勝利油田超稠高硫原油汽提法脫除硫化氫工藝

張巧瑩 勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院

勝利油田原油具有高黏度、高含硫化氫特點(diǎn)，硫化氫對(duì)油田管道、設(shè)備及下游煉化裝置有較強(qiáng)的腐蝕性，且含硫原油在火車裝卸、運(yùn)輸過程中，由于傳熱傳質(zhì)過程導(dǎo)致溶解在原油中的硫化氫溢出，因硫化氫有毒，給鐵路沿線和裝車、卸車過程帶來(lái)不安全因素。為此，油田開展了多級(jí)分離脫硫、閃蒸脫硫、旋流分離脫硫、汽提脫硫等技術(shù)研究論證，綜合比較后選擇了汽提法脫硫工藝，并在某聯(lián)合站試驗(yàn)應(yīng)用。

1 脫硫工藝

（1）工藝流程。進(jìn)站含硫稠油經(jīng)加熱后進(jìn)兩相分離器，分離后含水原油進(jìn)脫硫塔一段脫硫，一次脫硫后原油經(jīng)一次沉降、二次沉降脫水后，經(jīng)提升泵提升至加熱爐，加熱原油進(jìn)脫硫塔二段脫硫后進(jìn)凈化罐儲(chǔ)存外輸；來(lái)自于輕烴站的汽提氣自二段塔底進(jìn)入脫硫塔，從塔頂流出后進(jìn)入一段塔底，與原油逆向接觸進(jìn)行脫硫后，自一段塔頂流出，經(jīng)冷卻、分離后去輕烴處理站處理。脫硫工藝流程如圖1所示。

（2）脫硫塔結(jié)構(gòu)。脫硫塔為平堰雙溢流篩板塔，規(guī)格d=3 000mm×25 800mm；基本結(jié)構(gòu)分上、下兩段：下段進(jìn)行原油一段汽提脫硫，6層塔盤，塔盤間距600mm；上段進(jìn)行原油二段汽提脫硫，8層塔盤，塔盤間距600mm。

圖1 某聯(lián)合站脫硫工藝流程

2 脫硫效果分析

2.1 實(shí)測(cè)脫硫效果

經(jīng)計(jì)算，2009年、2010年某聯(lián)合站一段平均脫硫效率分別為37%、39.2%，二段脫硫效率分別為47.7%、43.4%，脫硫總效率分別為65.2%、65.9%。脫出硫化氫后，2009年原油中殘余硫化氫含量平均為20.9mg/m3，2010年平均為15.6mg/m3。

2.2 敏感性分析

2.2.1 分析條件

利用PROII軟件，依據(jù)實(shí)際運(yùn)行條件模擬計(jì)算。模擬條件：進(jìn)塔總液量6 850 t/d，其中含水率30%，硫化氫含量63.8mg/L；汽提氣流量2 500m3/h，硫化氫含量529mg/h；一段塔壓0.21MPa，二段塔壓0.22MPa。模擬所用原油和汽提氣物性見表1和表2。

表1 三號(hào)聯(lián)脫硫塔進(jìn)口混合原油物性

表2 汽提氣組分 %

2.2.2 分析結(jié)果

模擬結(jié)果顯示，經(jīng)過兩級(jí)汽提后原油中硫化氫含量從63.8 mg/L下降為24.6 mg/L，脫硫率為61%。而在實(shí)際生產(chǎn)試驗(yàn)中，經(jīng)過兩級(jí)汽提后原油中硫化氫含量為20.9mg/L，脫硫率為65.2%。模擬值比試驗(yàn)值略低，但基本一致。

（1）汽提氣流量的影響。從模擬結(jié)果可以看出，隨著汽提氣流量的增加，汽提后原油剩余硫化氫明顯減少，脫硫效率提高，增加汽提氣流量有助于提高脫硫效率。

（2）汽提氣溫度的影響。從模擬結(jié)果可以看出，在較低溫度段，汽提氣進(jìn)塔溫度增大，脫硫率沒有變化。因此汽提氣溫度的變化對(duì)原油脫硫影響甚微。

（3）汽提氣中硫化氫含量的影響。從模擬結(jié)果可以看出，汽提氣中硫化氫含量越大原油中剩余硫化氫量越多，脫硫效率也就越差。因此，為保證脫硫效果，汽提氣硫化氫含量需要控制，不宜過高。

（4）原油含水率的影響。從模擬結(jié)果可以看出，原油中含水率越高原油中剩余硫化氫量越多，脫硫效率也就越差。因此，為保證脫硫效果，進(jìn)入汽提塔的原油含水率不宜過高。

（5）處理液量的影響。從模擬結(jié)果可以看出，處理液量越大原油中剩余硫化氫量越多，脫硫效率也就越差。因此，為保證脫硫效果，處理液量應(yīng)該盡量小。

3 影響原油脫硫的因素

（1）汽提氣來(lái)氣中硫化氫含量較高。從汽提氣中硫化氫含量分析可見，汽提來(lái)氣中硫化氫含量較高：2009年平均為529mg/m3，2010年有2個(gè)化驗(yàn)數(shù)據(jù)，平均為172mg/m3。聯(lián)合站輕烴站天然氣脫硫未達(dá)到設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)15mg/m3。分析原因主要有兩方面：一方面，隨著10區(qū)高含硫天然氣的不斷進(jìn)入，來(lái)氣硫化氫含量高于設(shè)計(jì)值；另一方面，天然氣胺法脫硫處理能力不能滿足要求，目前已擴(kuò)建1座天然氣脫硫塔，該問題將得以解決。

（2）進(jìn)塔原油含水較高。硫化氫在水中溶解度較高，常溫常壓下，1體積水可溶解2.6體積的硫化氫，由于進(jìn)塔原油含水較高，在脫硫塔內(nèi)停留時(shí)間較短，水中溶解的硫化氫很難經(jīng)過汽提氣脫除。同時(shí)，當(dāng)含水原油經(jīng)脫硫塔脫硫后，進(jìn)入沉降罐沉降分離時(shí)，由于停留時(shí)間長(zhǎng)、溫度高，水中溶解的硫化氫析出，導(dǎo)致硫化氫進(jìn)入超稠原油中。初步分析認(rèn)為，這是導(dǎo)致二段進(jìn)口原油和一段出口原油中檢測(cè)的硫化氫含量相當(dāng)或二段進(jìn)口略高于一段出口的主要原因。

4 優(yōu)化措施

4.1 節(jié)能工藝改造

從現(xiàn)有脫硫工藝調(diào)查可知，經(jīng)脫硫后的天然氣溫度較高，需空冷降溫，耗電量較大（年耗電約13.14×104kW·h），可利用冷天然氣和熱天然氣換熱，降低出塔天然氣溫度和提高進(jìn)塔天然氣溫度。工藝流程：其他工藝流程不變，只增加1臺(tái)天然氣換熱器，將汽提氣進(jìn)口天然氣（37.3℃）與脫硫塔出口含硫氣（70℃）換熱，汽提氣溫度升高至約50℃后再進(jìn)脫硫塔與原油對(duì)流脫硫。節(jié)約的電費(fèi)在2年內(nèi)即可回收換熱器的投資。

4.2 工藝及運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化

（1）提高汽提氣量。從模擬計(jì)算可知，提高汽提氣量對(duì)提高效率的貢獻(xiàn)很大，而前期投產(chǎn)運(yùn)行時(shí)間較短，未能很好評(píng)價(jià)出最佳汽提氣量，因此，可以進(jìn)一步開展提高汽提氣量試驗(yàn)。試驗(yàn)?zāi)M計(jì)算分析，汽提氣量提高至3 000m3/h，脫硫效率可提高至70%。

（2）降低汽提氣中硫化氫含量。改造脫硫塔進(jìn)氣工藝，兩塔分別進(jìn)不含硫或低含硫天然氣。

（3）原油進(jìn)塔工藝改造，兩段均處理凈化油。經(jīng)模擬計(jì)算可知，脫水量降低至10%，脫硫效率可提高至93%。因此，可改進(jìn)脫硫塔原油進(jìn)料工藝，將兩段分別處理含水油和凈化油改造為兩段同時(shí)處理凈化油。