TA-101混烃脱硫剂在塔河油田的应用

杨 波

（中国石化 西北石油局工程技术支持中心，新疆 乌鲁木齐 830011）

TA-101混烃脱硫剂在塔河油田的应用

杨 波

（中国石化 西北石油局工程技术支持中心，新疆 乌鲁木齐 830011）

塔河油田某联合站天然气处理过程中产生大量高含硫化氢混烃，带来一系列储存和运输安全问题。针对传统碱洗脱硫工艺存在的问题，选择脱硫剂脱硫工艺对该联合站生产的混烃进行脱硫处理，并通过实验室评价筛选出性能稳定、脱硫效果好的TA-101脱硫剂。混烃回收现场放样评价结果表明，利用撬装加药装置在混烃储罐前连续加注TA-101脱硫剂，加注量为1.5%（φ），处理后混烃中的硫化氢含量（w）从（1 000～2 000）×10-6降至20×10-6以下，脱硫效果显著。该方法解决了混烃的安全储运和销售问题，实现了经济效益的最大化。

塔河油田；高含硫化氢混烃；TA-101脱硫剂；安全储运；脱硫

混烃是从天然气或油田伴生气中提取所得的液化气、轻烃混合物，其主要组分为C3～10烃。塔河油田在集输处理过程中生产的混烃受奥陶系油气藏的影响，含有大量硫化氢，最高硫化氢含量达2 000×10-6（w），这在混烃的储存、运输过程中存在很大的安全隐患，严重影响后续的加工工艺和产品质量［1-4］。随着安全生产管理要求的日益提高，对混烃脱硫处理工艺的研究愈发重要。

本工作结合塔河油田某联合站的现场应用，针对碱洗脱硫工艺［5］存在的工艺复杂、碱渣处理投入大、成本高的弊端，采用加注脱硫剂的工艺对高含硫化氢混烃进行脱硫。现场应用结果表明，该方法具有投资小［6］、设备撬装化、脱硫效果好和经济效益显著等特点。

1 现状分析及脱硫工艺的选择

塔河油田某联合站天然气处理系统主要由3个部分组成：大罐抽气系统、负压气提稳定脱硫系统、伴生气外输系统。在天然气处理过程中，通过空冷器冷却并经三相分离器分离，将伴生气中的重组分（混烃）进行部分回收，原设计将该部分混烃切入稠油区掺稀管道中作为稠油区掺稀油使用。

在负压气提稳定脱硫系统投产后，每天的混烃外输量达125 m3/d（约合83.77 t/d），超出设计值10多倍，且该部分混烃品质好、轻组分含量高，若作为掺稀油使用存在损耗大、资源浪费的问题，因此决定对该联合站的混烃进行回收。但塔河油田属于奥陶系油气藏，所产重质含硫原油［7］对环境和人体有极大的影响和危害［8］，不仅影响公司的经济效益，而且对生产及运输人员存在严重的安全隐患，故需脱硫后方可正常生产销售。

回收的混烃中除硫化氢含量以外，各项参数均符合稳定轻烃的技术指标。经过调研，提出了加注脱硫剂和碱洗脱硫两套工艺方案。经过比较，碱洗脱硫工艺复杂、碱渣处理投入大、成本高；而加注脱硫剂工艺投资成本低、通用性强、设备橇装化［9］，符合目前生产实际的需要。并通过实验室筛选、现场放大样检测评价，筛选出不会发生热分解反应［10］、比较稳定的TA-101脱硫剂。

2 TA-101脱硫剂的组成、性质和脱硫机理

TA-101脱硫剂为pH＞8的黏稠黄色液体，其相对密度为1.16 g/cm3（20 ℃），运动黏度为50～60 mm2/s，凝固点高于-10 ℃，溶于醇和水，主要成分为1，3，5-三（2-羟乙基）-六氢均三嗪（THP）、叔胺和表面活性剂等，其中的THP能高选择性地吸收硫化氢。TA-101脱硫剂具有反应速率快、反应产物溶于水、不产生沉淀和气体、反应不可逆、脱硫选择性好等特点。

THP和硫化氢之间的反应为亲核取代反应，反应分两步进行（见图1）。第一步：THP分子（化合物Ⅰ）与1个硫化氢分子反应生成3，5-二（2-羟乙基）-1，3，5-噻二嗪（化合物Ⅱ）；第二步：化合物Ⅱ再与1个硫化氢分子反应，生成5-（2-羟乙基）-1，3，5-二噻嗪（化合物Ⅲ）。每步反应的副产物都是乙醇胺（化合物Ⅳ）。第一步反应所需能量最低；随反应的进行，所需能量逐渐增大。因此，THP中的最后一个N原子几乎很难被取代，即没有检测到1，3，5-三噻嗪的生成［11-13］。

图1 TA-101脱硫剂的脱硫原理Fig.1 Desulfurization mechanism of the TA-101 desulfurizer.

3 TA-101脱硫剂的评价结果

3.1 实验室评价结果

首先在实验室对TA-101脱硫剂进行评价，选用硫化氢含量为500×10-6（w）的混烃进行实验，分别加入1.0%～3.5%（φ）的脱硫剂，剧烈振荡200次，在室外零度以下静止反应30 min。用碘量法检测空白及不同脱硫剂加注量时的硫化氢含量，并计算脱硫率。实验室评价结果见表1。由表1可看出，当脱硫剂加注量为1.5%（φ）时脱硫率为87.91%；当脱硫剂加注量增至3.0%（φ）时，脱硫效果较好，脱硫率达99%以上。

表1 TA-101脱硫剂的实验室评价结果Table 1 Evaluation of the TA-101 desulfurizer in a laboratory

3.2 现场放样评价结果

塔河油田某联合站混烃脱硫流程见图2。

图2 混烃脱硫流程Fig.2 The sketch of mixed hydrocarbon desulfurization.1 Condensate water diversion buffer tank；2 Mixer；3 Washing tower；4 Mixed hydrocarbon tank；5 Mixed hydrocarbon pump；6 Desulfurizer tank；7 Dosing pump

来自凝液分水缓冲罐的混烃经流量计计量后进入混配装置，同时通过撬装加药装置加入TA-101脱硫剂，两者在混配装置中进行混合。为保证TA-101脱硫剂与混烃充分接触形成紊流，混配装置由2根φ40 mm和2根φ80 mm的混配器组成。与脱硫剂反应后的混烃进入水洗塔底部，在水洗塔中除去其中的杂质，然后由塔顶流出至混烃产品储罐。现场定时对混配器入口、出口和混烃产品储罐中的硫化氢含量进行监测，并根据监测结果及时调整脱硫剂加注量，以保证混烃产品中的硫化氢含量不超过20×10-6（w）。

由于混烃回收现场硫化氢含量波动较大，其含量可达（1 000～2 000）×10-6（w），远高于实验室评价混烃试样的硫化氢含量，因此需进行现场放样评价。根据实验室评价结果，确定现场放样评价时TA-101脱硫剂加注量（φ）分别为0.3%，0.9%，1.2%，1.3%，1.5%，3.0%；连续加注TA-101脱硫剂72 h。现场放样评价结果见表2。

表2 TA-101脱硫剂现场放样评价Table 2 Lofting evaluation of the TA-101 desulfurizer

从表2可以看出，当TA-101脱硫剂加注量为0.3%（φ）时，混配器出口硫化氢含量最低为452.4× 10-6（w），超过规定要求的20×10-6（w），处理后的产品不合格；当脱硫剂加注量增至1.2%（φ）时，混配器出口硫化氢含量降至（40～50）×10-6（w），但仍不能满足规定要求；当脱硫剂加注量超过1.5%（φ）时，脱硫效果显著。因此最终确定现场应用时TA-101脱硫剂加注量为1.5%（φ）。

4 TA-101脱硫剂的实施效果

4.1 混烃脱硫效果

TA-101脱硫剂在现场投入使用后，混烃脱硫效果显著，脱硫后混烃中的硫化氢含量低于20×10-6（w）。操作过程中，根据凝液分水缓冲罐中混烃硫化氢含量的变化，可增加或减少脱硫剂加注量，降低脱硫剂使用量。

4.2 经济效益

2013年6～12月期间混烃销售量8.2 kt，日产混烃50 t左右，折算混烃年产量为18 kt。按照混烃销售价格5 000元/t计算，年增创直接经济效益9 000万元。

该项目设备、工程投入约800万元。混烃处理费150元/t，混烃处理量18 kt/a，则混烃处理费总支出270万元。经企业综合计算，该项目共计投入4 200万元，当年产出9 000万元，则投入产出比为1∶2.14。

4.3 设备、安全运行

加注脱硫剂工艺现场安装设备少，主要设备为撬装加药装置和静态混合器。撬装加药装置结构紧凑，可减少站场占地面积，还具有拆迁运输方便等特点，特别适合于联合站、集气处理站等站库紧凑场地。静态混合器的最大特点是利用流体自身的动力使流体在混合元件的作用下产生切割、旋转等运动，从而使流体得到均匀细化，达到良好的混合效果［14］。

石油和天然气均属于重点监管危险化学品，为易燃易爆物质，泄漏后遇火源容易发生火灾爆炸事故［15］。在混烃脱硫设备运行期间，TA-101脱硫剂不会产生大量有害物质，对混烃回收过程中产生的废气、污水、污油均采取了有效防治措施，尤其是对硫化氢的处理，污染指标均控制在相应标准要求之内，满足国家相关标准、规范的要求。

脱硫剂储罐、机泵和混烃储罐没有发生由于腐蚀泄漏而进行检修的现象。

5 不同脱硫工艺的对比

从脱硫效率、适用范围、副产物、副产物用途等方面对甲基二乙醇胺（MEDA）［16］+硫磺回收、TA-101脱硫剂和碱洗3种脱硫工艺进行了对比，对比结果见表3。

表3 混烃脱硫方法的对比Table 3 Comparison of mixed hydrocarbon desulfurization methods

MEDA+硫磺回收的优势在于MEDA可循环使用，不产生难处理的碱渣；但该方法存在设备多、脱硫深度不足、无法脱出有机硫（后续工艺需要10%（w）的碱液做进一步深度脱硫）的问题。TA-101脱硫剂的优势在于对硫化氢的吸收有选择性，无二次污染；但TA-101脱硫剂的价格高。碱洗脱硫流程简单、所需配套的公用工程少、脱硫率高，投资小；但碱液有一定腐蚀性，且产生碱渣的后续处理难度大。

从上述分析可看出，各种脱硫方法均存在不同的优缺点，现场应用时需根据前期调研和现场施工条件，综合考虑混烃的物性和组分，采取实验室研究和现场放样相结合的办法，确定最佳的脱硫方案。

6 结论

1）TA-101脱硫剂在塔河油田某联合站混烃回收现场的应用结果表明，采用该脱硫剂脱除混烃中的硫化氢效果显著，解决了混烃的安全储运及销售问题，实现了经济效益的最大化。

2）TA-101脱硫剂的加注量受混烃中硫化氢含量变化的影响，需定期对混烃中的硫化氢含量进行检测，以确定最佳的脱硫剂加注量。根据现场放样评价结果，当混烃中的硫化氢含量为（1 000～2 000）×10-6（w）时，TA-101脱硫剂的加注量为 1.5%（φ），处理后混烃中的硫化氢含量降至20×10-6（w）以下。

3）对于MEDA+硫磺回收、TA-101脱硫剂和碱洗3种混烃脱硫工艺，各种方法均存在不同的优缺点。但随着各大油田开发力度的加大以及性价比高的新型脱硫剂的开发研制，应用加注脱硫剂的方法进行混烃脱硫的优势将逐步提高，推广前景广阔。

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（编辑 安 静）

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Application of Mixed Hydrocarbon Desulfurizer TA-101 in Tahe Oilfield

Yang Bo
（The Northwest Oilfeld Branch Company Engineering Support Center，Urumqi Xinjiang 830011，China）

There are mixed hydrocarbons with high H2S content produced in the natural gas processing in the Tahe oilfeld，which is unsafe for the storage and transportation of the natural gas. In view of the existing problems of traditional alkaline cleaning desulfurization process，the TA-101 desulfurizer selected through laboratory evaluation，which had stable performance and good desulfurization effect，was applied to the desulfurization process of the mixed hydrocarbons. It was showed at a recovery spot that the H2S content in the mixed hydrocarbon reduced from(1 000-2 000)×10-6(w) to less than 20×10-6(w) by continuously adding the TA-101 desulfurizer with dosage 1.5%(φ).

Tahe oilfield；mixed hydrocarbon with high content hydrogen sulfide；TA-101 desulfurizer；safe storage and transportation；desulfurization

1000 - 8144（2014）10 - 1201 - 05

TE 821

A

2014 - 04 - 17；［修改稿日期］ 2014 - 07 - 30。

杨波（1981—），男，新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市人，大学，工程师， 电话 0991-3161685，电邮 yb919@qq.com。