低含硫氣井高效氣液分離和脫硫技術

鐘 源，鄭興升，吳永春，梅安鑫，劉成鋼

（中國石油川慶鉆探蘇里格項目經理部，內蒙古鄂爾多斯 017300）

蘇里格地區含硫天然氣井的開采與整體區塊開發模式不匹配的矛盾突出，因蘇里格氣田地面集輸系統無含硫氣凈化功能，且蘇里格地區含硫氣井分布廣、含硫量低、單井產量低且遞減較快等實際情況，集中處理實施難度大，成本高。通過對常用脫液脫硫工藝的全面調研，合理設計與應用單井脫液脫硫撬裝裝置是解決目前蘇里格地區下古氣藏開發的最佳方式，為了與現存地面集輸工藝配套，需對單井采出氣進行井口脫硫凈化[1]。

1 含硫氣井的生產狀態

蘇里格地區下古氣藏的開發以來，2014年有6口氣井因含硫量較高進行了關井，總體影響產量約為34.68×104m3/d，且這些井硫化氫含量在99～561mg/m3，具體見表1。

表1 含硫氣井生產概況

2 脫液脫硫技術選擇

基于含硫天然氣單井生產特點，裝置設計時的脫液主要采用立式氣液分離器，首先對采出氣液混合物中的液相物質進行分離進而避免對脫硫效果的影響?；谔烊粴饷摿蚬に嚨幕驹?，可以將脫硫方法歸結于干、濕兩種脫硫方法。由于單井一般地處偏遠，分布分散，單井沒有可用的工業電源及設備撬裝移動性能的要求，結合實際情況，優先選用干法脫硫技術[2]。

通過比較幾種常用干法脫硫劑的技術指標，選擇氧化鐵脫硫劑，其脫除H2S為化學吸收過程：

3 工藝流程設計與分析

3.1 工藝流程

單井含硫天然氣在井口通過分離器進行脫液處理，脫液后的含硫天然氣進入脫硫塔進行硫化氫的吸收過程，經脫硫劑與硫化氫的化學作用之后使天然氣達到集輸指標之后再進入集輸系統或者直接將脫硫裝置串聯接入氣井出口[3]。處理后達標的天然氣（硫化氫濃度＜20mg/m3）[4]進入天然氣輸送管線進行輸送，當脫硫罐中的脫硫劑飽和后應及時更換，始終保證經過該脫液脫硫工藝凈化后氣體中硫的總含量小于20mg/m3。工藝流程如圖1所示。

圖1 脫液脫硫工藝流程

3.2 工藝參數分析

脫硫裝置主體分為脫液和脫硫兩大部分，其中裝置研制經費由井口壓力及采出天然氣的含硫量決定，后期運行根據采出氣含硫量變化而變化，需要根據采出氣實際含硫量及時對裝置內的脫硫劑更換周期進行調整[5]。

基于蘇里格地區采出天然氣脫硫規模、采出氣含硫量的平均水平、單井壓力等級和裝置研制和運行經濟性能的綜合考慮，設計裝置包括1個分離器和一個脫硫塔組成一個撬，通過下式可計算出脫硫劑的裝填量：

式中：G為脫硫劑裝填量（kg）；t為脫硫劑使用時間（d）；

s為脫硫劑飽和硫容（%）；C為天然氣中H2S含量（g/m3）；V為日處理天然氣量（m3/d）。脫硫裝置總體設計參數見表2。

表2 脫硫裝置總體設計參數

3.3 經濟性預測

以一口配產4×104m3/d，采出氣含硫量為600mg/m3的氣井為例?，F場應用設置兩套串聯/并聯裝置，以保障氣井脫硫效果的可靠性。脫硫劑使用90d后需要更換一次，單臺更換費用為2.5萬元。第一年使用費用165萬元，以后每年更換脫硫劑4次，費用為20萬元。

按照每立方米天然氣0.85元的價格計算，這口井復產后，氣井產值1241萬元/a，直接收益1000萬元/a以上。

綜合比較，單井脫液脫硫裝置工藝簡單，操作簡便，經濟收益明顯，符合目前蘇里格氣田下古氣藏分布情況及氣田開發需求，可進行現場應用。

4 應用效果分析

2014年8 月 2019年7月，該裝置已在蘇里格氣田安全運行了5a，現場運行裝置見圖2，10余口單井硫化氫平均含量為492mg/m3，經裝置脫硫工藝，含硫單井含硫量進入集輸系統之前均低于20mg/m3，達到預期效果，脫硫效果比較顯著。

5 結論

單井脫液脫硫裝置工藝設計合理，成本低，裝置具有靈活的搬遷性和組合運用，可針對不同工況下的含硫氣井靈活組配使用，該設計方案能有效解決蘇里格氣田下古氣井開采因含硫超標無法接入現有流程的問題，為正常生產提供技術保障。

圖2 單井脫液脫硫裝置現場運行圖