天然气液体脱硫一体化集成装置研制与应用*

2020-08-15何蕾薛岗王立宁葛涛朱建波刘银春杨光

油气田地面工程 2020年8期

何蕾薛岗王立宁葛涛朱建波刘银春杨光

1西安长庆科技工程有限责任公司

2长庆油田公司工程造价管理部

3长庆油田公司第四采气厂

目前，长庆油田处于“二次加快发展”的关键时期，规划2025 年油气当量突破6 300×104t。大规模的油气开发面临着资源品位下降、有效建设时间短、投资控制难度大等问题。例如，苏里格气田和榆林气田等区块常规开发不含硫的上古生界气藏，多年的勘探开发建立了上古天然气地面集输系统[1-3]。但近几年逐步开发含硫的下古生界气藏，部分含硫气井位置分散，远离下古天然气地面集输系统，导致产能无法发挥。

为解决偏远含硫气井的外输问题，研制了天然气液体脱硫一体化集成装置。利用该装置在集气站对含硫天然气进行脱硫处理，净化后天然气接入上古天然气地面集输系统。

1 装置组成

装置主要由脱硫吸收塔、循环泵、补液泵、H2S含量在线检测仪、PLC控制箱、配电箱组成。橇座尺寸为11 000 mm×3 000 mm。设备布置如图1所示。

图1 天然气液体脱硫一体化集成装置设备布置示意图Fig.1 Layout diagram of integrated natural gas liquid desulfurization device

1.1 主要参数

（1）原料气潜硫量：≤50 kg/d。

（2）装置规模：20×104～60×104m3/d（操作弹性为40%～120%）。

（3）进气压力：5.5～5.8 MPa(G)。

（4）进气温度：10～30 ℃。

（5）脱硫剂硫容量：≥85 g/L。

（6）净化气H2S质量浓度：≤20 mg/m3。

1.2 脱硫吸收塔

脱硫吸收塔选用填料塔[4]，塔体变径设计，按功能分为储液段和脱硫段，储液段直径1 800 mm，脱硫段直径800 mm，脱硫段填充Ф38 mm 金属矩鞍环散堆填料；顶部设置液体分布器[5]，有效增大气液接触面积，提高脱硫效率。

塔高11 325 mm，配备两对容器法兰，方便内部填料更换和设备检修。脱硫塔结构示意图见图2。

1.3 脱硫剂

脱硫剂选用三嗪溶液[6]。三嗪溶液为无色或淡黄色透明黏稠状液体，无刺激性气味，pH=7～11，其优点是脱硫产物为水溶性液体，安全性高，不需回收，可直接回注地层。

三嗪溶液脱硫原理（图3）：三嗪溶液中的三嗪属于一种环状胺，具备胺的基本特征，三嗪分子与H2S 快速反应生成噻二嗪，噻二嗪继续与另外一分子H2S 缓慢反应生成二噻嗪。理论上，三嗪以1∶3 的摩尔比与H2S 反应[7-8]。

图2 脱硫吸收塔结构示意图Fig.2 Structural diagram of desulfurization tower

图3 三嗪溶液脱硫原理示意图Fig.3 Schematic diagram of desulfurization based on triazine solution

1.4 工艺流程

装置工艺流程包括天然气脱硫流程、脱硫剂循环流程和脱硫剂补充流程（图4）。

（1）天然气脱硫流程。原料天然气自底部进入脱硫吸收塔，与自顶部进塔的脱硫剂溶液在填料层内逆向、充分接触，将天然气中的H2S质量浓度脱除至20 mg/m3以下，再经塔顶捕雾丝网除去大于5 μm 的脱硫剂液滴后由塔顶部出塔，吸收H2S 的脱硫剂溶液自塔底排出进入循环泵；塔底部设有排液口，与塔内液位连锁，用来调节脱硫吸收塔液位。

（2）脱硫剂循环流程。脱硫剂溶液自脱硫吸收塔排出，先由过滤器除去固体杂质，再经过循环泵压缩、流量计量和调节，进入脱硫吸收塔，循环使用。

图4 天然气液体脱硫一体化集成装置工艺流程示意图Fig.4 Flow chart of integrated natural gas liquid desulfurization device

（3）脱硫剂补充流程。新鲜脱硫剂溶液经过滤器过滤、流量计量、补液泵压缩，与脱硫剂循环管路汇成一路，进入脱硫吸收塔。

2 主要功能

（1）天然气液体脱硫。装置设置脱硫吸收塔1具，选用三嗪溶液作为脱硫剂，在集气站内将偏远低含硫气井来天然气中的H2S 质量浓度脱除至20 mg/m3以下，接入上古天然气地面集输系统。

（2）天然气脱硫前后H2S含量在线检测。装置设置H2S 含量在线检测仪1 台，该检测仪具有双检测通道，可以实时测量净化天然气中H2S含量，根据用户需要周期性测量原料天然气中H2S含量，用来监测装置的脱硫效果。

（3）自动排液和自动补液。装置设置PLC 控制系统，H2S 含量在线检测仪显示净化天然气中H2S质量浓度大于或等于15 mg/m3时，自动打开脱硫吸收塔底部排液调节阀，将脱硫剂富液排出；液位降至300 mm 时，自动关闭排液调节阀；打开排液调节阀的同时，自动启动补液泵，进行新鲜脱硫剂溶液补充；液位升至1 000 mm 时，自动关闭补液泵[9]。

（4）远程监控和定位。PLC 控制系统自动采集实时数据，这些数据可以上传至装置所在站场，也可以通过无线传输方式传输至管理单位控制台进行集中监测，利用手机APP 即可进行监控和定位。

3 装置特点

（1）集成度高，占地面积小。装置将脱硫吸收塔、循环泵、补液泵、H2S 含量在线检测仪、PLC控制箱、配电箱等设备集中成橇，管线和管件较多，管线分层布置，结构紧凑，占地面积小。三通阀门有3 个接口，将常规切换流程的2 个阀门简化为1 个阀门，通过调整阀芯位置使阀门截断或者连通，实现流程切换。本装置采用“一进两出（分流阀）三通阀”，减少阀门数量，简化管线安装。

（2）选用三嗪溶液，脱硫精度高。脱硫剂选用三嗪溶液，将天然气中H2S 质量浓度脱除至20 mg/m3以下，脱硫精度高。

（3）集成装置便于拆迁拉运与安装。由于工程特点，含硫气井采气周期结束后，脱硫装置将搬迁至其他集气站，集成装置结构紧凑，便于拆迁拉运与安装。

4 实施效果

（1）脱硫效果显著。目前，应用于苏里格气田某集气站的脱硫装置已投产运行。该集气站天然气处理量25×104m3/d，H2S 质量浓度约100 mg/m3，净化后天然气H2S 质量浓度为0～5 mg/m3，三嗪溶液消耗量为280 L/d，硫容量为90 g/L，三嗪溶液价格按照1.8万元/t计算，天然气处理成本约0.02元/m3。

（2）具有较好的经济效益和社会效益。本装置处理规模为50×104m3/d，按照每年采气天数330天计算，单套装置每年增加天然气产量1.65×108m3，年销售收入增加2.1 亿元。装置的应用有效解决了苏里格气田和榆林气田等区块偏远含硫气井外输问题，使得该类气井产能得到发挥，推进长庆气田“二次加快发展”。该工艺对环境友好，无污染。

（3）实现站场无人值守。PLC 控制系统自动化程度高，可以远程监控和定位，站场无人值守，实现减员增效，打造长庆智慧油田[10]。

（4）缩短施工周期。集成装置全部在车间完成，既保证焊接质量，又避免恶劣天气对施工的影响，集气站施工周期可以缩短15 天。