天然气处理工艺的优化

52油气田地面工程第27卷第2期(2008. 2)天然气处理工艺的优化王育明(胜利油田胜利工程设计咨询有限责任公司)摘要:当今天然气处理所面临的主要任进行研究,研究这些技术对整体天然气厂设计的影务是脱酸气、脱硫、脱CO2.脱水、脱汞等响,以及如何将其应用到整体天然气厂的设计中.以及相关的处理工艺的选择和优化。鉴于气2.2 酸气脱除体处理设备投资巨大，应对处理工艺的选择湿式溶剂吸收工艺脱除酸气是最经济的方法,进行研究，找出最经济适用的处理工艺。在目前有三种类型的溶剂吸收工艺:①物理吸收工艺，工艺选择上投资研究的最好回报是设计出性凭借溶剂对酸气组分的选择性溶解;②化学吸收工能可靠、满足要求和投资经济的处理系统。艺,基于溶剂与酸气组分的化学反应,包括-般性水关键词:天然气处理;脱除工艺;优化溶剂胺和配方水溶剂胺;③混合溶剂上述两种类型天然气处理通常是为了满足以下三种应用的要;的混合,结合了各自的优点。壳牌Sulinol法就是应用最广泛的混合溶剂工艺。求:即到LNG (液化天然气)厂进行原料气处理、2.3硫回收NGL (天然气凝析液)厂的液相处理和使天然气根据进料气中的含硫量选择H2S和有机硫转达到销售管输标准的处理。天然气中所含杂质的种换成元素硫的工艺。为了大幅度地减小克劳斯装置类及含量影响着三种不同应用的处理成本。的规模并提高其效率,可先脱CO2以提高进料气中1天然气中的杂质H2S的含量。如果酸气中的H2S含量很低,也可考虑采用其它工艺,如可以采用Selectox直接氧化法按照用途不同，典型天然气气质指标见表1.取代常规克劳斯工艺,只是这种工艺在天然气处理表1典型天然气气质指标.装置上的运行经验还较少。如果总硫量较少(<5~标LNG管道销 售气NGL20 t/d),可采用某种氧化还原类工艺代替克劳斯工H2S(胺法处理)<3.5 mg/m2 <3.5 mg/m2 <10 mg/kgH2S(贼弦处理)铜片试验1A/1B艺,如SulFerox工艺或新的Shell-Paques生物法处<50 mg/m’优化... <5~20 mg/kg理工艺。这两种工艺均不受进料气最低H2S含量总碗"<20 mg/m2 <20 mg/m'检硫试验为负的限制。<300 mg/m2 <300 mg/m' <300 mg/m2焚烧炉出口SOn释放量<250 mg/m2' <250 ng/m2如上所述，重要的是针对处理的需要找出最佳硫纯度99.9%w1 99.9% w .的、经济的工艺方案组合。如果要求硫磺总回收率碗回收率95~99.9% 95~99. 9%高于99. 8%,通常采用SCOT(壳牌克劳斯废气处干燥器出口會水<0.5 mg/m2 <0. 5 mg/m' <0.5 mg/m?LNG中采含量<0.01 my/m?理)工艺,世界上许多胺法气体处理厂均成功地应用注: H2S+ 碳基确+有机藐化合物了该工艺。另外也可先对酸气中的H2S进行浓缩，●.收决于用途然后再进入硫磺回收装置。...体积与净化气体优化热量之比2.4硫回收与脱硫的组合2天然气气相处理的可能性和工艺[1]脱硫厂有各种选择方案可优化处理工艺。如果硫回收要求高于95%,需在克劳斯装置下游安装尾气处2.1工艺技术 .理装置;如果要求回收率达到99%,需要采用Super-近几年来,经济因素、环保要求使经营者在气田Claus和亚露点工艺;而对于总硫回收率要求高于开发上更多地考虑天然气处理方面的要求，同时在99. 5%时,就必须采用SCOT工艺。SCOT工艺的吸收工艺装置设计时更强调降低成本。在工艺设计方段很容易与Sulinol工艺的酸气吸收段相配套。面,注重的是如何把分子筛脱水/脱硫醇装置及硫磺在原料气中H2S/CO2的摩尔比小于0.2时,克回收装置尾气处理等各种工艺技术组合成一套最佳劳斯装置难以直接处理从酸气装置来的酸气。改进的系统。经验丰富的公司不只对工艺的组合进行研克劳斯进料气气质的方法是在进克劳斯装置之前从究,更重要的是对各种天然气处理工艺的操作技术酸气中脱除CO2,使H2S浓度提高。有两种选择方油气田地面工程第27卷第2期(2008. 2)53 .案:第一种方案是在酸气脱除工艺中提高H2S的浓胺。目前各种常用的碱法脱硫工艺可达到深度脱度。如在溶剂再生前的COr预闪蒸,以此减少进克硫,烃相产品也必须水洗以降低碱含量.通常液烃劳斯装置的CO2量。如需要可增设H2S再接触器。.必须用分子筛干燥,以防止COS和水重新转化成第二种方案是进料气进克劳斯装置之前在专门的装H2S.当前新工艺的研究主要集中在开发新型接触置中把酸气浓缩,它可以与酸气脱除工艺相组合,也装置和减少污染物的排放方面。可以是一套独立装置。若要脱除有机硫,基于混合溶剂只能脱除部分4天然气气相处理工艺的选择[2-3]硫醇,可在下游的分子筛床中(结合分子筛脱水装对可使用溶剂处理工艺的,技术和操作方面的置)进-步脱除硫醇,而分子筛再生气在专门的吸收原则体现在经济因素上,即这种处理要求选择最佳塔内进行处理。这种工艺流程的优化取决于进料气的溶剂。现分别论述如下:中有机硫的含量以及净化气的总硫指标。(1)酸气脱除工艺的基本要求是使处理后的净2.5焚烧若再生器废气只含CO2,可直接放空;若含H2S化气符合产品指标要求。(2)在净化气合格的前提下,另一个主要指标是和(或)芳香烃,即使含量极少,废气也必须送至焚烧可靠性。在溶剂气体处理工艺中,溶剂起泡是一个炉焚烧,以防发生不安全事故并使排放的废气满足关键问题。起泡的原因多种多样,其对各种酸气脱.环保要求。如果采用克劳斯或SCOT装置,尾气也除工艺的影响程度与所采用的设备有关。结垢、腐必须焚烧。蚀等问题与采用的溶剂(胺的类型)、操作管理水平2.6脱水工业上常用的天然气脱水方法有:①吸收(三甘和材料选择有关。若装置的设计和操作适当,运行醇脱水);②吸附(分子筛或硅胶);③冷冻(投加甘期间几乎不会发生重大的腐蚀或结垢问题。醇/甲醇);④渗透(薄膜)。前两种方法是利用液体(3)为了降低设备投资和操作成本，总是希望溶吸收剂(三甘醇)或固体干燥剂(分子筛、硅胶等)的剂能够保持较高的酸气负荷。实际上.酸气负荷取决吸水性;第三种方法采用冷却法,将水分子冷凝成液于最大平衡负荷并且受溶剂腐蚀程度的制约。在含相,加甘醇或甲醇抑制剂的作用是防止水合物形成CO2的原料气中选择性脱H2S时，溶剂对H2S 和和结冰;第四种方法是利用水分子和烃分子穿过半CO2的吸附能力有明显的不同。如果溶剂要同时脱除硫醇,也可以据此确定溶剂的循环量。透性聚合物膜速度差别来实现分离。气体经过冷却脱除游离水后，采用分子筛(3A(4)随着工艺技术的改进,许多装置的溶剂替换或4A类型)吸附可进一步将净化气的含水量降至量明显减少。减少新鲜溶剂补充的负面影响是降解0.5mg/m'.分子筛在使用过程中其吸水能力会逐产物积累,特别是酸性成分和重质降解产物积累,已渐下降,一般使用2~4年就要进行更换。如能对分成为气体厂的一大难题。中和只能使杂质沉淀。若子筛的吸附.再生和老化机理进行详细研究,优化装溶剂的质量降到无法避免腐蚀和结垢的程度时,补置的操作参数，就可以实现真正意义上的降本。救措施是更换溶剂,或就地再生溶剂。2.7脱除汞(5)混合溶剂可以脱除大量的有机硫,但水基通常采用固定床吸附或分子筛脱除汞。在脱汞(纯化学)溶剂却不能。若在主吸收工艺中采用水基领域,最新的进展主要在汞的检测技术方面,日前检溶剂,必须为分子筛再生气设计一套单独的混合溶测范围达到了0. 002~0.003 mg/m2 ,一般来说脱汞剂或物理溶剂流程。装置可将金属汞脱至低于该检测范園。(6)由于溶剂携带烃类造成损失也是影响工艺选择的一个经济因素。若胺再生系统排出的酸气中:3天然气凝液相处理[2]含有硫组分,那么酸气中烃的含量将决定着酸气是天然气凝液液相处理与炼油厂的液烃处理和凝否需要焚烧。若含硫量高，所含的烃类将影响后续析液处理相似。一般采用胺溶剂工艺可将H2S和硫回收装置的设计.CoS脱至适当的指标(H2S为10 mg/kg,COS为5(7)基于胺与酸气气液平衡，降低温度有利于降mg/kg)。液烃要进一步水洗，以回收其中携带的低溶剂上方酸气的平衡分压,从而增加吸收的驱动54油气田地面工程第27卷第2期(2008. 2)力,但是低温下溶剂的粘度增大,会阻碍酸气成分从硫醇不会额外增加成本，只有在H2S和CO2含量很:气体向液体的传递,并且MDEA溶剂中所使用的活低时，脱硫醇才决定着酸气脱除装置的大小。若SOr化剂成分在高温下作用效果更好,有些MDEA配方排放受限制，需增设硫回收装置，通常选择克劳斯装在极低温度下变得不稳定,还会发生组分分离。置。随着进料酸气H2S含量的减少，克劳斯装置的成(8)较高进料气温度将使净化气温度也较高,这本相应增加。进料气中H2S/CO最小比率以及碗醇将影响下游的分子筛脱水干燥效果。不论分子筛的含量是最终工艺选择和取得最经济有效设计的关键因作用是纯粹用于脱水,还是兼作脱有机硫,对净化气素。通过表3可发现H2S对液化厂预处理工段各种成进行冷却分离总是有益的。冷却温度受水合物形成本的影响。温度的限制。表3相对于各处理装置总成本的预处理工段基建投资(9)影响酸气脱除技术优化选择的非技术因素项目进料气含进料气含进料气含如下:①许可证费和专利费;②技术支持;③工艺供脱汞/%2%CO211%CO24%CO21.10.8应商的工程设计和操作经验;④选择专利溶剂可能脱水/%4.3.33.3会受限于一家公司供货。脱H:S/CO2装置/%10.517.719.脱除H2S和大量COS通常采用壳牌Adip工艺。将表2和3进行对比得出结论:同为一套当所要脱除的总量少又必须满足很低含量的指标时,LNG装置(300X10* t/a)由于增设了脱H2S,气则采用后续碱洗完成脱H2S,同时用吸附剂脱除微量体处理的成本大幅度增加;关键因素是需要酸气浓的COS。碱处理工艺的难题是废碱的处置。缩(在该实例中)和回收硫。5只脱CO2与脱H2S/COr成本比较若CO2含量很高(>20% V)，则需对气体处理装置排出的酸气专门进行浓缩，以便提供合格的工艺方案的投资取决于进料气中杂质的类型、克劳斯进料气。 处理成本需额外增加10% ~ 90%含量及环保要求。脱水和脱汞段的成本主要取决于的投资费用。H2S/CO2 比率愈低，满足克劳斯进处理量。若采用无水溶剂,脱水的费用则非常低廉。料气要求的成本就愈高。脱汞床的大小主要由接触时间和处理量所决定。6结论5.1深度脱CO2实例表2为-套典型的LNG装置(300X 10* 1/a)，迄今为止，在天然气处理工艺中，应用溶剂处含硫量可忽略不计,不同CO2含量时其各处理装置理技术的范围比较广。随着含碗量的增加。选择经相对成本的比较。处理方案基于一套Sulfinol-D脱济有效的处理系统的范围明显变窄。此外必须考處CO2装置、分子筛脱水和活性碳床脱汞。各项成本环保对废弃物的限制。对于每个气体开发新项目关用联合处理装置成本的百分率表示。键是进行工艺选择研究，以设计出经济适用的处理表2相对于各处理装置 总成本的预处理段基建投资系统。参考文献14%CO2[1]王开岳。天然气净化T:艺[M].北京:石油T.业出版社,2005.脱求/%0.9[2] Tyalor N A.et al. Gas-deulfurisation plant handles wide range4.53.5脱CO2装置/%6.13. 0of sour gas compositions[J]. Oil & Gas Journal,1991(8);57-研究得出的结论为:若CO2含量小于15%~20%mol,且处理量大时，Sulfinol工艺较各种纯[3] Welker DR R. Retroifting natural gas purificaion plants[J].Hydrocarbon Engineering,1998(4) ;25-31.物理工艺更为经济:各种水溶剂工艺和混合溶剂工[作者简介]王育明:硕士，1986年毕业于华东石艺的基建投资没有明显差异。油学院机械专业，现任公司副总经理，从事国内外5.2选择性脱硫实例如果进料气含HS和有机硫化合物，则气体处油气地面工程建设项目的经营管理工作。(0546)理成本会明显增加。对于所含的有机硫成分，Sulfinol8793430、sleccwym@ 126. com(栏目主持关梅君)经常是首选工艺，因为它可以一步脱除H2S、CO2、cOS利硫醇。若进料气的HS和CO2含量很高，脱