组合式负压闪蒸罐脱硫化氢方法

2016-01-18秦晓光,陈玉书,王蓉等

船海工程 2015年5期

组合式负压闪蒸罐脱硫化氢方法

秦晓光，陈玉书，王蓉，万攀

(湛江南海西部石油勘察设计有限公司,广东湛江 524027)

摘要：为降低物流中的硫化氢的浓度，在源头控制硫化氢污染腐蚀，免于下游管线及设备的腐蚀危险，采用负压闪蒸法脱除物流中的硫化氢气体，创新应用组合式负压闪蒸罐，以达到高效脱除硫化氢和减少设备占地面积的目的；敏感性分析表明，影响负压闪蒸脱硫化氢方法的重要影响因素为硫化氢浓度和物流温度及负压闪蒸的压力选择。

关键词：负压闪蒸；硫化氢；敏感性

DOI:10.3963/j.issn.1671-7953.2015.05.021

中图分类号：U661.5

文献标志码：A

文章编号：1671-7953(2015)05-0072-04

收稿日期：2015-07-30

作者简介：第一秦晓光(1986-)，男，硕士，工程师

Abstract:In order to reduce the concentration of hydrogen sulfide in the stream, control hydrogen sulfide pollution corrosion at the source, avoid the corrosion hazard of downstream piping and equipment, the method of vacuum flash is used to remove the hydrogen sulfide gas in the stream. The combined vacuum flash tank is applied to achieve efficient removal of hydrogen sulfide and reducing equipment footprint. The sensitivity analysis show that the important factors impacting negative flash removal method of hydrogen sulfide are the hydrogen sulfide concentration, the stream temperature and the negative pressure selection flashed.

修回日期：2015-09-01

研究方向:海洋石油平台与海底管道工艺

E-mail:qinxg1@cnooc.com.cn

油气生产过程常出现油井产出物含有硫化氢的现象，这样的产出物进入到集输系统，就会与系统中不含硫化氢的油流相混合，造成硫化氢污染，严重时将造成系统管线和设备腐蚀甚至开裂[1]。在源头上将含硫化氢的油井与不含硫化氢的油井分开收集，在进入下游集输系统前脱除原油和水中所含的硫化氢，对于避免系统中油流的污染及造成下游管线及设备的腐蚀具有重要意义。

目前对含硫化氢的油井产出物的脱硫方法主要是进行气液两相分离、油气水三相分离和超重力机处理[2]。这3种方法在实际操作中都存在局限性。为此，考虑采用组合式负压闪蒸罐脱硫化氢方法研究，简称负压闪蒸法。

1负压闪蒸法技术介绍

负压闪蒸法具体流程见图1。

其原理是先将油井产出物进行气液分离，经气液分离后不含游离天然气的原油和水再经过两级负压闪蒸法脱除原油和水中溶解的的含硫化氢天然气：第一级为常规的负压闪蒸脱气，第二级为将第一级负压脱气后的原油和水升压；再加入一定量不含硫化氢的天然气或氮气，使之充分溶解到原油和水中去稀释原油和水中的硫化氢，再用负压闪蒸法脱除原油和水中含硫化氢的溶解气，以实现深度脱除原油和水中溶解的硫化氢。经过优化负压闪蒸塔的压力和温度操作参数，原油和水中硫化氢的脱出率达到95%以上。

2负压闪蒸法与传统脱硫方法的比较

与传统的脱硫方法相比，不管是在硫化氢脱出率，设备流程，环境要求以及原油品质各方面，“负压闪蒸法”都有比较突出的优势。

2.1负压闪蒸法与气液两相分离法的比较

气液两相分离法主要是利用气体和液体的物理性质的不同，通过分离油流中气体和液体两相，从油流中脱除硫化氢等杂质。但气液两相分离只能除去硫化氢天然气，对于原油和水中的硫化氢仍不能清除。只通过气液分离的产物在进入系统中后，仍会污染系统中的油井产物，下游管线仍有被腐蚀的危险。

2.2负压闪蒸法与油气水三相分离法的比较

目前，三相分离法主要有两种方案。

2.2.1方案一与负压闪蒸法对比

三相分离法方案一是在源头上对油井产出物进行油气水三相分离从而脱除硫化氢等杂质。三相分离法虽然流程比较简单，但加热负荷大，有污水排出，需要增加污水处理设备。

2.2.2方案二与负压闪蒸法对比

三相分离法方案二对全油田产出物进行油气水三相分离从而脱除硫化氢等杂质 ,如涠洲11-4油田。此方案可取得较好的脱硫效果，外输物含硫量较低，主要是对全油田产出物进行脱气和脱水，管输纯油可以避开H2S对管线的影响。

相对于方案二，负压闪蒸脱硫法有以下的优势。

1)流程设备简化，对含硫油气水混合物全经过脱硫处理，脱硫效果好。

2)流程适应性强，负压闪蒸的温度、压力和气提量均可调，可以处理不同H2S质量浓度的产出物；对于H2S浓度高的油井产物，脱硫效果尤其显著。

3)无污水排出，不需配套的污水处理设备。

4)占用平台面积较小，可利用井口保护架的剩余空间进行布置。

5)温度低，耗热少，油气损耗较低。

6)设备少，投资省。

2.3超重力机处理与负压闪蒸法的对比

利用超重力机对油井产出物进行脱硫化氢处理，流程较简单，但是利用超重力机处理油气水混合物中的硫化氢尚属首次，产品设计不够成熟，机械设备故障率较高。以角尾租油井为例，随着油井油井产量及硫化氢含量的增加，药剂消耗量过大。目前，A11井硫化氢含量高达5 200 mg/m3，三口井的H2S含量为实验期间的5.06倍，按照超重力脱硫方案推荐加药浓度计算，结果表明需要加药量为2 196 L/d。而且使用药剂脱除硫化氢，将硫元素转化为多硫化物存在于原油中，将加大终端原油脱硫的处理负荷，影响原油品质[3]。

3组合式负压闪蒸罐

将一级负压闪蒸罐和二级负压闪蒸罐进行组合，创新发明一种全新的组合式负压闪蒸罐，结构原理见图2。

图2　组合式负压闪蒸罐结构示意

通过改变常规立式闪蒸脱气塔的结构形式，将立式脱气塔的液滴沉降段、捕雾器和气体出口管与塔体分开分别布置在一个卧式储液罐的两端，成“U”形组合结构。将进脱气罐的物料从塔体顶部进入塔体内设置的分布器和分布器之下的气液分离段和塔体，改变气液在常规脱气塔内液体向下和气体向上的逆向流动为气液同向向下流动(不要求气液传质过程，可克服塔内气体向上流动将液滴携带出塔外的弊病)。同时，在塔内气液同向向下流动的过程中创造了塔体上部的压力高，下部的压力低，也即塔内布置的塔盘压力上高下低，有利于塔内液体每流经过一层塔盘实现一次降压闪蒸脱气的多次处理，再进入下部卧式储液罐内。储液罐内控制一定的液面将罐内空间分上下两部分。气体在罐内上部空间转向90°变水平向罐的另一端流动，有利于携带液滴从流动气体中靠重力沉降分离；当气体流动到储液罐的另一端后，再转90°向上流动，进入布置在卧罐另一端的液滴沉降段和捕雾器，去除气体中大于5 μm以上的细小液滴后进顶部排气管排出；储液罐下部储液容量大，气液接触面积也大，有利于气泡从液体中上浮分离，液体经过不小于3 min的停留脱气后，在罐内水平流向罐出口排出。即组合式闪蒸脱气罐可取得更好的脱气、防泡沫和防液泛的效果；而且，可有效降低设备高度，克服海洋平台空间有限的困难[4]。

4负压闪蒸敏感性分析

负压闪蒸法脱硫的实际效果受众多因素影响。

4.1油井物流硫化氢含量对海管入口硫化氢含量的影响

由表1可见，随着硫化氢含量降低，脱硫装置脱硫效果越好，海管入口的硫化氢浓度越低。

4.2油井流含水量对脱硫效果的影响

由表2可见，随着油井井流含水量的提高，脱硫装置出口的硫化氢浓度越低。