1概述
近年来，随着全球天然气勘探与开发的逐渐深入，越来越多的深海气田、中小型边际气田及伴生气田被发现。海上天然气的开发不仅环境严峻、技术难度大、投资巨大，而且建设期长、资金回收期长、风险较大，不适于采用海上固定式平台开采。浮式液化天然气生产储卸装置(LNG Floating Production Storage and Offloading Unit，简称LNG—FPSO)集海匕天然气的净化、液化、储存、装卸和外运为一体，是一种新型海上气田开发技术。该技术具有造价低、建造期短、便于迁移、可重复使用、远离人口密集区、对环境的影响较小等优点，可以灵活适应海上天然气田的生产状况，特别适用于深海和近海海域天然气的开采。
在浮式LNG生产工艺中，天然气的预处理是一个关键环节，直接影响到后续工艺的正常运行。目前，陆上LNG装置的预处理工艺系统已比较成熟。然而浮式LNG生产装置由于受到海上特殊环境的限制，要求所采用的净化工艺不仅要适应气源条件，还应具有流程简单、设备紧凑、占用空间小、适用性强、安全可靠等特点，以满足海况条件复杂变化的要求。其工艺及设备的选择、布置与陆上预处理工艺有很大差别，还有许多关键技术有待解决，目前该项技术研究仍处于初期阶段。
2设计原则与研究思路
海上浮式LNG预处理工艺系统的设计原则可大体概括为：①满足天然气净化指标要求，在技术上可行；②适应海上浮式生产装置的特点，即要求设备及工艺简单，占用空间小，重量轻，适应范围广；⑧综合经济效益要好。要综合评价一种预处理工艺系统，即从初期投资、杂质净化效果、生产运行费用及维修周期等多个方面进行对比和评价，最后筛选出一种技术上适用、经济效益好的工艺系统。
在进行浮式LNG预处理工艺及设备的选择时，除了要考虑气源条件(如天然气组成、流量、压力、温度等)外，还应考虑海域的海况及环境因素，例如风速、波浪、海流速度、大气温度、压力、相对湿度等。
预处理工艺各有其特点及适用条件，在进行浮式LNG预处理工艺选择时，应根据海上气田的具体情况，按照造价低的原则，综合考虑各种因素，对每种预处理工艺进行可行性研究，经过对比分析，最后选择出一种较为合理的方案。目前，浮式预处理技术研究仍处于初期阶段，针对现状可初步给出浮式LNG预处理工艺系统研究的思路框图。
结合图l，目前面临的主要问题有：①由于浮式液化天然气生产储卸装置漂浮在海上，受风浪、气候、海流等因素的影响，船体的稳定性比固定平台差，因此浮式LNG预处理工艺系统在设计时，要充分考虑浮式生产装置运动对设备性能的影响。然而目前该项研究还存在许多不足，国内没有成熟的实验研究装置，还有许多未解决的技术问题。②工艺及设备关键点参数的确定尚不完善，只能通过相关软件或借鉴现场经验确定，与海上工况还存在一定差别，尚不能很好地反映海上实际运行情况。
3预处理工艺及设备的适应性分析
天然气的预处理是指深度脱除原料气中的H2s、CO2、H2O、重烃、汞及芳香烃等杂质，以免这些杂质腐蚀设备及在低温下冻结而堵塞设备和管道，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m引。
3．1脱酸气
在天然气液化装置中，常用的脱酸气方法有3种，即醇胺法、热钾碱法和砜胺法。下面对这3种方法进行简单比较。
①醇胺法
醇胺法利用以醇胺为溶剂的水溶液，与原料天然气中的酸性气体发生化学反应来脱除天然气中的酸性气体。该法目前已相当成熟，可同时脱除co2和H2s，尤其适用于酸性组分分压低或要求酸性组分含量低的场所。
醇胺法的主要缺点杉①有些醇胺溶液与COS和CS2的反应是不可逆的，会造成溶剂降解损失，故不宜用于COS和cs2含量高的天然气脱酸气；②醇胺溶液具有腐蚀性；③醇胺溶液作为脱酸气溶剂，其富液在再生时需加热，不仅能耗较高，而且高温下醇胺易发生热降解，损耗较大。
②热钾碱法
Benfield法是目前热钾碱法中使用最为广泛的方法。其吸收剂是由碳酸钾、催化剂、防腐剂和水组成的混合物，可同时脱除H2s和CO2，在酸气分压较高时使用较为经济。该法的吸收温度较高，净化程度好，对含有大量二氧化碳的原料气尤为适用。Benfield法已被世界上600多座天然气预处理装置所采用。
③砜胺法
砜胺法是近年来使用最为广泛的化学一物理溶剂法，其吸收溶剂是由物理溶剂环丁砜、化学溶剂二异丙醇胺或甲基二乙醇胺和少量水组成。该法兼有物理溶剂法和化学溶剂法两者的优点，具有能耗低、装置处理能力大、腐蚀轻、不易发泡、溶剂变质轻等优点，对中、高酸气分压的天然气有广泛的适用性，同时具有良好的脱有机硫的能力。在脱除H2s及C02的同时脱除有机硫的工况，国内外都首选砜胺法。该法的缺点是对烃类有较高的溶解度，会造成有效组分的损失。
④其他方法
由以上分析可知，这3种脱酸气方法具有不同的应用场所，因此脱酸气工艺的选择应视原料气的具体组成而定。除了上述3种方法之外，近年来又开发了一些新型净化工艺，如膜分离法、吸附分离技术等。
天然气膜分离法是近20多年来发展起来的新技术，具有造价低、操作简单、重量轻、占地面积小、能耗低，在脱除酸性气体的同时可脱去大部分水蒸气，装置无运动部件且体积小，不易受外部环境的影响等优点，对于海上浮式生产装置具有较大的吸引力。但膜分离技术通常只能用于酸气含量高的场所，而且只能作为H：s和CO：的粗级净化。当原料气中CO：体积分数高于2％时，可采用膜分离法和醇胺法相结合的酸气净化系统。
3．2脱水
目前常用的天然气脱水方法主要有冷却法、吸收法、吸附法、膜分离法、超声速脱水法，5种脱水方法的对比分析如下。
①冷却法
冷却法脱水利用压力不变时天然气含水量随温度降低而减少的原理实现天然气脱水。此法只适用于大量水分的粗分离，其脱水深度达不到天然气液化前对水露点的要求，须与其他方法结合使用。
②吸收法
甘醇法是吸收法中使用最为广泛的一种方法。该法具有造价较低、压力降较小、可连续操作、补充甘醇较容易等优点，并且可方便应用于某些固体吸附剂易受污染的场所。该法的缺点是：a．天然气的水露点要求低于一32 cC时，需采用汽提法进行再生，能耗较高。b．甘醇受污染或分解后具有腐蚀性。甘醇法脱水的露点降通常为30～60℃，适用于大型天然气液化装置中原料气所含的大部分水分的脱除。
③吸附法
吸附法脱水能够提供非常低的水露点，可使天然气水露点降至一70℃以下，水的体积分数可降至0.1×10“以下；对气温、流速、压力等变化不敏感；没有腐蚀、形成泡沫等问题。其主要缺点是：基本建设造价高，一般情况下压力降较大，吸附剂易中毒或破碎，再生时需要的热量较多。现代液化天然气工厂采用的吸附脱水方法大都是分子筛吸附脱水。
④膜分离法
膜分离法可同时脱除天然气中的CO2、H2s及水。该法的优点是：a．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，造价与甘醇法相当；b．灵活性大，适应性强；c．设备结构简单紧凑，占用空问小，重量轻；d．对环境产生的影响较小。现场试验证明，在不同的操作条件下，膜分离法能使水露点降到一48℃以下，水的体积分数<100×10-6。
膜分离法用于天然气脱水有其内在的优势，潜力较大。但是从目前的应用角度来看，该法在工业上尚未得到广泛应用。在现有条件下膜的性能尚存在不稳定性，与传统脱水工艺相比，膜分离法脱水在烃损失、浓差极化、膜的塑化等方面仍存在着挑战。
⑤超声速脱水法
超声速脱水法利用天然气在超声速状态下的蒸汽冷凝现象进行天然气脱水。该法的优点是：a．工艺简单，设备少，装置易橇装；b．可靠性很高，允许在苛刻环境中运转；c．能够在瞬间启停，无需大量的外部能源供应；d．造价低，操作方便，可靠性高，不需外加动力，运行费用低。然而该法的脱水深度不高，通常达不到LNG装置对原料气的净化指标要求。
⑥比较结果
由以上对比分析可知，冷却脱水只适用于大量水分的粗分离。膜分离法及天然气超声速脱水系统虽然具有设备简单、占地面积小、操作灵活等优点，但其脱水深度达不到天然气液化前含水量的要求，尚不能直接用于天然气液化装置。由于甘醇法脱水所采用的脱水剂为液体工质，浮式生产装置的运动易导致液体分布不均，造成传质效果恶化，从而降低吸收效率，故该法不适用于海上浮式生产装置。
与其他方法相比，吸附法中的分子筛脱水法不仅具有脱水效果好、可达到液化装置脱水深度要求 (水体积分数<O.1×10-6)的优点，而且作为吸附法的一种，针对浮式LNG生产装置的特点，分子筛脱水还具有较大的优势：a．流程简单，设备少，体积小。b．海上浮式生产装置的特点是比较机动、灵活，开停方便，由于受台风等因素的影响，运行可能不连续。吸附法可以间歇工作，可适应浮式LNG装置的特点。c．浮式LNG生产装置经常会发生一定程度的倾斜，吸附过程不存在液体工质，且气体的均匀分布又不受塔体倾斜的影响，因此无需为考虑倾斜而放大装置尺寸。
鉴于分子筛脱水工艺在浮式LNG净化方面具有的独特优势，故建议采用分子筛脱水法。此外，当原料气含水量较高时，可先用冷却法、膜分离法或超声速法脱除大部分的水分，再采用分子筛工艺进行深度脱水。
3．3脱重烃
在天然气液化装置中，进液化单元的原料气中重烃质量浓度不应高于70 mg／m。。在用分子筛吸附脱水时，重烃可被部分脱除，但通常达不到净化要求，余下的重烃通常采用冷凝分离法除去。
根据制冷方式的不同，冷凝分离法可分为制冷剂制冷、节流制冷、膨胀制冷3种。制冷剂制冷过程中天然气的压力损失较小，当天然气采用混合制冷剂液化工艺时使用此法较为经济。节流制冷的优点是简单易行、设备造价低，在原料气压力很高、有剩余压力可供利用时可采用此法，但通常不能使重烃含量降低至所要求的值。膨胀制冷过程制冷温度较低，可达到天然气液化前对重烃含量的要求，且操作简单、易于模块式橇装，用于天然气液化过程具有较大的优越性。
此外，若在浮式生产装置上实现C3、C4(或称LPG)与天然汽油(C5)的分离，则还需采用轻油稳定塔。塔器是实现气液传质的设备，浮式生产装置的运动对塔器的传质效果影响较大，塔器的设计需充分考虑浮式生产装置各种不利因素的影响。因此，是否要在浮式生产装置上实现LPG与天然汽油的分离，应视原料气中C3、C4及C5含量多少进行技术经济比较后确定。
3．4其他杂质的脱除
天然气中除了含有水、酸性气体、重烃外，还含有汞、芳香烃(主要是苯)、氮气等杂质。
在天然气净化中，国内外常用的脱汞方法主要有HgSIV吸附剂脱汞和浸渍硫活性炭脱汞，两种方法均可应用于海上浮式LNG生产装置。HgSIV吸附剂是由美国UOP公司研发的一种新型脱汞材料，该吸附剂具有良好的汞清除特性并且可再生，可同时对气体干燥并除去Hg。在Pacific Rim的一个LNG工厂中，该吸附剂的功效能使Hg含量从25∥m3降至0.01m3。目前该法已经投入工业应用。美国Calgon公司活性炭分公司研制的一种专门用于从气体中脱除汞的浸渍硫活性炭HGR，具有良好的脱汞效果，并可再生。我国林业科学研究院林产化学工业研究所南京科技开发总公司研发的浸渍硫活性炭性能相当于美国Calgon公司的浸渍硫活性炭。该吸附剂可国产化，目前已成功应用于海南海然天然气液化装置。
在天然气脱苯中，常用的方法有吸收法和吸附法。吸收法脱苯工艺采用的吸收剂为异戊烷。目前国内已有厂家研制出异戊烷脱苯方法，并已应用于河南中原绿能高科有限责任公司LNG工厂。然而由于该法采用的吸收剂为液体工质，浮式生产装置的运动不利于传质过程咕勺进行，故不适用于海上浮式LNG装置。吸附法脱苯工艺常用的吸附剂为活性炭，活性炭吸附脱苯技术具有工艺流程简单、造价低、能耗少的优点¨引，并且浮式生产装置运动对其影响较小，在浮式LNG净化方面表现出较大的技术优势，故建议采用活性炭吸附脱苯工艺。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。
3．5净化设备
浮式生产装置因海上环境的变化(风、浪、流)会产生一定自由度的运动，主要有6种形式的运动：纵荡(surge)、横荡(sway)、垂荡(heave)、横摇 (roll)、纵摇(pitch)和首摇(yaw)，其中前3种属线性运动，后3种为角度运动。对工艺设备性能影响较大的运动形式主要有4种：纵摇、横摇、垂荡和纵荡㈣。
浮式LNG预处理工艺系统中，受浮式生产装置运动影响较大的设备主要是气液接触和传质的设备，即各类塔器和分离器。为了减少浮式生产装置运动对工艺设备性能的影响，可采取以下措施：
①合理布置容器，尽可能减少设备的运动振幅，压载系统必须保证浮式生产装置的平稳。对浮式生产装置危害最大的运动是纵摇，故工艺容器的轴向应当布置成沿最小的纵摇方向，并尽可能靠近浮式生产装置的重心，使得垂荡运动保持最小值。
②合理设计容器的尺寸和内件。增加卧式容器的直径，减少长度，减少浮式生产装置运动的影响；增加容器内堰板的数量，初级挠动会降低，而次级挠动会增加，因此为使总的挠动达到最小值，应当优化堰板的数量，并改进堰板的形式，可减少横摇运动对卧式容器性能的影响。现场试验表明，经特殊内件设计的卧式容器经受6。的横摇和3。的纵摇时，仍能保证满意的操作。
③对于浮式生产装置，塔器应优先选择填料塔设备。填料塔工作性能稳定，比塔盘塔有利于传质，且减小了塔径和整体高度。最小化塔尺寸和重量对于减小浮式生产装置弯曲挠度和晃动引起的剪切力是非常必要的。填料塔是天然气液化流程中最高、最重的设备(尤其是原料气压力高时)，应布置在浮式生产装置的中轴线上。由于液化及分馏模块中的蒸馏塔的直径和高度远小于吸收塔和再生塔，对塔盘、堰板进行改进后，可以选用塔盘塔。
此外，20世纪70年代末出现的一种新型高效传质设备——超重力技术的旋转填充床(又称超重力机)，克服了传统塔器的缺点，逐渐受到关注。超重力机是利用高速旋转的填料床产生的强大离心力强化传质与混合过程的新型设备。该设备具有体积小、传质效率高、能耗低、物料停留时间短、运行平稳可靠、耐振动及颠簸、维修方便等优点，对于海上油气田的开发具有很大的吸引力。在天然气脱酸气工艺中，采用超重力机代替传统的吸收塔及再生塔强化传质与反应过程，将是一项革新性技术。
4结论
海上浮式LNG预处理工艺系统的设计应根据海上气田的具体情况，按照造价低的原则，综合考虑各种因素，对每种预处理工艺系统进行可行性研究，经过对比分析，最后选择一种较为合理的方案。本文提出了预处理工艺系统研究的思路框图，对比分析了现有预处理工艺对浮式生产装置的适应性，初步选择出了各种杂质的净化方法。浮式生产装置的运动对工艺设备的性能产生一定影响，为了减少浮式生产装置运动的影响，给出了设备在浮式生产装置上的布置及选型方面的建议，对于海上浮式预处理工艺系统的设计具有一定的指导意义。
目前，海上浮式预处理工艺系统的研究仍处于初期阶段。为确保实际装置的安全性、经济性及可靠性，除了理论分析之外，还应运用实验及模拟软件等手段研究海洋环境中浮式LNG预处理工艺系统的实际运行情况。
