2.1.2　膜分离脱碳工艺

膜分离技术始于19世纪末。从20世纪70年代开始，世界上许多国家对膜分离技术用于气体分离进行了大量的工业试验。采用半渗透性薄膜净化天然气是近30年发展起来的天然气净化新技术。不同气体在同一薄膜中的溶解性和流动性各不相同，混合气体中某些组分透过薄膜的速度远高于其他组分的透过速度，薄膜分离工艺就是基于这一原理进行气体分离的。

气体透过薄膜时，阻力较小的气体为“快”气体，阻力较大的气体为“慢”气体。与甲烷相比，CO₂为快气体，CO₂通过膜体的速度比甲烷快15～40倍，速度的比值取决于操作条件和膜的选择性。气体薄膜分离工艺适用于气体压力较高的工况，分离后的天然气仍可保持高压。

单级膜分离净化后天然气中CO₂含量可低于5%，由于电厂对净化气中CO₂含量要求较高，因此需要采用串联膜分离工艺，一级、二级膜低压透过气经过压缩后进尾气分离膜进一步分离，尾气分离膜分出的高压气返回一级膜入口，分出的低压气放空。二级膜分离后，天然气中CO₂含量可低于1.5%。

膜分离工艺的优点是操作简单、灵活性强（能适应各种操作条件的变化）、净化气水露点可满足外输要求；缺点是投资高、电耗高、烃收率较低、运行经验少、CO₂纯度低。

近年来国内对膜分离技术在油气处理中的应用也进行了一些探索性的研究，中石油海南福山油田于2006年10月底投产运行了国内第一套膜分离脱除二氧化碳装置，该装置由中科院大连化物所设计，所应用的膜从美国空气产品公司和日本UBE公司引进。该装置设计年处理天然气量1360×10⁴m³，原料气中CO₂含量超过80%。

文昌15-1油田也成功实施了膜法脱碳项目。文昌15-1油田伴生气中CO₂含量高达80%，大风天气时火炬常被吹灭。为此，平台使用瓶装的液化石油气作为火炬助燃的燃料，平均每天要消耗30kg液化石油气，补给频繁，运输和吊运风险高。为此，湛江分公司采用膜法对伴生气进行脱碳处理，以确保天然气安全放空，脱碳系统处理能力（基准状态，即20℃、101325Pa）达1200m³/d，处理后的天然气CO₂含量低于50%。其工艺流程如下：油田伴生气首先经过增压压缩机C-2501增压到1.0MPa（G），然后经过套管换热器E-2501与进入膜分离器的原料气换热，将进膜气体的温度升高到60℃，压缩气体然后进入到冷凝器AC-2501和气液分离器V-2503。冷却和涤气后的气相进入聚结过滤器脱除气流中夹带的液滴和颗粒，聚结过滤器带有液位监控和自动排液阀。从聚结过滤器出来的气相与高温压缩气换热升温后，进入活性炭纤维过滤器除去C₈以上的重烃，再经过精密过滤除去气流夹带的固体颗粒，然后进入到膜分离器M-2501，膜的渗透侧得到低压的富CO₂气流排放至闭式排放罐，膜的截留侧得到CO₂浓度小于50%的贫CO₂气流进入火炬放空系统。

乐东15-1气田实施了用膜法脱燃料气中CO₂。乐东15-1气田燃料气来源有两路，一路是来自三甘醇接触塔出口的外输干气，另一路是来自A2、A3井的湿气。在设计中，A2、A3井这两口井是用于启动透平压缩机使用的，主气源是三甘醇接触塔出来的干气。但随着气田的开采，外输干气CH₄组分已降低至43.3%，达不到乐东15-1透平压缩机燃烧需要的最低热值要求。A2井的CH₄含量也由投产之初的76.4%降低到50.85%，CO₂含量则上升到36.49%；A3井的CH₄含量由投产之初的66.7%降低到30.7%，CO₂含量则上升到61.32%；A1井的CH₄含量由投产之初的78.8%降低到61.5%，CO₂含量则上升到22.28%。2012年4月大修时将燃料气从A3井改为A1井，甲烷值继续下降将会导致天然气压缩机无法正常运行，最终的结果可能是停产，因此需要一套高效的脱碳系统脱除外输干气中的CO₂来保证压缩机燃料气的CH₄含量。乐东平台的Solar透平压缩机为一用一备，型号为C40，单台机组运行燃料气最大消耗量（标准状态）1608m³/h，考虑到两台机组切换时同时用气，故燃料气脱碳装置按照3200m³/h的产气量（标准状态）进行设计。乐东15-1气田透平压缩机示意图如图2-1所示。

膜法脱CO₂单元主要由预处理及膜处理撬块2大撬块，8套膜滤器，2套电加热器，2套颗粒过滤器，1套洗涤器罐，2套活性炭过滤器，聚结过滤器，加热器，活性炭吸附床和膜分离器等部件组成。

原料气首先进入聚结过滤器F-101脱除气流中夹带的液滴和颗粒，F-101带有液位监控和自动排液阀。从F-101出来的气相经过加热器，将气体的温度升高到60℃，然后进入到活性炭吸附床除去C₇以上的重烃，再经过颗粒过滤器F-102除去气流夹带的固体颗粒，然后进入到膜分离器M-101，膜的渗透侧得到低压的富CO₂气流，直接排空，膜的截留侧得到CO₂浓度小于10%的贫CO₂气流，作为燃气轮机的燃料气使用。

考虑到原天然气中CO₂的含量还有可能慢慢上升，所以膜系统按照CO₂的含量为50%进行设计。但初期安装的膜组件数量按照CO₂的含量为42%来设计，并在膜组件的框架上预留出膜组件的位置，当CO₂的含量增加时，只需增加膜组件即可，这样可以降低初期的投资。

膜法脱CO₂单元示意图如图2-2所示，预处理及膜处理撬块示意图如图2-3所示。

针对定尾气侧组分、定尾气侧流量、定膜前后压差三种情况，气田测试了不同膜组合处理情况，以便了解不同工况下膜脱碳系统的运行情况。

在不同的压力下，压力越高，膜对CO₂的处理效果越好。在7.0MPa下，单膜脱CO₂的含量在10%～16%，每支膜的脱碳性能基本均衡。

投用一级膜2支、二级膜2支时脱碳后的燃料气为（标准状态）3200m³/h，CO₂含量10%，达到系统性能考核指标。膜组件增加时，处理量也加大，CH₄含量随之升高。CO₂含量在10%时，4支一级膜和1支二级膜的组合效果更佳。

当两台压缩机同时启动时，投用2支一级膜组件，更有利于膜组件的稳定和长期使用。在设计定量的情况下，一级膜投用可将原料气中45%的CO₂处理后减少到10%。投用二级膜可提高CO₂的处理量，但成倍增加CH₄的损耗。膜脱碳系统脱碳后组分随负荷变化波动范围较大；二级膜投用后CH₄损失大，脱碳效果甚微；膜不能承受反向冲击力。测试不同膜组合处理情况脱碳系统调试数据示意图如图2-4所示，单膜不同压力下脱碳处理示意图如图2-5所示，不同膜在相同压力下脱碳处理示意图如图2-6所示，达到系统考核时膜组件示意图如图2-7所示，膜组件数量与脱碳处理示意图如图2-8所示，脱碳装置投用后示意图如图2-9所示。

海上平台天然气膜法脱碳节能技术运用如表2-1所示。