王丹 高秀寶 牛曉鵬

中海油石化工程有限公司

我國作為能源進(jìn)口大國，尤其在原油方面對外依存度很高。據(jù)統(tǒng)計，2019 年年底我國進(jìn)口原油量達(dá)到4 125×104t，原油種類更加多樣，產(chǎn)地更加復(fù)雜，周轉(zhuǎn)頻率高導(dǎo)致油氣量大，原油成分多樣，其中含硫、含酸原油占大多數(shù)[1]。為保證我國的發(fā)展以及應(yīng)對外國對我國的各種不利舉措，保障原油戰(zhàn)略儲備量，采用地下水封石油洞庫作為儲存原油的有效方法[2]。地下水封石油洞庫利用原油在地下洞室中的壓力小于裂隙水的壓力，以及油水不相容的特性，把原油穩(wěn)定地儲存在洞室中。地下水封石油洞庫因其良好的環(huán)保性、經(jīng)濟(jì)性、保密性，對我國的原油戰(zhàn)略儲備十分有利。在儲運系統(tǒng)中，油氣的損耗會產(chǎn)生很多不利影響，例如，油氣與空氣混合后會增加火災(zāi)爆炸的風(fēng)險，油氣排入大氣會造成光化學(xué)污染、霧霾等環(huán)境問題，油氣的不良味道會對民眾的生活產(chǎn)生影響[3]。

我國采取加設(shè)油氣回收裝置對排放的油氣進(jìn)行回收，能夠有效收集排放油氣，保證油品的優(yōu)良品質(zhì)，同時減少環(huán)境污染。油氣回收方法包括冷凝法、吸收法、吸附法、膜分離法、焚燒法等。冷凝法是比較常用的方法，利用油氣中所含物質(zhì)的飽和蒸汽壓的不同[4]，通過預(yù)冷器、一級冷凝（5 ℃）、二級冷凝（-30 ℃）、三級冷凝（-75 ℃）分離出大部分烴類組分，貧氣經(jīng)回?zé)崽幚砗筮M(jìn)入下一模塊。目前，國內(nèi)外對冷凝回收技術(shù)研究已很成熟，但如何降低制冷能耗、優(yōu)化工藝結(jié)構(gòu)參數(shù)是待解決的問題。借助工藝模擬軟件模擬冷凝回收過程，優(yōu)化工藝流程，選擇最佳工藝參數(shù)，降低運行及生產(chǎn)成本，可為工業(yè)應(yīng)用提供數(shù)據(jù)參考，具有重要意義。

1 冷凝工藝流程模擬

基于Aspen Plus 軟件模擬化工工藝流程的顯著的優(yōu)勢，為了探究加壓冷凝對回收效果及出口濃度影響，對三種典型原油油氣組分進(jìn)行冷凝模擬，選擇最佳工藝參數(shù)，為工藝提供數(shù)據(jù)參考。

1.1 冷凝模擬流程建立

Aspen Plus 提供的物性方法可以準(zhǔn)確地判斷混合物體系的物性，計算氣液相之間相平衡關(guān)系。模擬氣液相平衡常用物性方法有：狀態(tài)方程法、活度系數(shù)模型、亨利常數(shù)。根據(jù)物性方法選擇基本步驟，選擇PENG-ROB（PR）狀態(tài)方程[5-8]作為整個流程模擬的物性方法。PENG-ROB 方程作為VDW狀態(tài)方程典型代表，因其簡單性與可靠性，廣泛應(yīng)用于工程。

PENG-ROB 方程表達(dá)式為

式中：p為油氣壓力，kPa；T為油氣溫度，K；R為氣體常數(shù)，8.314 kJ/(kmol·K)；V為氣體摩爾體積，kg/kmol；a1為內(nèi)聚力參數(shù)；b為協(xié)體積參數(shù)；Tc為氣體臨界溫度，K；Tr為氣體對比溫度，K；ω為偏心因子；pc為氣體臨界壓力，kPa。

為了簡化流程，選擇分離器中的閃蒸模塊和壓力變送設(shè)備中的Compr 模塊模擬加壓冷凝過程，其中壓縮機(jī)類型與計算方法選擇ASME 多變模型，壓縮機(jī)多變效率與驅(qū)動機(jī)機(jī)械效率分別為80%、95%。工藝流程如圖1 所示。

圖1 加壓冷凝回收工藝流程示意圖Fig.1 Schematic diagram of pressure condensation recovery process

在靈敏度分析過程中，通過設(shè)置冷凝器冷凝溫度為操作變量，重點分析油氣在不同冷凝壓力下回收率、所需能耗以及油氣中各組分流量的變化情況，回收率η由式（2）計算。

式中：η為油氣回收率；Gin為冷凝器進(jìn)口油氣平均質(zhì)量流量，kg/h；Gout為冷凝器出口油氣平均質(zhì)量流量，kg/h。

在對油氣的冷凝過程進(jìn)行靈敏度分析時，油氣處理量為1 000 m3/h，進(jìn)料溫度為25 ℃，壓力（絕對）為101.3 kPa，油氣組分見表1。

表1 冷凝器進(jìn)氣組分Tab.1 Composition of condenser air intake

1.2 模擬結(jié)果分析

混合油氣冷凝的先決條件是油氣組分的氣相分壓達(dá)到飽和蒸氣壓，油氣組分的氣相分壓主要與其濃度和壓力有關(guān)，飽和蒸氣壓與溫度有關(guān)，因此針對氣源濃度、冷凝壓力和冷凝溫度對回收率以及氣相出口濃度影響進(jìn)行研究分析，并對壓縮機(jī)性能選擇及系統(tǒng)能耗進(jìn)行分析。

1.2.1 冷凝壓力、溫度及氣源濃度的影響

由表2 可知，對于同一種油氣，在冷凝溫度不變的情況下，隨著冷凝壓力的增加，總回收率增加，出口非甲烷總烴質(zhì)量濃度降低。

表2 -5 ℃、不同壓力下S1 總回收率及出口非甲烷總烴質(zhì)量濃度Tab.2 Total recovery of S1 and mass concentration of outlet total non-methane hydrocarbon at-5℃and different pressures

由表3 可知，對于同一種油氣，在冷凝壓力不變的情況下，隨著冷凝溫度的降低，總回收率增加，出口非甲烷總烴質(zhì)量濃度降低。

表3 不同溫度、0.3 MPa 下S1 總回收率及出口非甲烷總烴質(zhì)量濃度Tab.3 Total recovery of S1 and mass concentration of outlet total non-methane hydrocarbon at different temperatures and 0.3 MPa

由于氣源S3 比S1 的重組分多，由表4 可知，在冷凝壓力、冷凝溫度不變的情況下，S3 總回收率增加。

圖2、圖3 分別為低濃度油氣S1 與高濃度油氣S3 不同冷凝壓力下，冷凝溫度與回收率η和非甲烷總烴質(zhì)量濃度Cout關(guān)系曲線?？梢钥闯?，在相同冷凝溫度下，回收率隨冷凝壓力升高而升高，出口濃度逐漸降低，回收率情況呈線性增加趨勢。

圖2 油氣S1 回收率和非甲烷總烴出口濃度隨冷凝溫度變化的關(guān)系曲線Fig.2 Curve of oil vapor S1 recovery and total non-methane hydrocarbon outlet concentration varies with condensation temperature

圖3 油氣S3 回收率和非甲烷總烴出口濃度隨冷凝溫度變化的關(guān)系曲線Fig.3 Curve of oil vapor S3 recovery and total non-methane hydrocarbon outlet concentration varies with condensation temperature

1.2.2 氣源性質(zhì)的影響

當(dāng)冷凝壓力為0.3 MPa、冷凝溫度20 ℃時，不同氣源的總回收率見表5。

表5 20 ℃、0.3 MPa 下各氣源的總回收率Tab.5 Total recovery of each gas source at 20 ℃and 0.3 MPa

當(dāng)冷凝壓力為0.3 MPa、冷凝溫度-20 ℃時，不同氣源的總回收率見表6。

表6 -20 ℃、0.3 MPa 下各氣源的總回收率Tab.6 Total recovery of each gas source at-20 ℃and 0.3 MPa

由表5、表6、圖4 可知，對于輕組分多的S2，預(yù)處理冷卻溫度在10℃時，加壓至0.3 MPa 無法提高回收率。對于重組分多的S3，預(yù)處理冷卻溫度在20 ℃時，加壓至0.3 MPa 可回收部分油氣，降低排放濃度。由于S2 相比于S1 輕組分含量較高，該冷凝溫度范圍內(nèi)未達(dá)到其飽和濃度無法冷凝，因此在-20～5 ℃冷凝溫度范圍內(nèi)，S1 回收率高于S2。

圖4 油氣冷凝溫度與回收率關(guān)系曲線Fig.4 Curve of oil vapor condensation temperature and recovery

1.2.3 能耗分析及壓縮機(jī)選擇

以處理量為1 000 m3/h 的S3 為例，經(jīng)過模擬得到的能耗數(shù)據(jù)見表7、表8。

表7 -10 ℃、不同冷凝壓力下S3 的能耗Tab.7 Energy consumption of S3 at-10 ℃and different condensation pressures

表8 -20 ℃、不同冷凝壓力下S3 的能耗Tab.8 Energy consumption of S3 at-20 ℃and different condensation pressures

由表7、表8 可知，當(dāng)冷凝溫度-10 ℃，冷凝壓力分別為0.2 MPa、0.3 MPa 時，較常壓冷凝的能耗分別增加105%、182%；當(dāng)冷凝溫度-20 ℃，冷凝壓力分別為0.2 MPa、0.3 MPa 時，較常壓冷凝的能耗分別增加73%、116%。因此，冷凝溫度越低，隨冷凝壓力的增加，能耗增加越少。加壓造成能耗增加主要是因為油氣加壓后溫度相比于進(jìn)氣溫度升高。模擬結(jié)果顯示，進(jìn)氣25 ℃油氣S3 加壓至0.2 MPa、0.3 MPa 后，溫度分別升高到67.83 ℃、94.15 ℃，同時油氣濃度增加，相同冷凝溫度下，高濃度油氣回收率越高，更多的油氣組分被冷凝液化。因此，油氣溫度升高造成能耗增加，同時回收率增加所需要能量更多。

表9 為加壓1 000 m3/h 油氣S1、S2、S3 所需的壓縮機(jī)功率，可以看出，在相同冷凝溫度及冷凝壓力下，壓縮三種油氣所需的功率幾乎一樣。

表9 壓縮機(jī)功率Tab.9 Compressor power kW

2 冷凝工藝模擬優(yōu)化

基于工藝模擬流程，重點考察冷凝壓力、冷凝溫度、油氣濃度對冷凝效果影響，以得到油氣的冷凝規(guī)律。當(dāng)前，油氣冷凝回收工藝的設(shè)計主要是冷凝溫度、冷凝壓力的確定。對兩種典型原油油氣組分S1、S2 進(jìn)行冷凝回收模擬及靈敏度分析，確定最佳冷凝溫度及冷凝壓力，進(jìn)一步對油氣冷凝回收工藝進(jìn)行優(yōu)化，提出低成本、低能耗的冷凝回收工藝。

2.1 常壓冷凝靈敏度分析

借助靈敏度分析工具分析油氣的冷凝過程時，為更加符合工業(yè)背景，需考察進(jìn)氣流量對冷凝效果的影響。處理量為1 000 m3/h，環(huán)境溫度為25 ℃，壓力為101.3 kPa，常壓冷凝時，兩種油氣樣品S1、S2 的回收率隨著溫度變化的關(guān)系曲線見圖5。隨著冷凝溫度降低油氣回收率逐漸升高，冷凝溫度由25 ℃降低到-110 ℃時，S1、S2 兩種油氣回收率分別為94.98%、93.05%。由于兩種油品存在部分輕組分，只有冷凝溫度達(dá)到-10 ℃，兩種油氣回收率才出現(xiàn)上升趨勢。

圖5 油氣回收率隨冷凝溫度變化的關(guān)系曲線Fig.5 Curve of oil vapor recovery varies with condensation temperature

圖6 為S1 油氣中各組分的回收率與冷凝溫度關(guān)系曲線?？梢钥闯觯?dāng)冷凝溫度降低至-40 ℃時，C6 組分回收率逐漸趨于穩(wěn)定。對于同種烴類，隨冷凝溫度的降低其回收率增加。在相同的冷凝溫度下，同種氣源中重組分的回收率要高于輕組分的回收率。

圖6 S1 中各組分回收率與冷凝溫度關(guān)系曲線Fig.6 Relationship curve between recovery rate and condensation temperature of each component in S1

以1 000 m3/h 的氣源S1 為例進(jìn)行模擬，冷凝溫度-110 ℃，常壓冷凝時S1、S2 出口濃度見表10。

表10 -110 ℃、0.1 MPa 下S1、S2 出口濃度及能耗Tab.10 Outlet concentrations and energy consumption of S1 and S2 at-110 ℃and 0.1 MPa

由表10 可知，單純常壓冷凝出口濃度高于1 g/m3，難以達(dá)到排放要求，可采取加壓冷凝或者集成工藝后續(xù)進(jìn)一步處理，才能達(dá)標(biāo)排放。冷凝溫度越低，所需制冷量越大。出口濃度、能耗變化趨勢見圖7、圖8。

圖7 油氣出口濃度隨冷凝溫度變化曲線Fig.7 Curve of oil vapor outlet concentration varies with condensation temperature

圖8 油氣單極冷凝能耗與冷凝溫度關(guān)系曲線Fig.8 Relationship curve between energy consumption and condensation temperature of oil vapor monopole condensation

2.2 加壓冷凝模擬優(yōu)化

針對氣源濃度、壓力和冷凝溫度對回收率以及氣相出口濃度影響進(jìn)行模擬優(yōu)化。

以1 000 m3/h 的氣源S1 為例進(jìn)行模擬，計算總回收率、出口非甲烷總烴質(zhì)量濃度（表11、表12）。

表11 -20 ℃、不同壓力下S1 出口濃度及能耗Tab.11 S1 outlet concentration and energy consumption at-20 ℃and different pressures

表12 -110 ℃、不同壓力下S1 出口濃度及能耗Tab.12 S1 outlet concentration and energy consumption at-110 ℃and different pressures

由表11、表12 可知，油氣回收率隨著冷凝壓力升高而增加，且對冷凝高溫區(qū)影響更加顯著，隨著冷凝溫度進(jìn)一步降低，加壓冷凝對油氣回收率及氣相出口濃度影響微乎其微。綜合考慮工業(yè)處理成本，冷凝溫度和冷凝壓力分別為-80 ℃、0.2 MPa最為合適。

以1 000 m3/h 的氣源S1 為例進(jìn)行模擬，對能耗進(jìn)行計算（表13、表14）。

表13 -80 ℃、不同壓力下S1 的能耗Tab.13 Energy consumption of S1 at-80 ℃and different pressures

表14 -40 ℃、不同壓力下S1 的能耗Tab.14 Energy consumption of S1 at-40 ℃and different pressures

由表13、表14 可知，冷凝壓力為0.1、0.2、0.3 MPa 時，-80 ℃比-40 ℃增加能耗分別為73%、39%、30%，即隨著冷凝溫度逐漸降低，加壓冷凝能耗增長趨勢越來越小。冷凝能耗來源主要有兩個部分，一部分是氣相油氣降溫所需的能耗，一部分是油氣液化相變所需能量，油氣組分進(jìn)氣溫度、進(jìn)氣量、冷凝溫度等因素都會影響能耗變化。

以1 000 m3/h、3 000 m3/h，冷凝溫度-80 ℃，冷凝壓力0.3 MPa 的氣源S1 為例進(jìn)行模擬，對能耗計算（表15、表16）。

表15 -80 ℃、0.3 MPa 下S1 在不同氣量下的能耗Tab.15 Energy consumption of S1 at different gas volumes at-80 ℃and 0.3 MPa

表16 -80 ℃、0.1 MPa 下S1 在不同氣量下的能耗Tab.16 Energy consumption of S1 at different gas volumes at-80 ℃and 0.1 MPa

由表15、表16 可知，在相同的氣源、冷凝溫度、冷凝壓力下，隨著氣量的增大，能耗增加。

3 結(jié)論

通過以上模擬及計算，可得出以下結(jié)論：

（1）加壓后冷凝的回收率明顯提高，且出口濃度降低。不同濃度的油氣組分，加壓后在相同冷凝溫度（-20～20 ℃）下，高濃度油氣回收率不一定高于低濃度油氣回收率，主要和油氣具體組分有關(guān)。

（2）冷凝溫度達(dá)到-10 ℃，兩種油氣回收率才出現(xiàn)上升趨勢。冷凝溫度為-110 ℃時出口濃度不能達(dá)到不高于1 g/m3排放要求，可采取加壓冷凝或者集成工藝后續(xù)進(jìn)一步處理。

（3）在相同的氣源、冷凝溫度、冷凝壓力下，隨著氣量的增大，能耗增加。相同氣量、不同濃度的油氣，在相同冷凝溫度及冷凝壓力下，壓縮三種油氣所需的功率相近。