探讨浅析FLNG工艺技术

1、探讨浅析FLNG工艺技术FLNG工艺技术论文导读：本论文是一篇关于FLNG工艺技术的优秀论文范文,对正在写有关于液化论文的写有一定的参考和指导作用,rokenHillProprietarypany)Billiton是较早进行海上天然气液化研究者之一，其设计思想是在海上建立一个类似人工岛的固定式天然气液化工厂，其平台为混凝土重力基础机构(GBS)，平台上部为170000m3圆柱形LNG储罐。该研究提出的LNG生产能力为1.5Mt/a，其液化流程为改进的氮膨胀循环。1999年，Chevron(雪佛龙)与其他几家石 浅析FLNG工艺技术目 录第一章 前言1第二章 国内外FLNG研究项目研究状况22.

2、1国外FLNG研究项目22.2国内FLNG研究项目介绍4第三章 预处理单元53.1 天然气脱酸气53.2 天然气脱水83.3 重烃的脱除93.4 其它杂质的脱除9第四章 精馏单元114.1 天然气液化装置中的重烃分离114.2 天然气凝液的精馏12第五章 液化145.1 级联式液化流程145.2 混合制冷剂液化流程145.3 带膨胀机的液化流程155.4 不同FLNG工艺技术由写论文的好帮手.zbjy.提供,.液化工艺的比较15第一章 前言近年来随着全球LNG生产和贸易日趋活跃，LNG作为清洁能源，正在成为世界油气工业新的热点。FLNG作为开发边际油田的有效工具，将成为油气勘探领域的一大亮点。

3、目前，得到开发的一般是较大或近海的天然气田，边际气田由于储量不大或者远离天然气供应市场而需要修建很长的管线、还需要修建相应的岸上设施，费用昂贵，难以保证盈利，因此边际气田不适合用传统的方式开发。当前，世界上探明的气田绝大多数为中小型气田。随着大型气田LNG开采量的减少，中小型气田越来越显现出开发潜力。另外，还有石油开采过程中所产生的伴生气，通常无法产生效益，只能排空或燃烧。据世界银行统计，每年空烧的油田伴生气多达20亿m3，相当于全球LNG贸易量的3/4。这不仅浪费资源，而且污染环境，许多国家已制订或正在制订政策阻止这种行为。目前，处理伴生气的方法是将气体重新注入以待日后开采，或在油田开采过程

4、中保持较高的油田压力。然而，这些方法不仅需要付出昂贵的代价，而且会对整个油田生产带来危害。深水油田开发中，将油气水采出后一个关键的问题是海上油气集输，特别是对于天然气田，迫切需要将陆上的技术与深水技术紧密结合，发展一种新型的集输模式，为此提出的FLNG-FPSO以及FLPG-FPSO将是一种可行的技术，FLNG（又称为：FPSO-LNG）和FLPG（又称为：FPSO-LPG）是近年来海洋工程界提出的，集海上天然气/石油气的液化、储存、装卸和外运为一体的新型FPSO装置，具有对海上气田开采投资成本低、开发风险小，以及便于迁移、安全性高等特点。该技术的工业链为：首先通过FLNG（LNG浮式生产、储

5、存与装卸装置，将海底天然气经处理液化成液化天然气（LNG），然后将LNG卸载到LNG运输船上，通过LNG船将LNG运输到靠近岸边的LNGFSRU（浮式储气再气化装置），将LNG气化成天然气供岸上使用。对于促进深水油田的开发具有重要作用。 本报告针对FLNG中的工艺过程进行简单论述，为后续相关工作提供参考。第二章 国内外FLNG研究项目研究状况2.1国外FLNG研究项目从20世纪70年代早期起，国外就开始对海上LNG生产进行研究，特别是近十几年来掀起了F LNG技术研究热潮，几个主要能源供应商都加快了对FLNG的研究速度。BHP(Australias Broken Hill Proprietar

6、y pany) Billiton是较早进行海上天然气液化研究者之一，其设计思想是在海上建立一个类似人工岛的固定式天然气液化工厂，其平台为混凝土重力基础机构(GBS)，平台上部为170000m3圆柱形LNG储罐。该研究提出的LNG生产能力为1.5Mt/a，其液化流程为改进的氮膨胀循环。1999年，Chevron(雪佛龙)与其他几家石油天然气公司为了开发边际气田，提出了开发具备液化天然气能力的紧凑型船型，船体内LNG储存可采用薄膜系统或棱柱形系统。与此同时，Mobil(美孚)提出了一个浮式LNG生产概念，生产装置位于一个大型正方形混凝土结构之上。同年，Black&Veatch(博莱克-威奇)和AB

7、B Randall都提出了适合小型生产规模的液化循环。从1992年至2000年，以Bouygues Offshore(布依格海洋工程公司)为首的几家欧洲公司，在欧盟Thermie计划的部分资助和几家支持过GURF研究的石油天然气公司的支持下，完成了重要的Azure项目。Azure项目研究证实了薄膜储存系统在部分充满模式下的完整性，并开发了创新性的混凝土船体设计、LNG-FPSO钢制船体设计及干舷布置方式来满足安全和操作性要求1。同一时期，ABB提出了ABB Lummus Niche LNG的概念设计，可同时生产LNG和LPG。其LNG的生产能力为1.5Mt/a，LNG和LPG的储存量分别为17

8、0 000 m3和35 000 m3，分别储存在4个和1个SPB型舱室中。卸载方式可根据需要设定为串联方式或并排方式。ABB Lummus Niche LNG的天然气液化采用了氮透平膨胀机和甲烷透平膨胀机两个系统为循环提供冷量。采用一台GE LM2500燃气轮机同时驱动氮和甲烷压缩机。冷箱中采用一台板翅式换热器。ConocoPhillipS(康菲)提出了优化级联式(OptimisedCascade)液化循环用于FLNG的概念设计，LNG设计生产能力为5.3Mt/a，采用350 000 m3圆柱形LNG储罐。Shell正在全力开发FLNG项目，其LNG设计产量为3.5 Mt/a。如果加上LPG，

9、总生产能力达5 Mt/a。2009年8月，法国燃气苏伊士集团(GDF Suez)与澳大利亚的桑托斯公司(Santos Ltd)在澳大利亚西北部的波拿巴盆地(Bonaparte Basin)开发了波拿巴液化天然气(Bonaparte LNG)项目，设计生产能力为2.0Mt/a。SBM Offshore联合Linde共同开发浮式液化天然气生产储卸装置(LNG FPSO)，该装置采用单混合制冷剂(SMR)流程。计划2012年完工。目前，韩国三星重工为FLEXLNG公司建造的世界首批FLNG船，将在2010 至2012 年间陆续交付使用，其中电力推进单元、发电机、变频器等电力设备由ABB提供。韩国大宇

10、造船的巴布新几内亚能源合资公司正在制造FLNG船，该合资企业将在2014年使用FLNG船在海岸油田生产天然气。壳牌在2016年才能接收到首艘FLNG用于澳大利亚项目，据三星重工估计，壳牌订造的船价格在50亿美元/艘2。日本最大的油气开发商Inpex公司计划于2016年开始印尼Abadi气田的商业化生产。该气田位于帝汶海，估计天然气储量超过10亿立方英尺，是印尼储量最大的气田之一。由于该气田远离最近的岛屿，因此可能会采用浮式LNG装置，初步计划是建造1个年生产能力在450万吨的LNG装置，预计该项目价值100亿美元。澳大利亚3的LNG船改装为1艘FLNG用于天然气开采。 位于澳大利亚西部的Gor

11、gon天然气项目也计划采用FLNG进行开采，美国雪佛龙公司拥有该项目50%的股份，另外壳牌和埃克森美孚公司各拥有25%股份。 Statoil公司计划与壳牌公司合作开发位于尼日利亚三角洲地区的Nnwa气田和Doro气田，两气田合计储量9.510.5亿立方英尺，项目计划采用2套浮式天然气液化装置，年生产能力总计 5 FLNG工艺技术论文导读：本论文是一篇关于FLNG工艺技术的优秀论文范文,对正在写有关于液化论文的写有一定的参考和指导作用,达6001000万吨，计划2011年投产4。2.2国内FLNG研究项目介绍由于LNG产业进入我国时间较短，陆上LNG液化工厂经过近几年的研究和应用，已经具备进行小

12、型液化工程的设计、建造和运行的能力。但国内FLNG项目还处于起步阶段，目前只有中海油在进行一些前期的研究工作，具体研究还需不但完善。第三章 预处理单元天然气须先进行预处理，才能进入液化装置。天然气的预处理是指脱除天然气中的H2S、CO2、水、重烃和汞等杂质，以免这些杂质腐蚀设备及在低温下冻结而堵塞管道和设备5。此外，为了减少LNG的蒸发损失，还应控制原料气中氮气、氦气等惰性气体含量。表3.1-1是基本负荷型LNG工厂原料气的净化指标及限制依据。表3.1-1 基本负荷型LNG工厂原料气的净化指标杂质最大允许含量限制依据水（ H2O ）导读：本论文是一篇关于FLNG工艺技术的优秀论文范文,对正在写

13、有关于液化论文的写有一定的参考和指导作用,天然气液化的需要，特别适合处理量较小或苯含量较低的天然气脱苯装置。异戊烷脱苯技术已成功应用于中原LNG工厂中。氮气的液化温度比天然气的主要成分甲烷的液化温度低。天然气中含有氮气量越多，液化天然气越困难，则液化过程的动力消耗增加。对于氮气，一般采用最终闪蒸的方法从液化天然气中选择性地脱除氮。当氮气含量高的吸附脱水方法大都是分子筛吸附脱水。 膜分离法对气体处理量和CO2的含量不存在上限的问题，操作费用较低，投资费用与甘醇法相当；灵活性大，适应性强；设备结构简单紧凑，占用空间小，质量小；对环境产生的影响较小。现场实验证明，在不同的操作条件下，膜法能使水露点降

14、到-48以下（水含量导读：本论文是一篇关于FLNG工艺技术的优秀论文范文,对正在写有关于液化论文的写有一定的参考和指导作用,即功耗低、运行费用小，但初投资成本也大，在实际循环中采用的级数要综合考虑初投资费用、运行费用等多方面的因素。该液化流程中各级制冷剂回路分开控制，各级回路均有自己的压缩机和制冷剂储罐，由于该流程的缺点为设备多，重量大，管道及控制复杂，不适宜海上平台采用。5.2混合制冷剂液化流程混合制冷剂液化流程(MRC)是量较少，低温下分离出的天然气凝液在复温和降低压力后气化，作为燃料气使用。天然气中重烃含量较高时，分离出的重烃较多，这些低温液体进入脱乙烷塔中脱出凝液中的甲烷和乙烷，再进入

15、脱丁烷塔，分离出LPG和凝析油，通过控制精馏塔的操作条件，控制产品的规格，成为天然气液化装置的副产品。在大型的液化装置中通常采用混合制冷剂循环的制冷工艺，由于压缩机等设备存在一定的泄漏，需要补充各种纯制冷剂。在天然气中重烃成分较高时，通常采用精馏方式提纯制冷剂。混合制冷剂中主要是以甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及氮气等成分中的几种组成，分离出的天然气凝液中的主要成份是乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及以上成分，可以直接从天然气凝液中分离，此时系统可以生产出乙烷、丙烷、丁烷等副产品。装置每天补充的纯制冷剂量较少，也可以将天然气凝液分离为LPG和凝析油，在脱乙烷塔顶设置冷凝器，在塔顶分离乙烷，再设置独立的

16、丙烷分离塔，利用LPG产品进行分离，生产丙烷和丁烷，如果装置需要戊烷，可以以凝析油为原料，设置脱戊烷塔来生产戊烷，此时生产量满足装置需求即可，不需要将所有的天然气凝液都分离为纯组分。天然气凝液的精馏系统主要是精馏塔、再沸器和冷却器，在陆地上的装置中非常成熟，目前已经开始应用在海上装置中。对于浮式天然气液化装置中的重烃精馏系统已经应用在海上的轻烃回收装置中，最早的一艘浮式LPG生产装置由日本的石川岛播磨重工在2002年建造的，在2004年在安哥拉油田使用。2008年，中国最早的是中海油湛江分公司的南海奋进号FPSO上投产的LPG回收装置。精馏塔是实现气液传质、传热和分离的设备，船体的晃动对塔器的

17、传质效果影响较大，塔器的设计需充分考虑浮式平台各种不利因素的影响。第五章 液化无论小型、中型、大型，还是陆地和海上浮式LNG液化流程，以制冷方式和发展过程划分主要有级联式、混合制冷剂循环(Mixed Refrigerant Cycle, MRC)、带膨胀机的液化流程。不同液化工艺的应用场合不同，需要比较各种流程在海上FLNG中的适用性。5.1 级联式液化流程级联式液化流程也被称为阶式(Cascade)液化流程、复叠式液化流程或串联蒸发冷凝液化流程，主要应用于基本负荷型天然气液化装置。该流程是由若干级独立的制冷循环组成，较低温度级的循环会将热量转移给相邻的较高温度级的循环。级数越多越节能，即功耗

18、低、运行费用小，但初投资成本也大，在实际循环中采用的级数要综合考虑初投资费用、运行费用等多方面的因素。该液化流程中各级制冷剂回路分开控制，各级回路均有自己的压缩机和制冷剂储罐，由于该流程的缺点为设备多，重量大，管道及控制复杂，不适宜海上平台采用。5.2 混合制冷剂液化流程混合制冷剂液化流程(MRC)是以C1至C5的碳氢化合物及N2等五种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、节流、膨胀、蒸发得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。MRC 既达到类似级联式液化流程的目的，又克服了其系统复杂的缺点。混合制冷剂液化流程，包括闭式、开式、丙烷预冷以及整体结合式级联型液化流程

19、(Integral Incorporated Cascade，CII)。与级联式液化流程相比，该种方式的优点是：(1)机组设备少、流程简单、投资省，投资费用比经典的级联式液化流程低约15%20%；(2)高效；(3)混合制冷剂组分可以部分或全部从天然气本身提取或补充；(4)管理方便。混合制冷剂液化流程的缺点主要有：(1)能耗较高，比级联式液化流程高10%20%左右；(2)混合制冷剂的合理配比较困难；(3)流程计算麻烦，需要提供各组分可靠的平衡数据与物性参数；(4)缺乏紧凑性；(5)制冷剂是可燃物，这给流程和管道布置带来限制，为了安全起见，采用MRC循环要求设备间距大；(6)制冷剂的储存和管理困难

20、；(7)制冷剂两相流动，对换热器和管道布局有特殊要求；(8)启动慢，因为要先将制冷剂混合，对于频繁启停的情况需要考虑。 5.3 带膨胀机的液化流程带膨胀机的液化流程(Expander Cycle)，是指利用高压制冷剂通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷实现天然气液化的流程。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。当管路输来的进入装置的原料气与离开液化装置的商品气有自由压差时，液化过程就可能不要从外界加入能量，而是靠自由压差通过膨胀机制冷，使进入装置的天然气液化，这里值得需要强调的是流程的关键设备是透平膨胀机。该流程包括天然气膨胀、氮气膨胀、氮甲烷膨胀等方式。需要指出

21、的是，这样的划分并不是严格的，大多数场站采用的是包括了上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程，且每一种方式又包含多种型式。其中氮膨胀循环应用于FLNG液化流程的优点为：(1)氮是安全的制冷剂，无危害且不可燃；(2)循环过程始终是气态，因此其性能对于船体晃动不敏感；(3)可以快速安全的停机，启动时间比MRC短；(4)操作简便，设备少。 氮膨胀循环最大的缺点就是与混合制冷剂循环相比效率较低。通过一些改进可显著提高循环效率，如双膨胀机循环(相同或不同工质)、预冷气体等。实际证明双膨胀机循环比单膨胀机循环效率有明显提高。增加了丙烷预冷的双级膨胀循环效率更高，但是预冷过程会增加流程及装置的复杂程

22、度，降低整体可靠性，而且还需要考虑制冷剂的储存，失去了氮膨胀循环原有的优点。 5.4 不同液化工艺的比较选择海上液化工艺流程，不能以效率高低作为衡量标准，还需要考虑安全性和操作简单等的因素。各种基本液化工艺的比较如表5.3-2所示。从表中可以看出，膨胀机循环(包括膨胀和氮-甲烷膨胀循环)虽然效率较低，但由于其高度紧凑性、操作简便性、安全性而成为海上液化工艺的首选。表5.3-2 各种液化工艺的比较级联式MRC膨胀机循环效率高高低设备数量高中低换热器绕管式/板翅式绕管式板翅式投资低中高紧凑性低中高抗震性低中高FLNG适用度中中高双膨胀机循环和氮气膨胀循环是适用于FLNG的经典流程，同时单混合制冷剂、双混合制冷剂循环和Linde的级联式循环也可以考虑。表5.3-3比较了C3-MR、级联式、单MR、氮膨胀、双MR循环的区别，其中考虑了热效率、能耗、设备费用、制冷剂量、可靠性、初投资、FLNG适