塔河油田某天然氣處理裝置優化升級改造及效果評價

湯晟 孫永堯

中國石油化工股份有限公司西北油田分公司

塔河油田某天然氣處理裝置原料為高含硫稠油伴生氣，氣質組分如表1所列。裝置主要采用MDEA濕法脫硫[1]、分子篩脫水及膨脹+丙烷預冷+DHX輕烴回收工藝[2-3]，尾氣處理采用絡合鐵工藝[4-7]。在生產運行過程中發現，裝置存在凈化氣指標不合格、液化氣中總硫含量超標、原料氣分離效果差、C3+組分收率低等問題。因此，需對裝置進行優化升級改造，提高裝置的運行穩定性，提升產品質量和裝置收率，實現系統優化增效。

表1 原料氣主要氣質組成y(CH4)/%y(C2H6)/%y(C3+)/%y(CO2)/%y(H2S)/%y(N2)/%y(O2等)/%ρ(有機硫)/(mg·m-3)41.911.225.56.733.5211.00.21940.8

1 天然氣處理裝置運行問題分析

1.1 凈化天然氣中H2S含量超標

MDEA脫硫后凈化氣中H2S質量濃度平均達到51 mg/m3，無法滿足GB 17820-2018《天然氣》標準中二類氣(H2S質量濃度<20 mg/m3)的指標要求，原因分析如下：

(1) 裝置脫硫負荷超限。隨著油田的滾動開發，實際處理氣量由40×104m3/d降至23×104m3/d，伴生氣中實際H2S質量濃度由設計時的20 000 mg/m3增至53 000 mg/m3，總潛硫量由8 t/d增至12.2 t/d，為原設計負荷的152.5%。

(2) 原料氣進塔溫度高。塔河油田夏季氣溫高達42 ℃，濕式空冷器冷卻效果差，原料氣實際進塔溫度高達50～55 ℃，未滿足原料氣溫度≤40 ℃的設計要求。

(3) 胺液再生不徹底[8]。貧胺液采樣化驗分析結果表明，貧胺液中H2S體積分數高達350×10-6，遠高于MDEA貧液中H2S體積分數≤200×10-6的設計要求。

(4) 再生塔塔頂溫度波動大。再生塔塔頂溫度短時間內波動幅度高達15 ℃，頻繁的溫度波動難以保證貧液再生質量，其原因有：①再生塔塔頂空冷器設計熱負荷偏低，出口酸氣溫度變化劇烈，調節百葉窗時，空冷器溫度波動幅度高達30 ℃，導致塔頂回流液溫度不穩定；②MDEA再生塔塔底重沸器溫度波動大。原設計熱媒油流量由再生塔重沸器氣相返回線溫度控制，重沸器氣相返回線溫度及再生塔壓力不變，因此，重沸器氣相返回線溫度完全無法反映貧液再生質量。

(5) MDEA貧富液換熱器換熱負荷嚴重不足。原貧富液換熱器的換熱面積為20 m2，經校核計算，實際工況下，胺液循環量需提高至36 m3/h，換熱面積需增大到52 m2。

(6) 溶液發泡嚴重[9]。因原料氣中重烴組分含量偏高，C3+摩爾分數高達25.5%，原料氣進塔溫度最高可達55 ℃，重烴極易被貧胺液吸收，造成溶液發泡。同時，由于胺液降解產物、裝置腐蝕產物、阻泡劑的長期積累，加劇了溶液的發泡趨勢[10-13]。現場取樣分析發現，貧胺液中固體懸浮物質量分數為486×10-6～512×10-6，熱穩定鹽質量分數為1.96%～2.13%，富胺液中的懸浮物質量濃度達130～220 mg/L，均嚴重超標。

1.2 液化氣總硫含量超標

由于原料氣中羰基硫、甲硫醇等有機硫質量濃度增加(最高達970 mg/m3)，MDEA胺液再生及有機硫脫除效果差，導致液化氣產品中總硫質量濃度嚴重超標(平均達526 mg/m3)。

1.3 原料氣過濾器過濾分離效果差

因原料氣為稠油區塊伴生氣，含較多的游離水、重烴以及FeS、單質硫等雜質，在生產運行過程中，雖采用了兩級分離，但氣體中仍有小粒徑雜質進入壓縮機，導致壓縮機過濾器堵塞，氣閥關閉不嚴，氣缸溫度升高，氣閥使用壽命下降，維護頻率升高，年維護費用較正常情況增加約67.2萬元。

1.4 裝置C3+收率低

改造前，輕烴回收單元丙烷輔冷后溫度為-15～-18 ℃，膨脹機出口溫度最低僅-58 ℃，LPG產量51.3 t/d，穩定輕烴產量17.8 t/d，C3+收率約60%，裝置優化增效潛力較大。原因如下：

(1) 主冷箱堵塞現象嚴重，無法有效換熱，換熱前后總壓降高達0.45 MPa，導致膨脹機組入口壓力能損失嚴重，大大降低了膨脹機制冷效果。

(2) 丙烷制冷機組負荷不足，配套冷凝器管束結垢嚴重、蒸發器換熱效率低、控制系統故障，導致裝置制冷效率低，制冷能力差(約150 kW)，不滿足實際制冷需求(264 kW)。

2 優化升級改造

2.1 采用油田伴生氣凈化及有機硫脫除一體化技術

針對凈化天然氣中H2S和液化氣產品中總硫含量超標、MDEA胺液再生質量不高及有機硫脫除效果差等問題，結合原料氣中高含H2S和有機硫的特點，采用UDS復合胺溶液(成分為MDEA和UDS有機脫硫劑)一體化脫硫技術，在高效脫除H2S的同時，選擇性吸收溶解在高含硫油田伴生氣中的復雜有機硫組分，實現伴生氣分離后產品中天然氣、液化氣和穩定輕烴硫含量全部達標。

近年來，該技術主要應用于氣田天然氣處理，而本裝置原料氣中H2S及有機硫含量更高，組成更為復雜，對溶劑脫硫性能要求更高。因此，需要優化UDS復合胺吸收劑相關組分參數，以滿足天然氣凈化處理的需求。

2.1.1原料氣常壓吸收實驗

基于原料氣常壓吸收實驗，結合現場應用經驗，開展適合于本脫硫裝置的UDS復合胺液吸收劑組分優化研究。

(1) 實驗原料與試劑。實驗原料氣典型組成如表2所示，其中CO2以及H2S按體積分數計，各組分含量均在標況(101.325 kPa，20 ℃)下測定，各有機硫及總硫含量均按照硫元素計算。MDEA純度要求不低于99.5%(w)；UDS有機硫吸收劑在實驗室內自行配制。

表2 模擬原料氣組成φ(CO2)/%φ(H2S)/%ρ(COS)/(mg·m-3)ρ(甲硫醇)/(mg·m-3)ρ(乙硫醇)/(mg·m-3)ρ(總硫)/(mg·m-3)ρ(CH4)/(mg·m-3)7.04.025.5840.250.2980.5余量

(2) 實驗流程。圖1為原料氣常壓吸收實驗流程[14]，吸收塔為填料塔，塔徑為40 mm，填料類型為θ環，填料尺寸為5 mm×5 mm，填料高度為520 mm。實驗按如下步驟進行：①通入干燥N2，檢查吸收裝置的氣密性是否良好；②利用UDS復合胺溶液緩沖罐恒溫水浴裝置以及吸收塔恒溫水浴裝置共同調節塔內溶液吸收溫度，并保持溫度恒定；③開啟蠕動泵，調節流量至實驗設定值；④待吸收塔內填料被UDS復合胺溶液充分潤濕、塔底實現液封后，打開原料氣儲罐，手動調節酸氣流量至實驗設定值；⑤待酸氣與溶液充分混合、充分吸收后，在尾氣收集口采集凈化氣樣本，并進行硫化物含量測定，測定儀器選用GC-920氣相色譜儀。

2.1.2脫硫溶劑參數優化

在常壓條件下，分別考察氣液比(δ)、吸收溫度、UDS復合胺溶液質量分數以及UDS溶劑與MDEA質量比對甲硫醇、總硫及H2S脫除率的影響，實驗參數設置及實驗結果如圖2～圖5所示。由圖2～圖5可知，隨著氣液比的增大或吸收溫度的升高，甲硫醇、總硫及H2S的脫除效率均明顯下降；隨著吸收劑溶液質量分數的增加，甲硫醇、總硫及H2S脫除效率均明顯增大；隨著溶液中UDS質量分數的增大，甲硫醇、總硫及H2S脫除效率均顯著提升。并且，在各種配比條件下，添加UDS后的脫硫效果均較純MDEA溶液更優。

根據小試實驗結果進行現場工業脫硫放大試驗，并綜合考慮項目投資、脫硫效果以及溶液質量分數和配比過高會導致溶液發泡趨勢加重等因素，最終確定優化后UDS復合胺溶液質量比為4∶6，質量分數為40%。

2.2 參數控制邏輯優化及設備改造

針對原料氣進塔溫度高及輕烴回收單元丙烷制冷效率低、再生塔塔頂溫度波動大、貧富液換熱器換熱負荷不足及主冷箱堵塞等問題，分別采用如下優化改造措施：

(1) 采用丙烷冷卻進入原料氣冷卻器的循環水，以降低原料氣進塔溫度，同時考慮輕烴回收單元天然氣輔冷負荷。

(2) 更換酸氣空冷器，增設空冷器變頻器，并將導熱油的流量更改為由再生塔塔頂溫度控制[15]，同時在導熱油入口管線上設置流量計，操作平穩時，直接由流量計控制流量，保持導熱油流量的穩定，確保再生塔塔頂溫度平穩，如圖6所示。

(3) 增大貧富液換熱器的換熱面積，提升貧富液換熱負荷。

(4) 更換主冷箱，提高換熱效果，同時為提高天然氣換熱系統的穩定性，優化低溫分離器凝液換熱流程，新增三通溫度調節閥[16]，如圖7所示。

2.3 新增高效旋風分離器

針對原料氣過濾分離效果差造成壓縮機頻繁檢修的問題，新增高效旋風分離器1臺，脫除固體雜質和重烴，改善進入壓縮機系統及脫硫系統的原料氣氣質，提高設備過濾分離效果，可降低伴生氣對脫硫溶液的污染，減少溶液發泡傾向，改造后工藝流程如圖8所示。

3 改造效果分析

(1) 通過該天然氣處理裝置的技術改造，首次實現了油田伴生氣有機硫脫除及凈化一體化的工業化成功應用。凈化氣中H2S濃度顯著降低。改造后，原料氣進塔溫度降低10～15 ℃，有效抑制了溶液發泡現象；再生塔塔頂溫度波動范圍在2～3 ℃，裝置運行平穩；貧、富液換熱后富液溫度比貧液溫度高10～12 ℃，換熱效果良好。原料氣進塔溫度、再生塔溫度保持穩定，貧富液換熱器高效運行，有效提高了貧液再生質量，再生貧液質量分數保持在40%左右，溶液中H2S質量濃度均在20 mg/L以下(見表3)，顯著提升了脫硫效果，濕凈化氣中H2S質量濃度由42～197 mg/m3降至16～28 mg/m3。

(2) 液化氣產品中總硫質量濃度降低約90%。采用MDEA溶液時，液化氣產品中總硫平均質量濃度約為500 mg/m3，通過裝置改造及采用UDS復合胺液吸收劑后，液化氣產品中總硫平均質量濃度降低90%，約為50 mg/m3，總硫脫除效率大幅提升，遠低于產品標準GB 11174-2011《液化石油氣》中總硫質量濃度不超過343 mg/m3的要求。

表3 再生貧液化驗分析結果取樣時間溶劑質量分數/%H2S質量濃度/(g·L-1)2018-07-1840.20.0122018-07-2038.30.0112018-07-2240.60.0182018-07-2438.90.0152018-07-2641.80.0142018-07-2840.60.0172018-07-3041.30.016

(3) 旋風分離器投運正常，過濾分離效果良好。旋風分離器運行穩定，分離前后裝置壓差保持在10～20 kPa，并且隨著原料氣氣質和氣量的變化，分離器前后壓差變化不大，適應性良好。壓縮機過濾器年清理次數降低70%，氣閥更換頻次降低75%，氣閥使用壽命顯著增加，壓縮機整體運行平穩，年維護費用降低約55萬元。

(4) 液化氣及輕烴產量顯著提高。更換丙烷制冷機組及主冷箱、增加溫度三通閥后，丙烷輔冷溫度達-35 ℃，膨脹機組膨脹出口溫度最低至-80 ℃，主冷箱換熱前后溫度波動在2～4 ℃的范圍內，壓差保持在30 kPa左右，換熱系統穩定性大大提高，輕烴回收裝置C3+平均收率達95.3%，LPG產品日均產量為65.6 t，穩定輕烴產品日均產量為22.4 t，年直接創效約2 000萬元，提質增效顯著。

4 結論與建議

(1) 通過對裝置進行優化升級改造，H2S及有機硫化物脫除效率大大提高，輕烴和液化氣產量明顯增加，有效解決了凈化氣中H2S含量超標、液化氣產品中總硫含量超標、C3+收率低及輕烴和液化氣產量低等生產實際問題，顯著降低了員工的現場操作風險及勞動強度。

(2) 油田伴生氣凈化及有機硫脫除一體化技術在稠油伴生氣凈化處理中應用效果良好，實現了H2S以及有機硫一步法高效脫除，顯著提高了產品質量，后期可加強UDS復合胺溶劑組分優化實驗研究，形成系列化定型產品，在油田推廣應用。

(3) 通過增加旋風分離器，可以較好地解決稠油伴生氣的過濾分離問題，降低壓縮機維修頻次，節約壓縮機組維修保養費用。

(4) 因原料氣為高含硫稠油伴生氣，再生系統腐蝕風險大，建議加強生產運行腐蝕在線監測，實時分析設備及管線腐蝕狀況，積極采用玻璃鋼等耐蝕材質，提高抗腐蝕性能，減少腐蝕產物積累，降低溶液發泡趨勢。