天然氣處理工藝的優(yōu)化

52油氣田地面工程第27卷第2期(2008. 2)天然氣處理工藝的優(yōu)化王育明(勝利油田勝利工程設計咨詢(xún)有限責任公司)摘要:當今天然氣處理所面臨的主要任進(jìn)行研究,研究這些技術(shù)對整體天然氣廠(chǎng)設計的影務(wù)是脫酸氣、脫硫、脫CO2.脫水、脫汞等響,以及如何將其應用到整體天然氣廠(chǎng)的設計中.以及相關(guān)的處理工藝的選擇和優(yōu)化。鑒于氣2.2 酸氣脫除體處理設備投資巨大，應對處理工藝的選擇濕式溶劑吸收工藝脫除酸氣是最經(jīng)濟的方法,進(jìn)行研究，找出最經(jīng)濟適用的處理工藝。在目前有三種類(lèi)型的溶劑吸收工藝:①物理吸收工藝，工藝選擇上投資研究的最好回報是設計出性憑借溶劑對酸氣組分的選擇性溶解;②化學(xué)吸收工能可靠、滿(mǎn)足要求和投資經(jīng)濟的處理系統。藝,基于溶劑與酸氣組分的化學(xué)反應,包括-般性水關(guān)鍵詞:天然氣處理;脫除工藝;優(yōu)化溶劑胺和配方水溶劑胺;③混合溶劑上述兩種類(lèi)型天然氣處理通常是為了滿(mǎn)足以下三種應用的要;的混合,結合了各自的優(yōu)點(diǎn)。殼牌Sulinol法就是應用最廣泛的混合溶劑工藝。求:即到LNG (液化天然氣)廠(chǎng)進(jìn)行原料氣處理、2.3硫回收NGL (天然氣凝析液)廠(chǎng)的液相處理和使天然氣根據進(jìn)料氣中的含硫量選擇H2S和有機硫轉達到銷(xiāo)售管輸標準的處理。天然氣中所含雜質(zhì)的種換成元素硫的工藝。為了大幅度地減小克勞斯裝置類(lèi)及含量影響著(zhù)三種不同應用的處理成本。的規模并提高其效率,可先脫CO2以提高進(jìn)料氣中1天然氣中的雜質(zhì)H2S的含量。如果酸氣中的H2S含量很低,也可考慮采用其它工藝,如可以采用Selectox直接氧化法按照用途不同，典型天然氣氣質(zhì)指標見(jiàn)表1.取代常規克勞斯工藝,只是這種工藝在天然氣處理表1典型天然氣氣質(zhì)指標.裝置上的運行經(jīng)驗還較少。如果總硫量較少(<5~標LNG管道銷(xiāo) 售氣NGL20 t/d),可采用某種氧化還原類(lèi)工藝代替克勞斯工H2S(胺法處理)<3.5 mg/m2 <3.5 mg/m2 <10 mg/kgH2S(賊弦處理)銅片試驗1A/1B藝,如SulFerox工藝或新的Shell-Paques生物法處<50 mg/m’優(yōu)化... <5~20 mg/kg理工藝。這兩種工藝均不受進(jìn)料氣最低H2S含量總碗"<20 mg/m2 <20 mg/m'檢硫試驗為負的限制。<300 mg/m2 <300 mg/m' <300 mg/m2焚燒爐出口SOn釋放量<250 mg/m2' <250 ng/m2如上所述，重要的是針對處理的需要找出最佳硫純度99.9%w1 99.9% w .的、經(jīng)濟的工藝方案組合。如果要求硫磺總回收率碗回收率95~99.9% 95~99. 9%高于99. 8%,通常采用SCOT(殼牌克勞斯廢氣處干燥器出口會(huì )水<0.5 mg/m2 <0. 5 mg/m' <0.5 mg/m?LNG中采含量<0.01 my/m?理)工藝,世界上許多胺法氣體處理廠(chǎng)均成功地應用注: H2S+ 碳基確+有機藐化合物了該工藝。另外也可先對酸氣中的H2S進(jìn)行濃縮，●.收決于用途然后再進(jìn)入硫磺回收裝置。...體積與凈化氣體優(yōu)化熱量之比2.4硫回收與脫硫的組合2天然氣氣相處理的可能性和工藝[1]脫硫廠(chǎng)有各種選擇方案可優(yōu)化處理工藝。如果硫回收要求高于95%,需在克勞斯裝置下游安裝尾氣處2.1工藝技術(shù) .理裝置;如果要求回收率達到99%,需要采用Super-近幾年來(lái),經(jīng)濟因素、環(huán)保要求使經(jīng)營(yíng)者在氣田Claus和亞露點(diǎn)工藝;而對于總硫回收率要求高于開(kāi)發(fā)上更多地考慮天然氣處理方面的要求，同時(shí)在99. 5%時(shí),就必須采用SCOT工藝。SCOT工藝的吸收工藝裝置設計時(shí)更強調降低成本。在工藝設計方段很容易與Sulinol工藝的酸氣吸收段相配套。面,注重的是如何把分子篩脫水/脫硫醇裝置及硫磺在原料氣中H2S/CO2的摩爾比小于0.2時(shí),克回收裝置尾氣處理等各種工藝技術(shù)組合成一套最佳勞斯裝置難以直接處理從酸氣裝置來(lái)的酸氣。改進(jìn)的系統。經(jīng)驗豐富的公司不只對工藝的組合進(jìn)行研克勞斯進(jìn)料氣氣質(zhì)的方法是在進(jìn)克勞斯裝置之前從究,更重要的是對各種天然氣處理工藝的操作技術(shù)酸氣中脫除CO2,使H2S濃度提高。有兩種選擇方油氣田地面工程第27卷第2期(2008. 2)53 .案:第一種方案是在酸氣脫除工藝中提高H2S的濃胺。目前各種常用的堿法脫硫工藝可達到深度脫度。如在溶劑再生前的COr預閃蒸,以此減少進(jìn)克硫,烴相產(chǎn)品也必須水洗以降低堿含量.通常液烴勞斯裝置的CO2量。如需要可增設H2S再接觸器。.必須用分子篩干燥,以防止COS和水重新轉化成第二種方案是進(jìn)料氣進(jìn)克勞斯裝置之前在專(zhuān)門(mén)的裝H2S.當前新工藝的研究主要集中在開(kāi)發(fā)新型接觸置中把酸氣濃縮,它可以與酸氣脫除工藝相組合,也裝置和減少污染物的排放方面?？梢允且惶转毩⒀b置。若要脫除有機硫,基于混合溶劑只能脫除部分4天然氣氣相處理工藝的選擇[2-3]硫醇,可在下游的分子篩床中(結合分子篩脫水裝對可使用溶劑處理工藝的,技術(shù)和操作方面的置)進(jìn)-步脫除硫醇,而分子篩再生氣在專(zhuān)門(mén)的吸收原則體現在經(jīng)濟因素上,即這種處理要求選擇最佳塔內進(jìn)行處理。這種工藝流程的優(yōu)化取決于進(jìn)料氣的溶劑?，F分別論述如下:中有機硫的含量以及凈化氣的總硫指標。(1)酸氣脫除工藝的基本要求是使處理后的凈2.5焚燒若再生器廢氣只含CO2,可直接放空;若含H2S化氣符合產(chǎn)品指標要求。(2)在凈化氣合格的前提下,另一個(gè)主要指標是和(或)芳香烴,即使含量極少,廢氣也必須送至焚燒可靠性。在溶劑氣體處理工藝中,溶劑起泡是一個(gè)爐焚燒,以防發(fā)生不安全事故并使排放的廢氣滿(mǎn)足關(guān)鍵問(wèn)題。起泡的原因多種多樣,其對各種酸氣脫.環(huán)保要求。如果采用克勞斯或SCOT裝置,尾氣也除工藝的影響程度與所采用的設備有關(guān)。結垢、腐必須焚燒。蝕等問(wèn)題與采用的溶劑(胺的類(lèi)型)、操作管理水平2.6脫水工業(yè)上常用的天然氣脫水方法有:①吸收(三甘和材料選擇有關(guān)。若裝置的設計和操作適當,運行醇脫水);②吸附(分子篩或硅膠);③冷凍(投加甘期間幾乎不會(huì )發(fā)生重大的腐蝕或結垢問(wèn)題。醇/甲醇);④滲透(薄膜)。前兩種方法是利用液體(3)為了降低設備投資和操作成本，總是希望溶吸收劑(三甘醇)或固體干燥劑(分子篩、硅膠等)的劑能夠保持較高的酸氣負荷。實(shí)際上.酸氣負荷取決吸水性;第三種方法采用冷卻法,將水分子冷凝成液于最大平衡負荷并且受溶劑腐蝕程度的制約。在含相,加甘醇或甲醇抑制劑的作用是防止水合物形成CO2的原料氣中選擇性脫H2S時(shí)，溶劑對H2S 和和結冰;第四種方法是利用水分子和烴分子穿過(guò)半CO2的吸附能力有明顯的不同。如果溶劑要同時(shí)脫除硫醇,也可以據此確定溶劑的循環(huán)量。透性聚合物膜速度差別來(lái)實(shí)現分離。氣體經(jīng)過(guò)冷卻脫除游離水后，采用分子篩(3A(4)隨著(zhù)工藝技術(shù)的改進(jìn),許多裝置的溶劑替換或4A類(lèi)型)吸附可進(jìn)一步將凈化氣的含水量降至量明顯減少。減少新鮮溶劑補充的負面影響是降解0.5mg/m'.分子篩在使用過(guò)程中其吸水能力會(huì )逐產(chǎn)物積累,特別是酸性成分和重質(zhì)降解產(chǎn)物積累,已漸下降,一般使用2~4年就要進(jìn)行更換。如能對分成為氣體廠(chǎng)的一大難題。中和只能使雜質(zhì)沉淀。若子篩的吸附.再生和老化機理進(jìn)行詳細研究,優(yōu)化裝溶劑的質(zhì)量降到無(wú)法避免腐蝕和結垢的程度時(shí),補置的操作參數，就可以實(shí)現真正意義上的降本。救措施是更換溶劑,或就地再生溶劑。2.7脫除汞(5)混合溶劑可以脫除大量的有機硫,但水基通常采用固定床吸附或分子篩脫除汞。在脫汞(純化學(xué))溶劑卻不能。若在主吸收工藝中采用水基領(lǐng)域,最新的進(jìn)展主要在汞的檢測技術(shù)方面,日前檢溶劑,必須為分子篩再生氣設計一套單獨的混合溶測范圍達到了0. 002~0.003 mg/m2 ,一般來(lái)說(shuō)脫汞劑或物理溶劑流程。裝置可將金屬汞脫至低于該檢測范園。(6)由于溶劑攜帶烴類(lèi)造成損失也是影響工藝選擇的一個(gè)經(jīng)濟因素。若胺再生系統排出的酸氣中:3天然氣凝液相處理[2]含有硫組分,那么酸氣中烴的含量將決定著(zhù)酸氣是天然氣凝液液相處理與煉油廠(chǎng)的液烴處理和凝否需要焚燒。若含硫量高，所含的烴類(lèi)將影響后續析液處理相似。一般采用胺溶劑工藝可將H2S和硫回收裝置的設計.CoS脫至適當的指標(H2S為10 mg/kg,COS為5(7)基于胺與酸氣氣液平衡，降低溫度有利于降mg/kg)。液烴要進(jìn)一步水洗，以回收其中攜帶的低溶劑上方酸氣的平衡分壓,從而增加吸收的驅動(dòng)54油氣田地面工程第27卷第2期(2008. 2)力,但是低溫下溶劑的粘度增大,會(huì )阻礙酸氣成分從硫醇不會(huì )額外增加成本，只有在H2S和CO2含量很:氣體向液體的傳遞,并且MDEA溶劑中所使用的活低時(shí)，脫硫醇才決定著(zhù)酸氣脫除裝置的大小。若SOr化劑成分在高溫下作用效果更好,有些MDEA配方排放受限制，需增設硫回收裝置，通常選擇克勞斯裝在極低溫度下變得不穩定,還會(huì )發(fā)生組分分離。置。隨著(zhù)進(jìn)料酸氣H2S含量的減少，克勞斯裝置的成(8)較高進(jìn)料氣溫度將使凈化氣溫度也較高,這本相應增加。進(jìn)料氣中H2S/CO最小比率以及碗醇將影響下游的分子篩脫水干燥效果。不論分子篩的含量是最終工藝選擇和取得最經(jīng)濟有效設計的關(guān)鍵因作用是純粹用于脫水,還是兼作脫有機硫,對凈化氣素。通過(guò)表3可發(fā)現H2S對液化廠(chǎng)預處理工段各種成進(jìn)行冷卻分離總是有益的。冷卻溫度受水合物形成本的影響。溫度的限制。表3相對于各處理裝置總成本的預處理工段基建投資(9)影響酸氣脫除技術(shù)優(yōu)化選擇的非技術(shù)因素項目進(jìn)料氣含進(jìn)料氣含進(jìn)料氣含如下:①許可證費和專(zhuān)利費;②技術(shù)支持;③工藝供脫汞/%2%CO211%CO24%CO21.10.8應商的工程設計和操作經(jīng)驗;④選擇專(zhuān)利溶劑可能脫水/%4.3.33.3會(huì )受限于一家公司供貨。脫H:S/CO2裝置/%10.517.719.脫除H2S和大量COS通常采用殼牌Adip工藝。將表2和3進(jìn)行對比得出結論:同為一套當所要脫除的總量少又必須滿(mǎn)足很低含量的指標時(shí),LNG裝置(300X10* t/a)由于增設了脫H2S,氣則采用后續堿洗完成脫H2S,同時(shí)用吸附劑脫除微量體處理的成本大幅度增加;關(guān)鍵因素是需要酸氣濃的COS。堿處理工藝的難題是廢堿的處置?？s(在該實(shí)例中)和回收硫。5只脫CO2與脫H2S/COr成本比較若CO2含量很高(>20% V)，則需對氣體處理裝置排出的酸氣專(zhuān)門(mén)進(jìn)行濃縮，以便提供合格的工藝方案的投資取決于進(jìn)料氣中雜質(zhì)的類(lèi)型、克勞斯進(jìn)料氣。 處理成本需額外增加10% ~ 90%含量及環(huán)保要求。脫水和脫汞段的成本主要取決于的投資費用。H2S/CO2 比率愈低，滿(mǎn)足克勞斯進(jìn)處理量。若采用無(wú)水溶劑,脫水的費用則非常低廉。料氣要求的成本就愈高。脫汞床的大小主要由接觸時(shí)間和處理量所決定。6結論5.1深度脫CO2實(shí)例表2為-套典型的LNG裝置(300X 10* 1/a)，迄今為止，在天然氣處理工藝中，應用溶劑處含硫量可忽略不計,不同CO2含量時(shí)其各處理裝置理技術(shù)的范圍比較廣。隨著(zhù)含碗量的增加。選擇經(jīng)相對成本的比較。處理方案基于一套Sulfinol-D脫濟有效的處理系統的范圍明顯變窄。此外必須考處CO2裝置、分子篩脫水和活性碳床脫汞。各項成本環(huán)保對廢棄物的限制。對于每個(gè)氣體開(kāi)發(fā)新項目關(guān)用聯(lián)合處理裝置成本的百分率表示。鍵是進(jìn)行工藝選擇研究，以設計出經(jīng)濟適用的處理表2相對于各處理裝置 總成本的預處理段基建投資系統。參考文獻14%CO2[1]王開(kāi)岳。天然氣凈化T:藝[M].北京:石油T.業(yè)出版社,2005.脫求/%0.9[2] Tyalor N A.et al. 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