长庆靖边气田脱硫脱碳装置研究与设计

李永生　杨建东　董艳国

西安长庆科技工程有限责任公司,　陕西　西安　710018



长庆靖边气田脱硫脱碳装置研究与设计

李永生杨建东董艳国

西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710018

摘要：为了彻底脱除高碳硫比天然气中的酸性组分,实现脱硫脱碳装置的作用,从脱硫脱碳的工艺入手,明确高含CO2、低含H2S工况下脱硫脱碳工艺参数的确定步骤、降低装置能耗的主要途径、装置合理选材应注意的问题、装置的关键功能结构等。在此基础上,进行高碳硫比天然气工况下的工艺改进,优化设备结构、完善内件,优选配方溶液等,实现脱硫脱碳装置的低耗高效和安全运行。

关键词：脱硫脱碳装置；高碳硫比；研究；安全

0前言

天然气脱硫脱碳工艺有很多种[4],目前的主导工艺是胺法及砜胺法,此外还有膜分离法、生化脱硫法、变压吸附(PSA)法等。

脱硫脱碳工艺及装置的选择应根据天然气的来气压力、温度、组分、处理量、有害介质含量，有机硫含量，外输要求，及技术、经济条件等综合确定。合理的工艺不仅要保证外输天然气的质量,更需要考虑一次性投资和后期运行、维护、更新等经济费用。

长庆油田已建成8套不同规模的脱硫脱碳装置,由于多种原因,装置均为外来设计或整套引进,不仅建设成本高,部分装置也存在“水土不服”现象,有些问题始终无法得到解决,影响正常生产。同时,由于未全面掌握相关技术细节,在装置后期的维护或改造中也面临诸多困境,难以满足气田长远发展的要求。

为解决上述问题,我们结合长庆靖边气田新建的净化厂项目,开展了脱硫脱碳装置的相关研究。目的是在吸收长庆油田现有脱硫脱碳装置运行经验的基础上,考虑长庆靖边气田各区块有害介质含量高低的实际,根据气质组分,上下游配套装置的衔接问题,废气、废液及废料的处理,能耗及物料消耗费用,投资费用等确定适合工艺,最终设计完成一套适合长庆靖边气田要求的脱硫脱碳装置。该装置需在满足功能的基础上,进一步优化工艺流程,改进设备结构,以达到适应冬夏季气量变化、节能减排和降低装置整体投资等要求。

1装置设计特点

常规脱硫脱碳装置工艺流程见图1。该装置包括脱硫吸收塔、脱硫再生塔、酸气分离器、湿净化气分离器、贫/富液机械过滤器、贫/富液换热器、重沸器、升压泵、醇胺溶液泵等上百台(套)动/静设备及阀门仪表,设备种类多、规模大,工况及工艺流程复杂,加之长庆靖边气田天然气中有害组分含量高,气质多为高碳硫比(CO2和H2S之比)天然气，该类天然气的处理对脱硫脱碳装置的要求更高，因此长庆靖边气田天然气脱硫脱碳装置研究存在诸多难题。

图1　常规脱硫脱碳装置工艺流程

高碳硫比天然气脱硫脱碳装置与常规天然气净化装置相比,存在以下特点：

1)原料气中CO2含量高,H2S含量相对较低,设备、管线的设计以考虑CO2腐蚀为主、H2S腐蚀为次,但仍需综合考虑二者共存时的腐蚀性问题。

2)因CO2含量高,H2S含量相对较低,要将两者完全脱除,需考虑MDEA与其它醇胺(如DEA)组合的合理配比,且消耗的溶液循环量较大,装置能耗较高。

3)溶液循环量大,有害组分含量高,因此设备体积大,设备选材、制造要求更高。

4)H2S和CO2介质具有强腐蚀性,会导致设备材质化学失重腐蚀、硫化物应力开裂(SSC)和氢诱发裂纹(HIC)等。

5)装置整体运行,危险等级高。

按相关资料,规模较大的脱硫脱碳装置应优先考虑应用胺法的可能性,在原料气碳硫比较高(>6)时,优选MDEA溶液吸收工艺。故高碳硫比天然气脱硫脱碳装置的设计难点在于如何确定工艺参数,实现脱除大量CO2的同时脱除少量H2S,且保证溶液循环量最小,达到最佳节能效果。由于CO2与H2S腐蚀共存,恰当的选材可延长装置使用寿命,提高经济合理性。同时,脱硫脱碳装置设备种类多、工作压力高、结构复杂,合理的结构设计是保证装置安全和降低投资的重要因素。

2工艺参数的确定

考虑长庆靖边气田天然气中碳硫比高达153,属于典型的高含CO2、低含H2S天然气,既要深度脱H2S,又要大量脱除CO2,才能满足商品气要求。因此结合国内其它气田脱硫脱碳装置和长庆油田已建净化厂相关装置的运行经验(表1),拟选用化学溶剂法——MDEA+DEA溶液法的脱硫脱碳工艺,溶液循环量通过工艺计算与现场应用经验相对照的方法确定,以达到节能效果。

表1国内相关脱硫脱碳装置的相关参数

装置位置参数处理量/(104m3·d-1)原料气中H2S体积分数/(%)原料气中CO2体积分数/(%)溶液质量浓度/(%)气液比/(m3·m-3)吸收压力/MPa吸收塔板数/个原料气温度/℃贫液温度/℃净化气中H2S浓度/(mg·m-3)酸气中H2S体积分数/(%)重庆天然气净化总厂渠县4050.4841.6347.344404.214及919326.2443.85长寿404.040.2181.8839.444894.3815326.936.3川中油气田磨溪天然气净化厂引进44.261.950.144518444.020104210.7494基地80.351.950.144018604.02010401.5494长庆气区靖边乌审旗气田一厂204.40.035.194556784.6413628.64.614.78二厂373.60.06435.6124028125.011412440.382.33

3降低能耗的主要途径

溶液循环量还与天然气处理量，酸性组分含量(CO2、H2S)以及脱硫溶液本身性质、组成及浓度等有很大关系。

确定溶液循环量最准确的方法是根据实验数据和实际运行数据确定,其次是根据CO2、H2S在醇胺溶液的有效热力学平衡溶解度数据应用理论模型中进行计算得出。

4装置合理选材研究

高碳硫比天然气脱硫脱碳装置采用胺法脱硫脱碳工艺。胺法脱硫脱碳装置运行一般比较平稳,但经常遇到溶剂降解、设备腐蚀和溶液起泡等问题。因此,在设计时就应采取措施尽量预防这些问题的发生。

胺溶液本身对碳钢并无腐蚀性,只是酸气进入溶液后才会产生腐蚀。

胺法脱硫脱碳装置存在均匀腐蚀(全面腐蚀)、电化学腐蚀、缝隙腐蚀、坑点腐蚀(坑蚀,点蚀)、晶间腐蚀(常见于不锈钢)、选择性腐蚀(从金属合金中选择性浸析出某种元素)、磨损腐蚀(包括冲蚀和气蚀)、应力腐蚀开裂(SCC)应力定向氢致开裂(SOHIC)及氢腐蚀(氢蚀,氢脆)等。

其中可能造成事故甚至是恶性事故的是局部腐蚀,特别是应力腐蚀开裂、氢腐蚀、磨损腐蚀和坑点腐蚀。根据资料[6-13],胺法脱硫脱碳装置容易发生腐蚀的部位有再生塔顶部及其内部构件、贫/富液换热器中的富液侧、换热后的富液管线、有游离酸气和较高温度的重沸器及其附属管线等处(图2)。

图2　脱硫脱碳工艺中典型腐蚀及部位

针对胺法脱硫脱碳装置腐蚀严重的现状,我单位与西南石油大学协作,就长庆靖边气田腐蚀问题进行了系统研究。

调研发现,其腐蚀严重一方面是因为腐蚀介质的问题,另一方面则是因为设备的运行参数与设计参数相差较大的问题。现场试验监测结果还表明,在发生轻微腐蚀的站点,加注缓蚀剂可实现较好的防护效果。

胺法脱硫脱碳装置中存在多种腐蚀介质,故在高碳硫比天然气脱硫脱碳装置上必须采取综合性的防护措施,大致可归纳为:

1)合理的设计条件。控制富液换热温度不超过105 ℃,防止酸气提前解析,加速腐蚀。

2)严格的操作控制。富液流速严格控制在3 m/s以内,控制管线中溶液流速,减少溶液流动中的湍流和局部阻力；重沸器加热温度根据醇胺溶液类型设定,不超过130 ℃。

3)恰当的材料选用。对于高含腐蚀介质的装置来说,抗腐蚀材料选择应有针对性,腐蚀较快的部位应选择抗CO2、H2S腐蚀合金钢,腐蚀较慢的部位可选用一般碳钢材料,降低投资,对碳钢材料可通过控制化学成分、碳当量、硬度等来提高材料的抗腐蚀性。对与酸性组分接触的碳钢设备和管线,焊接后需进行焊后热处理以消除应力[14-15],避免应力腐蚀开裂。对腐蚀最严重的脱硫再生塔采用Q 345 R+S 30403奥氏体不锈钢复合钢板,可有效降低腐蚀,延长设备寿命。脱硫脱碳装置的主要设备选材及参数见表2。

4)必要的附加措施。设计时,应尽量采用全焊透接头,避免严重的几何不连续结构,提高无损检测的要求；制造前,对主要受压元件材料的化学成分、力学性能和冲击韧性等进行检验,确保材料满足要求；制造后,增加焊后热处理来消除残余应力,降低焊缝硬度。必要时,进行材料晶粒度控制、抗HIC实验、SSC评定、焊接工艺评定等。

表2高碳硫比脱硫脱碳装置主要设备选材及参数

设备主要选材参数要求脱硫再生塔壳体:Q345R+S30403;内件:S30403;锻件+堆焊:Q345R+S30403设计压力:0.30MPa;设计温度:124℃;介质:含H2S、CO2酸气,MDEA、DEA富液-脱硫吸收塔壳体:Q24R(N);内件:S30403;锻件:20Ⅲ设计压力:5.7MPa;设计温度:110℃;介质:含H2S、CO2天然气,MDEA、DEA、水整体消应力热处理脱硫闪蒸塔壳体:Q24R;内件:S30408;锻件:20Ⅱ设计压力:0.78MPa;设计温度:77℃;介质:H2S、CO2、闪蒸气、MDEA、DEA富液整体消应力热处理酸气分离器壳体:Q245R+S30408;内件:S30408;接管:0Cr18Ni9;锻件+堆焊:Q245R+S30408设计压力:0.3MPa;设计温度:80℃;介质:含H2S、CO2酸气MDEA,DEA,水-贫胺液换热器壳体:Q24R;管束316L设计压力:1.2MPa;工作温度:管程58.9/100℃;壳程128/70℃;介质:含H2S、CO2的MDEA、DEA溶液-富液机械过滤器壳体:Q24R;接管:20;内件:S30408;锻件:20II设计压力:0.78MPa;设计温度:77℃;介质:MDEA、DEA富液整体消应力热处理贫液机械过滤器壳体:Q24R;接管:20;内件:S30408;锻件:20II设计压力:0.78MPa;设计温度:77℃;介质:MDEA、DEA富液整体消应力热处理湿净化气分离器壳体:Q24R(N);内件:S30403;锻件:20Ⅲ设计压力:5.7MPa;设计温度:65℃;介质:湿净化天然气整体消应力热处理

5装置关键结构研究

5.1超大集液包结构应力仿真分析

脱硫脱碳装置中的湿净化气分离器为带超大集液包形式的卧式容器(图3),NB/T 47041《卧式容器》[16]中只提出了对筒体结构及设备开孔补强部分的计算,不能解决集液包与设备连接处的局部应力问题。防止局部最大组合应力超标或产生较大的变形是此类设备需解决的关键问题。

图3　带超大集液包卧式容器结构

对此,我们采取了以下措施：1)通过更换材料来增大卧式容器筒体刚度；2)在集液包筒体与设备筒体连接处增加了加强圈结构,降低局部应力；3)对连接处的焊接接头提出了严格的制造和检测要求,采用全焊透结构,保证焊缝质量。经一年多的现场运行可证明该结构安全可靠。

通过对带超大集液包卧式容器的仿真分析,我们掌握了该类设备的应力分布规律及关键的应力控制点,提出了解决该类设备局部应力超标的主要措施,也首次对带超大集液包结构的卧式容器进行了整体应力分析,具体结构及技术要求见图5,为类似设备设计提供了借鉴。

5.2焊接坡口型式改进

为保证设计的先进和节能,对壁厚大于70 mm的容器在材料采购、制造上提出了较高要求,容器的对接焊缝首次采用了Y-U组合型坡口结构,相比常规的双U型结构[18-19](图6),其降低了焊接材料的用量,节能降耗；减少了焊接工作量,缩短了制造工期；有利于焊缝外观成形。

由于复合不锈钢设备的关键和薄弱环节在焊缝位置,为提高质量,提出了对接焊缝、锥段筒体连接处及接管焊缝的详细焊接要求(图7),保证内衬里层的全面抗腐蚀性。

5.3末端丝网捕雾装置

为提高末端丝网捕雾装置的除雾效果,根据脱硫吸收塔的处理量进行了计算,对原有丝网捕雾结构形式进行了改进(图8),由满装式改用带内筒结构,以保证气体流速在1.2 ～ 2 m/s,避免了液体携带,达到了较好的分离效果,提高了分离效率。

a)容器整体模型

b)应变图

c)应力云图

d)应力云图局部放大图图4　带超大集液包卧式容器结构应力仿真

a)集液包结构示意图

b)集液包局部加强结构图图5　集液包结构局部加强结构及技术要求

a)Y-U组合型坡口结构

b)双U型结构

5.4双溢流微分浮阀塔盘的应用

a)对接焊缝

b)锥段筒体焊缝

c)接管焊缝图7　复合不锈钢板设备的焊接要求

a)原有丝网捕雾装置　　　　　b)优化后的丝网捕雾装置图8　末端丝网捕雾装置结构图

图9　双溢流微分浮阀塔盘图

6结论

长庆靖边气田脱硫脱碳装置的研究满足了长庆油田的发展需求,实现了优化工艺、提高安全性、节能减排的目的,也为同类装置的维修改造提供了借鉴。

参考文献：

[1] 何茂林,李永生,王遇冬.靖边气田脱硫脱碳装置腐蚀现状及防护措施[J].天然气与石油,2011,29(4)：68-72.

He Maolin, Li Yongsheng, Wang Yudong. Present Corrosion Situation and Corrosion Control Measures of Desulfurization and Decarbonization Unit in Jingbian Gas Field [J]. Natural Gas and Oil, 2011, 29 (4): 68-72.

[2] 王遇冬,王登海.长庆气田含硫天然气脱硫设备及技术[J].石油机械,2003,31(Z1)：72-75.

Wang Yudong, Wang Denghai. Changqing Gas Field Natural Gas Desulfurization Equipment and Technology [J]. China Petroleum Machinery, 2003, 31 (Suppl 1): 72-75.

[3] 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.天然气：GB 17820-2012[S].北京：中国标准出版社,2012.

General Administration of Quality Supervision,Inspection and Quarantine of the People’s Republic of China.Natural Gas: GB 17820-2012 [S]. Beijing: China Standard Press, 2012.

[4] 王遇冬,王登海.对长庆气田含硫天然气脱硫工艺技术的几点建议[J].石油与天然气化工,2001,30(1):28-30.

Wang Yudong, Wang Denghai. Some Proposals for Sour Gas Sweetening Technology of Changqing Gas Field [J]. Chemical Engineering of Oil and Gas, 2001, 30 (1): 28-30.

[5] 李奎.大型高含硫天然气净化工程设计浅析[J].现代化工,2007,27(10):54-57.

Li Kui. Analysis of Large Purification Engineering Design for High Sulfur-Content Natural Gas [J]. Modern Chemical Industry, 2007, 27 (10): 54-57.

[6] 郭志军,陈东风,李亚军.油气田高含H2S、CO2和Cl-环境下压力容器腐蚀机理研究进展[J].石油化工设备,2008,37(5):53-57.

Guo Zhijun, Chen Dongfeng, Li Yajun. Research Progress of Oil Field Pressure Vessel Corrosion Mechanisms in H2S-CO2-Cl-Environment [J]. Petro-Chemical Equipment, 2008, 37 (5): 53-57.

[7] 杨建炜,张雷,路民旭.油气田CO2/H2S共存条件下的腐蚀研究进展与选材原则[J].腐蚀科学与防护技术,2009,21(4):401-404.

Yang Jianwei, Zhang Lei, Lu Minxu. Research Progress and Material-Selecting Principles on Corrosion with CO2/H2S in Oil and Gas Field [J]. Corrosion Science and Protection Technology, 2009, 21 (4): 401-404.

[8] 李盼,李芳.含H2S和CO2油气环境中压力容器选材研究[J].油气田地面工程,2010,29(4):42-43.

Li Pan, Li Fang. Research for Material Selection of Pressure Vessel in Oil-Gas Environment Containing H2S and CO2[J]. Oil-Gasfield Surface Engineering, 2010, 29 (4): 42-43.

[9] 刘来福,汤智昀.高含H2S天然气的钢制压力容器设计[J].压力容器,2008,25(3):53-56.

Liu Laifu, Tang Zhiyun. Steeliness Pressure Vessel Design of High H2S Natural Gas [J]. Pressure Vessel Technology, 2008, 25 (3): 53-56.

[10] 杨志伟,刘江,邢龙.高含硫气田非标准设备材料选用分析[J].天然气技术,2008,2(1):68-71.Yang Zhiwei, Liu Jiang, Xing Long. Analysis of Material Selection for Non-Standard Equipment in High Sulfur Gas Field [J]. Natural Gas Technology, 2008, 2 (1): 68-71.

[11] 杨传健,江楠.压力设备应力腐蚀开裂的预防分析法准则[J].腐蚀与防护,2007,28(2):105-107.

Yang Chuanjian, Jiang Nan. Rules and Application of Preventive Analysis Method Against SCC of Pressure Equipment [J]. Corrosion & Protection, 2007, 28 (2): 105-107.

[12] 贾月华,王中年.对碳钢设备的抗硫化氢腐蚀问题探讨[J].特种设备安全技术,2008,2(4):30-31.

Jia Yuehua, Wang Zhongnian. Discussion on Anti-Hydrogen Sulfide Corrosion of Carbon Steel Equipment [J]. Safety Technology of Special Equipment, 2008, 2 (4): 30-31.

[13] 马继国.压力容器抗应力腐蚀设计的讨论[J].化工设备与管道,2000,37(6):49-51.

Ma Jiguo. Discussion of Anti-Stress-Corrosion Design for Pressure Vessels [J]. Process Equipment & Piping, 2000, 37 (6): 49-51.

[14] 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.压力容器：GB 150.1～150.4-2011[S].北京：中国标准出版社,2012.

General Administration of Quality Supervision, Inspection and Quarantine of the People’s Republic of China. Pressure Vessel: GB 150.1～150.4-2011 [S]. Beijing: China Standard Press, 2012.

[15] 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.固定式压力容器安全技术监察规程：TSG R 0004-2009[S].北京：新华出版社,2010.

General Administration of Quality Supervision, Inspection and Quarantine of the People’s Republic of China. Fixed Pressure Vessel Safety Technology: TSG R 0004-2009 [S]. Beijing: Xinhua Publishing House, 2010.

[16] 雒定明,刘刚.高含硫化氢气田设备材质选择安全性分析[J].天然气与石油,2008,26(5):58-62.

Luo Dingming, Liu Gang. Analysis on Safety of Material Selection of Equipment in High Sour Gas Field [J]. Natural Gas and Oil, 2008, 26 (5): 58-62.

[17] 中国特种设备检测研究院.卧式容器:NB/T 47042-2014[S].北京：国家能源局,2014.

China Special Equipment Institute. Horizontal Vessels on Saddle Supports： NB/T 47042-2014 [S]. Beijing: National Energy Administration, 2014.

[18] 胡方.化工设备中奥氏体不锈钢的应力腐蚀和防护[J].化工设备与管道,2002,39(3):51-54.

Hu Fang. Stress Corrosion Occurred in Stainless Steel and Protection Methods in Process Equipment Design [J]. Process Equipment & Piping, 2002, 39 (3): 51-54.

[19] 张艳玲,李明国.含硫天然气脱水装置腐蚀室内实验分析及措施探讨[J].天然气与石油,2009,27(1):36-40.

Zhang Yanling, Li Mingguo. Laboratory Analysis on Corrosion in Sour Gas Dehydration Unit and Preventive Measures [J]. Natural Gas and Oil, 2009, 27 (1): 36-40.

[20] 赵玉君,张迪.CJST塔盘在天然气胺法脱硫脱碳装置上的应用[J].石油与天然气化工,2009,38(6):490-500.

Zhao Yujun, Zhang Di. Application of CJST Tray on Natural Gas Purification Unit Using Process [J]. Chemical Engineering of Oil and Gas, 2009, 38 (6): 490-500.

收稿日期：2015-09-28

基金项目：西安长庆科技工程有限责任公司科研基金资助项目(KC 91-254)

作者简介：李永生(1978-),男,山东茌平人,高级工程师,学士 ,主要从事油田产品科研开发工作。

DOI:10.3969/j.issn.1006-5539.2016.03.009