+指丁烷、戊烷等重组分；C4指丁烷；C5指戊烷；C5+指戊烷以上的重组分。
附图说明
图1为现有技术的油田伴生气回收的工艺流程示意图。
图2为本发明油田伴生气综合利用方法的示意图。
图3为本发明实施例1的油田伴生气综合利用方法的示意图。
图4为本发明对比例的油田伴生气利用方法的示意图。
具体实施方式
除有定义外，以下实施例中所用的技术术语具有与本发明创造所属领域技术人员普遍理解的相同含义。
下面结合实施例及附图来详细说明本发明创造。
实施例1
以某项目为例，其油田伴生气成分如下：
Figure BDA0002313282270000081
油田伴生气温度：37℃，压力：440kPa。
根据图2所示的工艺，具体流程如下：
(1)井口油田伴生气经预处理除沙、脱水后进入一级增压工序，一级增压工序出口压力为2500kPa；在一级增压过程中产生的凝液进入重烃稳定工序，重烃稳定工序产生的490kPa贫气返回一级增压工序，重烃稳定工序采出的凝析油中丁烷含量控制在2％左右。C5及C5+经重烃稳定后作为凝析油采出。
(2)经一级增压后的压缩气进入一级脱水干燥工序进行脱水、干燥，干燥露点要求为-100℃，产生的干气进入下游重烃分离工序。
(3)在重烃分离工序，操作压力为2450kPa，甲烷和CO2作为气体采出进入下游二级增压工序，C2及C2+作为液相采出进入下游凝析油精制工序。C2以上重组分液相采出中CO2/H2S比例控制为3/1。为了满足分离效果，需要添加吸收剂，可作为吸收剂使用，通过吸收剂的量来控制气体采出中乙烷浓度，乙烷浓度控制在5.5％左右。分离所需要的冷量由丙烷冰机提供。
(4)重烃分离工序采出的甲烷和CO2经二级增压至4200kPa进入CO2分离工序，CO2作为液体采出，剩余的甲烷和CO2组分进入下游甲烷精制工序，分离所需要的冷量由乙烷冰机提供。通过控制液体CO2采出量来控制CO2浓度，浓度控制在98％左右。
(5)CO2分离工序采出的4100kPa液体CO2经冷量回收后，作为驱油用CO2直接回注油田。
(6)来自CO2分离工段的甲烷和CO2组分进入甲烷精制工序，操作压力控制在3600kPa，甲烷组分(浓度控制在99％左右)以气相采出进入下游三级压缩工序增压至5550kPa，高压甲烷气经MRC液化工序冷却至-160℃左右生产LNG产品。为了满足产品分离要求，甲烷精制工序需要添加吸收剂，通过气相采出气中甲烷含量来控制添加剂的添加量。分离所需的冷量由乙烷冰机提供，添加剂进入上游重烃分离工序。
(7)来自重烃分离工段的C2及以上重组分(C2+)进入凝析油精制工序，操作压力控制在1300kPa左右，含酸性气体的C2-C4组分(其中C5组分浓度控制在0.5％以下)以气相形式采出进入下游轻烃脱酸工序。轻烃脱酸单元采用二甲基乙醇胺(MDEA)进行吸收，解吸后的酸性尾气进入下游克劳斯脱硫工段制取硫磺产品。
(8)来自凝析油精制工序的重组分(其中C4组分控制在2％以内)进入下游吸收剂精制单元生产合格的吸收剂，吸收剂进入上游重烃分离工序和甲烷精制工序。
来自重烃稳定工序和吸收剂精制工序的凝析油作为凝析油产品。
(9)来自轻烃脱酸工段的脱酸轻烃(C2-C4)经二级脱水干燥工序(干燥露点控制在-45℃左右)进入乙烷(C2)分离工序生产乙烷产品，通过控制塔顶回流量来确保乙烷产品中乙烷浓度在98％以上，其产品分离所需冷量由丙烷冰机提供。
对比例
油田伴生气成分同实施例1。
油田伴生气温度：37℃，压力：440kPa。
为实现与本发明所述技术方案相同的技术效果，以下采用“背景技术所述现有技术方案+CO2驱油+C1与C2分离+LNG液化”的工艺路线，如图3所示，具体流程如下：
(1)井口油田伴生气经预处理除沙、脱水后进入增压单元，增压单元出口压力为5750kPa；在增压过程中产生的凝液进入重烃稳定单元，重烃稳定单元产生的490kPa贫气返回增压单元，重烃稳定单元采出的凝析油中丁烷含量控制在2％左右。C5及C5+经重烃稳定后作为凝析油采出。
(2)经增压后的压缩气进入脱酸单元脱除CO2和H2S，脱酸采用常规方法，吸收剂为甲基二乙醇胺(MDEA)，在吸收塔中压缩气体中的CO2和H2S进入吸收剂中，净化后高压气体中CO2小于50ppm，H2S小于5ppm，进入下游分子筛脱水干燥工段。吸收酸性气体后的吸收剂进入解吸塔进行酸气气体解吸，解吸压力为140kPa，解吸后的低压酸性气体经脱硫处理采出硫磺产品；分离出的低压C02气体经压缩机增压至1485kPa后经丙烷冰机液化得到液态C02。
(3)脱酸后的纯净气体(C1-C4)进入下游脱水干燥单元，选择4A分子筛，干燥露点控制在-180℃左右。
(4)经干燥所得干气进入下游重烃分离单元进行C3及C3+组分回收，而后通过凝析油精制单元，分别采出LPG和凝析油产品。含C1+C2的贫气从重烃分离单元流出后进入MRC液化单元，从LNG中分离乙烷产品。
重烃分离操作以及C02增压液化所需要的冷量由丙烷冰机提供。
在重烃分离工序，操作压力为5500kPa。
本发明技术方案与对比例的技术方案的主要区别为：
1.本发明采用多级增压的方式；对比例技术方案为一级增压。
2.本发明采用油性吸收剂溶解吸收脱除酸性气体；对比例技术方案采用化学吸收法脱除酸性气体。
3.关于CO2液体产品，本发明采用高压分离方法生产；对比例技术方案采用低压解吸气增压液化方法生产。
4.关于C2产品，本发明采用乙烷冰机从LPG中分离；对比例技术方案采用在MRC工艺中从LNG中分离。
本发明所述方法和对比例技术放哪的主要能耗体现在气体增压电耗和油田伴生气各组分分离所需热量消耗(以低压蒸汽计)，具体的能耗对比如下：
Figure BDA0002313282270000111
Figure BDA0002313282270000121
Figure BDA0002313282270000131
根据上述对比可以看出：
1.根据各产品分离压力不同，采用本发明的分级增压，较对比例中的原料气增压部分的电耗降低了约12.39％，节约增压总电耗35.95％。
对比例中脱酸解吸后的CO2为低压气体，CO2压缩、液化需要消耗大量电能。
本发明采用低温分离方案脱除酸性气体，故原料气制冷部分冰机的电耗较对比例中的对应部分增加了约24％。从整体来看，本发明的电耗较对比例仅增加了1.88％。
2.本发明采用低温吸收分离酸性气体，其蒸气消耗主要体现在重烃分离工段；对比例中采用吸收法脱除酸性气体，其蒸气消耗主要体现在脱酸工段。本发明的蒸气消耗较对比例节约了25.17％。
3.根据能源折算标准，综合电耗及蒸气消耗，本发明较对比例能耗节约了10.02％。
以上所述仅为本发明创造的较佳实施例而已，并不用以限制本发明创造，凡在本发明创造的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明创造的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：包括凝析油制备、烃分离、产品采出三个工段；
井口油田伴生气预处理后经一级增压分离出戊烷及以上重组分作为凝析油采出；剩余的油田伴生气中包含C1至C4成分，以压缩气的形式流向烃分离工段；
在所述烃分离工段中，包括二氧化碳的分离过程和二氧化硫的分离过程；其中，从预处理工段流出的油田伴生气流入重烃分离工序后，C1至C4成分中的甲烷和二氧化碳作为气体采出经下游二级增压，然后进入CO2分离工序，CO2作为高压液体采出，进入产品采出工段；CO2分离工序流出的甲烷和残余的CO2组分经过甲烷精制工序后，气体甲烷流向下游产品采出工段，残余的CO2返回上游重烃分离工序；
同时，经重烃分离后的另一股物流为油田伴生气中的C2及以上成分、以及酸性尾气，进入到凝析油精制工序；其中的C2至C4组分和酸性尾气组成了含酸性气体的脱酸轻烃组分，以气相形式进入轻烃脱酸工序，进一步分离为酸性尾气和C2至C4组分两股物流，分别流入产品采出工段进一步制备产品；
在产品采出工段，经上游甲烷精制工序的甲烷组分以气相采出进入下游三级压缩产出甲烷气体；同样，上游轻烃脱酸工序流出的C2至C4组分进一步分离，酸性气体进一步制备产品。
2.根据权利要求1所述的油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：具体步骤为，
(1)井口油田伴生气经预处理除沙、脱水后进入一级增压工序，在一级增压过程中产生的凝液进入重烃稳定工序，经重烃稳定工序产生的贫气返回一级增压；戊烷及以上重组分经重烃稳定后作为凝析油采出；
(2)经一级增压后的压缩气进入一级脱水干燥工段进行脱水、干燥，产生的干气进入下游重烃分离工序；
(3)在重烃分离工序，甲烷和二氧化碳作为气体采出进入下游二级增压，C2及以上重组分作为液相采出进入下游凝析油精制工序；
(4)重烃分离工序采出的甲烷和CO2经二级增压后进入CO2分离工序，CO2作为液体采出，剩余的甲烷和CO2组分进入下游甲烷精制工序；
(5)CO2分离工序采出高压液体CO2；
(6)甲烷精制工序出口的甲烷组分以气相采出进入下游三级压缩工序；
(7)来自重烃分离工序的C2及以上重组分进入凝析油精制工序，含酸性气体的脱酸轻烃组分以气相形式采出进入下游轻烃脱酸工序；
(8)凝析油精制工序流出的重组分进入下游吸收剂精制单元生产合格的吸收剂，吸收剂进入上游重烃分离工序和甲烷精制工序循环使用。
3.根据权利要求2所述的油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：还包括步骤(9)，来自轻烃脱酸工序的脱酸轻烃经二级脱水干燥工序、四级增压工序进入乙烷分离工序生产乙烷产品。
4.根据权利要求3所述的油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：还包括步骤(10)，来自乙烷分离工序的LPG进入碳三、碳四分离工序进一步进行产品精制，丙烷和丁烷作为产品采出。
5.根据权利要求2-4所述的任一油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：所述步骤(5)中CO2分离工序采出的高压液体CO2一部分作为驱油用CO2直接回注油田，一部分液体CO2经CO2精制进入干冰生产工段生产干冰产品。
6.根据权利要求2-4所述的任一油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：所述步骤(6)中经三级压缩工序所得高压甲烷气经液化工序生产LNG产品。
7.根据权利要求2-4所述的任一油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：所述步骤(6)中甲烷精制工序添加吸收剂。
8.根据权利要求2-4所述的任一油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：所述步骤(7)轻烃脱酸所得酸性尾气进入下游Clause(克劳斯)脱硫工序制取硫磺产品。
9.根据权利要求3所述的油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：所述步骤(3)重烃分离、步骤(9)乙烷产品分离所需要的冷量可以由丙烷冰机提供；步骤(4)CO2分离、步骤(6)分离甲烷所需要的冷量由乙烷冰机提供。
10.根据权利要求2所述的油田伴生气综合利用的方法，其特征在于：所述丙烷冰机和乙烷冰机需要的制冷介质由乙烷分离工序和C3，C4分离工序提供。
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