王丹 高秀宝 牛晓鹏
中海油石化工程有限公司
我国作为能源进口大国,尤其在原油方面对外依存度很高。据统计,2019 年年底我国进口原油量达到4 125×104t,原油种类更加多样,产地更加复杂,周转频率高导致油气量大,原油成分多样,其中含硫、含酸原油占大多数[1]。为保证我国的发展以及应对外国对我国的各种不利举措,保障原油战略储备量,采用地下水封石油洞库作为储存原油的有效方法[2]。地下水封石油洞库利用原油在地下洞室中的压力小于裂隙水的压力,以及油水不相容的特性,把原油稳定地储存在洞室中。地下水封石油洞库因其良好的环保性、经济性、保密性,对我国的原油战略储备十分有利。在储运系统中,油气的损耗会产生很多不利影响,例如,油气与空气混合后会增加火灾爆炸的风险,油气排入大气会造成光化学污染、雾霾等环境问题,油气的不良味道会对民众的生活产生影响[3]。
我国采取加设油气回收装置对排放的油气进行回收,能够有效收集排放油气,保证油品的优良品质,同时减少环境污染。油气回收方法包括冷凝法、吸收法、吸附法、膜分离法、焚烧法等。冷凝法是比较常用的方法,利用油气中所含物质的饱和蒸汽压的不同[4],通过预冷器、一级冷凝(5 ℃)、二级冷凝(-30 ℃)、三级冷凝(-75 ℃)分离出大部分烃类组分,贫气经回热处理后进入下一模块。目前,国内外对冷凝回收技术研究已很成熟,但如何降低制冷能耗、优化工艺结构参数是待解决的问题。借助工艺模拟软件模拟冷凝回收过程,优化工艺流程,选择最佳工艺参数,降低运行及生产成本,可为工业应用提供数据参考,具有重要意义。
基于Aspen Plus 软件模拟化工工艺流程的显著的优势,为了探究加压冷凝对回收效果及出口浓度影响,对三种典型原油油气组分进行冷凝模拟,选择最佳工艺参数,为工艺提供数据参考。
Aspen Plus 提供的物性方法可以准确地判断混合物体系的物性,计算气液相之间相平衡关系。模拟气液相平衡常用物性方法有:状态方程法、活度系数模型、亨利常数。根据物性方法选择基本步骤,选择PENG-ROB(PR)状态方程[5-8]作为整个流程模拟的物性方法。PENG-ROB 方程作为VDW状态方程典型代表,因其简单性与可靠性,广泛应用于工程。
PENG-ROB 方程表达式为
式中:p为油气压力,kPa;T为油气温度,K;R为气体常数,8.314 kJ/(kmol·K);V为气体摩尔体积,kg/kmol;a1为内聚力参数;b为协体积参数;Tc为气体临界温度,K;Tr为气体对比温度,K;ω为偏心因子;pc为气体临界压力,kPa。
为了简化流程,选择分离器中的闪蒸模块和压力变送设备中的Compr 模块模拟加压冷凝过程,其中压缩机类型与计算方法选择ASME 多变模型,压缩机多变效率与驱动机机械效率分别为80%、95%。工艺流程如图1 所示。
图1 加压冷凝回收工艺流程示意图Fig.1 Schematic diagram of pressure condensation recovery process
在灵敏度分析过程中,通过设置冷凝器冷凝温度为操作变量,重点分析油气在不同冷凝压力下回收率、所需能耗以及油气中各组分流量的变化情况,回收率η由式(2)计算。
式中:η为油气回收率;Gin为冷凝器进口油气平均质量流量,kg/h;Gout为冷凝器出口油气平均质量流量,kg/h。
在对油气的冷凝过程进行灵敏度分析时,油气处理量为1 000 m3/h,进料温度为25 ℃,压力(绝对)为101.3 kPa,油气组分见表1。
表1 冷凝器进气组分Tab.1 Composition of condenser air intake
混合油气冷凝的先决条件是油气组分的气相分压达到饱和蒸气压,油气组分的气相分压主要与其浓度和压力有关,饱和蒸气压与温度有关,因此针对气源浓度、冷凝压力和冷凝温度对回收率以及气相出口浓度影响进行研究分析,并对压缩机性能选择及系统能耗进行分析。
1.2.1 冷凝压力、温度及气源浓度的影响
由表2 可知,对于同一种油气,在冷凝温度不变的情况下,随着冷凝压力的增加,总回收率增加,出口非甲烷总烃质量浓度降低。
表2 -5 ℃、不同压力下S1 总回收率及出口非甲烷总烃质量浓度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,对于同一种油气,在冷凝压力不变的情况下,随着冷凝温度的降低,总回收率增加,出口非甲烷总烃质量浓度降低。
表3 不同温度、0.3 MPa 下S1 总回收率及出口非甲烷总烃质量浓度Tab.3 Total recovery of S1 and mass concentration of outlet total non-methane hydrocarbon at different temperatures and 0.3 MPa
由于气源S3 比S1 的重组分多,由表4 可知,在冷凝压力、冷凝温度不变的情况下,S3 总回收率增加。
图2、图3 分别为低浓度油气S1 与高浓度油气S3 不同冷凝压力下,冷凝温度与回收率η和非甲烷总烃质量浓度Cout关系曲线。可以看出,在相同冷凝温度下,回收率随冷凝压力升高而升高,出口浓度逐渐降低,回收率情况呈线性增加趋势。
图2 油气S1 回收率和非甲烷总烃出口浓度随冷凝温度变化的关系曲线Fig.2 Curve of oil vapor S1 recovery and total non-methane hydrocarbon outlet concentration varies with condensation temperature
图3 油气S3 回收率和非甲烷总烃出口浓度随冷凝温度变化的关系曲线Fig.3 Curve of oil vapor S3 recovery and total non-methane hydrocarbon outlet concentration varies with condensation temperature
1.2.2 气源性质的影响
当冷凝压力为0.3 MPa、冷凝温度20 ℃时,不同气源的总回收率见表5。
表5 20 ℃、0.3 MPa 下各气源的总回收率Tab.5 Total recovery of each gas source at 20 ℃and 0.3 MPa
当冷凝压力为0.3 MPa、冷凝温度-20 ℃时,不同气源的总回收率见表6。
表6 -20 ℃、0.3 MPa 下各气源的总回收率Tab.6 Total recovery of each gas source at-20 ℃and 0.3 MPa
由表5、表6、图4 可知,对于轻组分多的S2,预处理冷却温度在10℃时,加压至0.3 MPa 无法提高回收率。对于重组分多的S3,预处理冷却温度在20 ℃时,加压至0.3 MPa 可回收部分油气,降低排放浓度。由于S2 相比于S1 轻组分含量较高,该冷凝温度范围内未达到其饱和浓度无法冷凝,因此在-20~5 ℃冷凝温度范围内,S1 回收率高于S2。
图4 油气冷凝温度与回收率关系曲线Fig.4 Curve of oil vapor condensation temperature and recovery
1.2.3 能耗分析及压缩机选择
以处理量为1 000 m3/h 的S3 为例,经过模拟得到的能耗数据见表7、表8。
表7 -10 ℃、不同冷凝压力下S3 的能耗Tab.7 Energy consumption of S3 at-10 ℃and different condensation pressures
表8 -20 ℃、不同冷凝压力下S3 的能耗Tab.8 Energy consumption of S3 at-20 ℃and different condensation pressures
由表7、表8 可知,当冷凝温度-10 ℃,冷凝压力分别为0.2 MPa、0.3 MPa 时,较常压冷凝的能耗分别增加105%、182%;当冷凝温度-20 ℃,冷凝压力分别为0.2 MPa、0.3 MPa 时,较常压冷凝的能耗分别增加73%、116%。因此,冷凝温度越低,随冷凝压力的增加,能耗增加越少。加压造成能耗增加主要是因为油气加压后温度相比于进气温度升高。模拟结果显示,进气25 ℃油气S3 加压至0.2 MPa、0.3 MPa 后,温度分别升高到67.83 ℃、94.15 ℃,同时油气浓度增加,相同冷凝温度下,高浓度油气回收率越高,更多的油气组分被冷凝液化。因此,油气温度升高造成能耗增加,同时回收率增加所需要能量更多。
表9 为加压1 000 m3/h 油气S1、S2、S3 所需的压缩机功率,可以看出,在相同冷凝温度及冷凝压力下,压缩三种油气所需的功率几乎一样。
表9 压缩机功率Tab.9 Compressor power kW
基于工艺模拟流程,重点考察冷凝压力、冷凝温度、油气浓度对冷凝效果影响,以得到油气的冷凝规律。当前,油气冷凝回收工艺的设计主要是冷凝温度、冷凝压力的确定。对两种典型原油油气组分S1、S2 进行冷凝回收模拟及灵敏度分析,确定最佳冷凝温度及冷凝压力,进一步对油气冷凝回收工艺进行优化,提出低成本、低能耗的冷凝回收工艺。
借助灵敏度分析工具分析油气的冷凝过程时,为更加符合工业背景,需考察进气流量对冷凝效果的影响。处理量为1 000 m3/h,环境温度为25 ℃,压力为101.3 kPa,常压冷凝时,两种油气样品S1、S2 的回收率随着温度变化的关系曲线见图5。随着冷凝温度降低油气回收率逐渐升高,冷凝温度由25 ℃降低到-110 ℃时,S1、S2 两种油气回收率分别为94.98%、93.05%。由于两种油品存在部分轻组分,只有冷凝温度达到-10 ℃,两种油气回收率才出现上升趋势。
图5 油气回收率随冷凝温度变化的关系曲线Fig.5 Curve of oil vapor recovery varies with condensation temperature
图6 为S1 油气中各组分的回收率与冷凝温度关系曲线。可以看出,当冷凝温度降低至-40 ℃时,C6 组分回收率逐渐趋于稳定。对于同种烃类,随冷凝温度的降低其回收率增加。在相同的冷凝温度下,同种气源中重组分的回收率要高于轻组分的回收率。
图6 S1 中各组分回收率与冷凝温度关系曲线Fig.6 Relationship curve between recovery rate and condensation temperature of each component in S1
以1 000 m3/h 的气源S1 为例进行模拟,冷凝温度-110 ℃,常压冷凝时S1、S2 出口浓度见表10。
表10 -110 ℃、0.1 MPa 下S1、S2 出口浓度及能耗Tab.10 Outlet concentrations and energy consumption of S1 and S2 at-110 ℃and 0.1 MPa
由表10 可知,单纯常压冷凝出口浓度高于1 g/m3,难以达到排放要求,可采取加压冷凝或者集成工艺后续进一步处理,才能达标排放。冷凝温度越低,所需制冷量越大。出口浓度、能耗变化趋势见图7、图8。
图7 油气出口浓度随冷凝温度变化曲线Fig.7 Curve of oil vapor outlet concentration varies with condensation temperature
图8 油气单极冷凝能耗与冷凝温度关系曲线Fig.8 Relationship curve between energy consumption and condensation temperature of oil vapor monopole condensation
针对气源浓度、压力和冷凝温度对回收率以及气相出口浓度影响进行模拟优化。
以1 000 m3/h 的气源S1 为例进行模拟,计算总回收率、出口非甲烷总烃质量浓度(表11、表12)。
表11 -20 ℃、不同压力下S1 出口浓度及能耗Tab.11 S1 outlet concentration and energy consumption at-20 ℃and different pressures
表12 -110 ℃、不同压力下S1 出口浓度及能耗Tab.12 S1 outlet concentration and energy consumption at-110 ℃and different pressures
由表11、表12 可知,油气回收率随着冷凝压力升高而增加,且对冷凝高温区影响更加显著,随着冷凝温度进一步降低,加压冷凝对油气回收率及气相出口浓度影响微乎其微。综合考虑工业处理成本,冷凝温度和冷凝压力分别为-80 ℃、0.2 MPa最为合适。
以1 000 m3/h 的气源S1 为例进行模拟,对能耗进行计算(表13、表14)。
表13 -80 ℃、不同压力下S1 的能耗Tab.13 Energy consumption of S1 at-80 ℃and different pressures
表14 -40 ℃、不同压力下S1 的能耗Tab.14 Energy consumption of S1 at-40 ℃and different pressures
由表13、表14 可知,冷凝压力为0.1、0.2、0.3 MPa 时,-80 ℃比-40 ℃增加能耗分别为73%、39%、30%,即随着冷凝温度逐渐降低,加压冷凝能耗增长趋势越来越小。冷凝能耗来源主要有两个部分,一部分是气相油气降温所需的能耗,一部分是油气液化相变所需能量,油气组分进气温度、进气量、冷凝温度等因素都会影响能耗变化。
以1 000 m3/h、3 000 m3/h,冷凝温度-80 ℃,冷凝压力0.3 MPa 的气源S1 为例进行模拟,对能耗计算(表15、表16)。
表15 -80 ℃、0.3 MPa 下S1 在不同气量下的能耗Tab.15 Energy consumption of S1 at different gas volumes at-80 ℃and 0.3 MPa
表16 -80 ℃、0.1 MPa 下S1 在不同气量下的能耗Tab.16 Energy consumption of S1 at different gas volumes at-80 ℃and 0.1 MPa
由表15、表16 可知,在相同的气源、冷凝温度、冷凝压力下,随着气量的增大,能耗增加。
通过以上模拟及计算,可得出以下结论:
(1)加压后冷凝的回收率明显提高,且出口浓度降低。不同浓度的油气组分,加压后在相同冷凝温度(-20~20 ℃)下,高浓度油气回收率不一定高于低浓度油气回收率,主要和油气具体组分有关。
(2)冷凝温度达到-10 ℃,两种油气回收率才出现上升趋势。冷凝温度为-110 ℃时出口浓度不能达到不高于1 g/m3排放要求,可采取加压冷凝或者集成工艺后续进一步处理。
(3)在相同的气源、冷凝温度、冷凝压力下,随着气量的增大,能耗增加。相同气量、不同浓度的油气,在相同冷凝温度及冷凝压力下,压缩三种油气所需的功率相近。