松南集氣處理站脫汞方式比選研究

王喜武，尹 騰（.中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司工程技術管理部，長春 3006；.山東萊克工程設計有限公司，山東 東營 57000）

松南集氣處理站脫汞方式比選研究

王喜武1，尹 騰2
（1.中國石油化工股份有限公司東北油氣分公司工程技術管理部，長春 130062；2.山東萊克工程設計有限公司，山東 東營 257000）

汞是一種劇毒重金屬元素，其危害主要體現在毒性和腐蝕性上，在天然氣中會對設備造成腐蝕等影響，如處理不當進入環境中會對環境造成污染。在松南集氣處理站發現了游離態汞，為了減少汞對人體及設備的危害，需要對天然氣中的汞進行處理?，F行國際上沒有統一標準。本文根據商業標準等對天然氣中汞的含量提出了限值，并根據現有的脫汞手段，結合松南集氣處理站里汞的存在情況，對脫汞方式進行了比選，為后來工程實踐應用提供借鑒。

松南集氣處理站；游離態；脫汞

0　前言

松南集氣處理站位于松南氣田，于2009年建成投產，在2011年檢修過程中，在二氧化碳儲運單元的壓縮機組四級分離器液位計排污處發現了游離態汞，表明進站天然氣中有汞存在。本文根據現有的脫汞手段及行業標準，結合松南集氣處理站里汞的存在情況，對其脫汞方式進行比選，確定適合松南集氣處理站的脫汞方式并為后來工程實際應用提供借鑒。

1　氣質條件

集氣處理站檢修過程中在二氧化碳儲運單元已經發現了游離態汞，說明汞已經通過MDEA脫碳再生氣進入到了CO2液化裝置，二氧化碳回收液化裝置進口檢測汞含量為43μg/m3，當MDEA脫碳再生氣間歇性放空時，排放氣中汞含量超標，會造成環境污染。另外，站內脫碳脫水裝置的閃蒸氣作為燃料氣使用時，汞會隨著煙氣排入大氣，作為放空氣放空時，進入火炬燃燒后，汞蒸氣也會排入大氣，汞還可以通過脫水再生氣排入大氣，為了了解站場生產及辦公區域環境中汞含量情況，對處理站裝置區環境空氣和辦公室空氣進行了取樣檢測，結果分別為39μg/m3，4μg/m3。

2　脫汞工藝比選

目前，國內外天然氣脫汞工藝主要包括化學吸附法、溶液吸收法、低溫分離法、陰離子樹脂法和膜分離法等?，F將各處理工藝的定義及特點總結如下：

（1）溶液吸收法脫汞是先將汞離子化，然后與復合劑作用生成易溶性汞復合物，再將易溶性汞復合物溶于溶劑從而完成整個脫汞過程。（2）陰離子樹脂法脫汞就是將含汞天然氣與含有顆?；蚯驙畹奶胤N樹脂床層相接觸而將汞脫除。（3）膜分離法脫汞是使吸附溶液在薄膜中空纖維的管腔內流動，薄膜兩邊的單質汞濃度趨于平衡，但吸附溶液能夠氧化汞，使薄膜兩邊的單質汞濃度不同，從而使天然氣中的單質汞不斷地通過薄膜孔隙進入溶液中，達到脫除天然氣中汞的目的。（4）化學吸附法脫汞采用的吸附劑一般分為載體和反應物質兩部分。具有孔隙性的載體作為反應物質的承載物質，增加反應物質與天然氣中汞的接觸面積。反應物質是脫汞的主體物質，均勻地分布于承載體中，能與單質汞結合反應，進而脫除天然氣中的汞。

3　脫汞裝置安裝位置比選

松南集氣處理站具有集氣和凈化處理功能，其工藝裝置主要分布在進出站及分離計量區、天然氣凈化區（脫碳和脫水）、CO2液化儲存區。根據集氣處理站的功能及流程設計，按天然氣處理流程可將脫汞裝置設置在工藝前端或工藝后端。

（1）方案一：工藝前端脫汞。該方案是將脫汞裝置設置在一級聚結過濾分離器之后，脫碳裝置之前，如圖1所示。該方案能夠有效保護后續流程中的設備及現場操作人員。但是，前端處理氣量大、CO2含量高，選用設備尺寸大、設備及管線選材要求提高，由于天然氣中含有飽和水，對脫汞劑的性能要求較高。因此，該方案整體投資大。

圖1　工藝前端脫汞位置示意圖

（2）方案二：工藝后端脫汞。該方案是將脫汞裝置設置在出站聚結過濾分離器之后，如圖2所示。該方案處理的天然氣為干氣，CO2及水含量低，能夠選用的脫汞劑多，設備尺寸減小，設備及管線選用碳鋼材質即可，總體投資低。但是，該方案不能從根本上解決站內排放物中汞含量超標的現狀，存在對操作人員身體健康的潛在危害。

圖2　工藝后端脫汞位置示意圖

集氣處理站原料氣中的汞會被脫碳裝置的MDEA溶液、脫水裝置的TEG溶液所攜帶，并通過溶液再生時的閃蒸氣及再生氣直接排入大氣或經過火炬煙氣排入大氣，對環境造成污染，并危害站內人員身體健康。為了根本解決汞所帶來的危害，有必要對集氣處理站進站原料氣進行脫汞處理。因此，應該將脫汞裝置建在工藝前端。

4　結論

（1）通過對各種天然氣脫汞工藝的優缺點比較，并結合松南集氣處理站的氣質條件和處理要求，最終確定了采用化學吸附脫汞工藝，吸附劑采用金屬硫化物脫汞劑。（2）綜合環境及健康因素，為了根本解決汞所帶來的危害，本文建議將脫汞裝置建在工藝前端。

［1］蔣洪，王陽.含汞天然氣的汞污染控制技術［J］.石油與天然氣化工，2012（04）.

［2］蔣洪，梁金川，嚴啟團，王軍.天然氣脫汞工藝技術［J］.石油與天然氣化工，2011（01）.

10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.18.011