变压吸附技术在煤层气开发中的应用探讨

1 引言 我国有着极为丰富的煤层气资源，据估算，埋深2000m以浅的煤层气资源量达30～35万亿m3，以可采系数50%折算，其可采资源量为15～175万亿m3，相当于1319～1539亿t原油，按现有原油开采速度，可供我国开采100年以上。因此，我国煤层气开发前景巨大。目前，制约我国煤层气开发的主要问题是技术问题，例如煤层渗透率低、单井产量低和不能形成工业生产规模等，这使得我国不能照搬美国开发煤层气的成功经验，必须研究适合我国煤层气工业发展的技术。本文正是针对我国煤层气开发的特殊性，提出将PSA技术用于煤层气水平钻井，提高煤层气采收率，煤层气净化、轻烃回收和贮运，以促进我国煤层气工业的技术进步。 2 PSA技术简介 PSA技术是60年代发展起来的一种气体分离技术，它是以固定床吸附，在连续改变体系平衡的热力学参数(压力)下，使吸附和解吸再生循环进行，既具有固定床吸附的优点，又是一种循环过程。它广泛用于石油、天然气、化工的气体分离工业，例如H2、O2、N2、He和Ar等气体，以及CH4、C2H4、C2H2、nCnH2n+2、H2O、CO2和CO等组分的分离、回收和精制。到1986年国内外已有500余套大型PSA装置在运转，最大处理能力已达到10万m3/h。PSA分离过程的优点为： (1)产品纯度高，例如可获得纯度为99999%的纯氢； (2)在室温和低压(005～300MPa)下操作，不需外加热源，设备简单； (3)可单级操作，原料气中的几种组分可在单组中脱除，原料气中的水分和CO2等不需要预处理； (4)吸附剂寿命长，对原料气质量要求不高，装置操作容易，操作弹性大； (5)自动化程度高，操作费用低，节能降耗显著。 我国PSA技术的研究始于70年代初，由西南化工研究院率先开发PSA技术，至今已在 内外开发350余套PSA装置，涉及九个方面的应用。表1列出了该院开发的可用于煤层气开发的部分PSA技术。 3 PSA技术在煤层气开发中的应用 31 PSA技术在煤层气钻井中的应用 针对我国煤层气储层属于低渗透、压力封闭型。亦有人提出在大规模开发煤层气时采用水平井技术。水平井的主要优点是垂直于煤体的最大渗透方向，可增加煤层气的产量。但是，在钻水平井时必须考虑钻井液对煤层的污染问题，否则将得不偿失，在油气行业已经出现过钻井液严重污染油气层而导 表1 可用于煤层气开发的PSA技术 装 置 PSA-N2 PSA-CO2/R PSA-C+2/R PSA-CH4 原 料 气 空 气 各种含CO2混合气 天然气 煤矿瓦斯 处理量(m3/h) 30～6000 1500～50000 200～10000 500～20000 净化气纯度(%V) N2≥99 CO2＜02 C+2＜100ppm C1：50～95 操作温度 常温 常温 常温 常温 操作压力(MPa) 03 07~20 03~08 04~08 在煤层气开发中的应用 煤层气钻井，提高煤层气采收率 提高煤层气采收率，煤层气净化 煤层气净化，轻烃回收 煤层气净化致油气井报废的教训。因此，为防止煤层污染，可采用空气钻井技术。 空气钻井是用空气作循环介质的一种低压钻井技术，与钻井液钻井比较，它具有成本低，机械钻速提高3～4倍，钻头寿命长，能有效开发低压低渗透储集层和很好地保护储层等优点。但空气钻井存在着难以克服的危险性，钻遇煤层时可能发生井底着火。煤层气和压缩空气的混合物引起井底着火能熔化钻头、钻铤、钻杆和其它井底工具，造成事故。因此，为防止空气钻井的危害，可采用空气雾化钻井和天然气钻井。空气雾化钻井减少了井底着火的可能性，但又增加了发泡剂、防腐剂和水等的费用，缩短了钻头寿命，降低了钻进速度。用天然气钻煤层气井可避免井底着火，但不经济，且存在气源和安全问题。 目前，美国、加拿大已将一种空心纤维聚合物薄膜装在专为油田设计的橇装氮气生产设备(NPU)上，生产的氮气用于水平钻井、垂直井和负压钻井，比用空气雾化钻井和天然气钻井的成本低得多，完全克服了钻井液钻井、空气雾化钻井和天然气钻井的缺点。当采用移动式PS－N2装置制氮用于煤层气水平井钻井时，其成本仅为天然气的1/8和空气深冷法制氮的1/2。 此外，PSA－N2装置用于煤层气水平井钻井时，还副产了含氧量≥40%的富氧空气，将其供给钻井用柴油机，可使柴油在气缸内进行富氧燃烧，以提高柴油机功率、降低油耗和CO、HC与碳烟等有害物质的排放，从而改善钻井所用柴油机的性能，提高机械钻速，降低钻井成本。例如，四冲程非增压柴油机和四冲程涡轮增压柴油机使用35%的富氧空气，二者指示功率增加51%，机械效益分别提高6～144%、37～85%，油耗下降56～126%、36～78%。32 PSA技术在提高煤层气采收率中的应用我国的煤层气储层属于压力封闭型，煤层渗透率低，这使得煤层气在煤孔隙中解吸和流动的 阻力远大于水力封闭型的煤层气储层。为了提高我国煤层气的采收率，可采用注入增产法(ECBM)，这是Amoco公司开发的一项提高煤层气采收率新技术。ECBM将N2、CO2和烟道气注入煤层，降低甲烷在煤孔隙中的分压，有利于CH4从煤基质中解吸；对煤具有比CH4更大亲合力的注入气体(如CO2)，会导致CH4的置换解吸作用(即竞争吸附作用)；注入气体还增加了煤层气向气井流动的推动力(压力能)，有利于压力封闭型煤层气克服在低渗透煤层中的流动阻力。Amoco公司在室内进行的注N2试验，已获得100%的CH4采收率；在圣胡安盆地西北部采用5点井网进行的注N2试验，亦可使煤层气产量提高3倍。这表明ECBM提高了产层能量，加速了煤层气的解吸和运移，从而提高了煤层气采收率。 使用ECBM开采煤层气，必须拥有充足的N2、CO2或烟道气。N2可从空气中获取，可作为CO2资源的气源较多(见表2)，但部分CO2气源需经浓缩和净化才能用于ECBM。回收CO2的常用方法是溶剂吸收法，如Catacarb法、Benfield法、G－V法、MEA法、ADIP法、Fluor法等，它们存在的问题是：工艺流程长，设备复杂，能耗高和许多吸收溶剂对设备有腐蚀。当采用PSA技术从各种富含CO2的气源中回收CO2时，其节能降耗显著，可完全克服溶剂法的缺点。例如，PSA法替代Benfield法、MEA法、低温甲醇法、常温甲醇法、Fluor法和Selexol法脱碳，其综合能耗仅各为原来的42%、47%、72%、2%、47%和401%。 表2 各种CO2气源及其含量 CO2气源 CO2% 石油溶解气 微量～90 天然气 5～80 天然CO2气井 80～995 烟道气 10～16 合成氨工业 98～99 石油化工过程 98～99 用于ECBM的各种气源成本比较见表3。表3表明，采用注N2技术提高煤层气采收率的成本最低，其中PSA法制N2的成本仅为深冷法的一半，其经济生产能力国外已达到120万m3/d。因此，PSA-N2装置用于煤层气注N2开发是完全可行的。但是，采用ECBM法，虽然提高煤层气采收率，但也增加了采出煤层气中N2、CO2的含量，因此必须脱除才能满足管输和用户要求。 表3 用于ECBM的各种气源成本比较 气源 成本(相对值) N2(PSA法) 10 N2(深冷法) 20 CO2 20～60 烟道气 40～60 33 PSA技术在煤层气净化中的应用 当煤层气中含CO2和水时，一般采用溶剂吸收法脱碳和脱水，以及固体吸附法(变温吸附TSA)脱水。溶剂法脱碳见前述。目前可用于煤层气脱水的主要方法有：TEG法、DEG法、分子筛法(TSA)和CaCl 2水溶液法，它们不同程度存在投资和操作费用高、间歇操作和有废液排放等问题，采用SA法脱水可消除这些不足。事实上，PSA法可同时脱除煤层气中的CO2和水。采用PSA－CH4、PSA－C+2/R、PSA－CO2/R装置净化煤层气，优于深冷法脱氮和溶剂吸收法脱碳。脱除的N2、CO2回注煤层，可降低ECBM的生产成本。 当煤层气中同时含有H2S、CO2和水时，可在PSA法脱碳操作装置前增加一套脱硫装置，考虑到我国煤层渗透率低和单井产量低，以采用固体脱硫剂(SDA)装置为好。这种脱硫剂可选择性地脱除H2S、RSH，工艺设备简单，不需公用设施，一次性使用，硫容量可达12%左右，脱除1kgH2S需耗费用50元；脱硫后的废脱硫剂不需任何处理，可直接弃于旷野、农田，对环境无害，可促进植物生长；它适用于H2S含量在01～5g/m3范围的原料气，装置处理量以小于10万m3/d为宜，对低含硫天然气脱硫是一种有效的方法。最近，四川泸州天然气研究所已研制出了CT8－4、CT8－4A、CT8－4B三种常温氧化铁脱硫剂，它们在活性、硫容量和脱硫剂费用方面明显优于Sulfatreat脱硫剂。因此，采用SDA法和PSA法净化煤层气完全可行。 34 PSA技术在回收煤层气轻烃中的应用 在我国相当多的煤层中，含有丰富的C+3资源。例如(于良臣等，1981年)，北票矿区的焦肥煤中C+3含量为0098～3557%(V)，四川中梁山、天府、南桐等瘦焦煤矿区中C+3含量为0058～318%(V)，湖南里王庙无烟煤矿 区的坦家冲井田6号煤层中C2～8的平均浓度为4814%(V)。而在四川中坝 气田的须二天然气中C+3组份仅为27%(V)对其进行轻烃回收还具有相当好的经济效益。所以，从煤层气中回收轻烃具有较高的经济价值。 目前，透平膨胀致冷回收轻烃是天然气深加工的主要方法，将其直接用于回收煤层气中的C+3组份，须脱除煤层气中70～95%的C1+C2，是极不经济的。若采用PSA-C+3/R装置脱除煤层气中的C1+C2，不仅能降低投资和操作费用，而且可大幅度提高装置的生产能力。 PSA法用于回收煤层气中的轻烃有两种工艺路线，原理流程如图1和图2所示。在图1中煤层气依次进入SDA和PSA-CO2/T(或PSA-CH4)装置脱硫、脱碳和脱 水(采用ECBM开采煤层气时，还包括脱氮)，然后进入PSA-C+2/R装置除去C1+C2，最后采用传统轻烃回收工艺回收液化石油气(LPG)和轻油，从而提高了装置的处理量。例如，某煤层气(组成见表4)经净化后进入PSA-C+2/R装置除去C1、C2(C1、C2脱除率按90%计)，可使煤层气中C+3含量从1633%上升到6685%，将装置处理量提高3倍多。图2所示的原理流程与图1的不同之处是用压缩机和分离器替代传统轻烃回收装置，简化了工艺流程，降低了设备投资。 图1 PSA系统+传统转烃回收工艺的原理流程1：SDA；2：PSA-CO２/R(或PSA-CH4)；3：PSA-C＋２/R：4：传统轻烃回收<