處理含硫、凝析油天然氣三甘醇脫水橇工藝優化探討

李亞萍，楊 鵬，劉子兵，梁璇璣

（1.西安長慶科技工程有限責任公司，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018）

長慶氣田的天然氣氣井根據氣藏的層位、開采方式等分為上古氣井和下古氣井。其中下古氣井的天然氣中均含有H2S 和CO2等酸性氣體，部分下古氣井的天然氣中含有凝析油。為減少酸性氣體對輸氣管道的腐蝕，長慶氣田的下古氣井采用了“多井集氣+小站脫水”的開采模式，目前百余下古集氣站小站脫水均選用三甘醇脫水工藝，其良好的脫水性能滿足氣田的生產要求，有效保證了氣田集輸管網的安全高效運行。但是隨著氣田的進一步開發，部分氣井的酸性氣體含量逐漸增高，并且產出高礦度地層水和凝析油，導致三甘醇脫水橇出現鹽結晶、換熱器腐蝕泄漏等問題。目前，氣田常用脫水橇的工藝流程圖（見圖1）。

圖1 常規三甘醇脫水橇的工藝流程圖

1 脫水橇運行中存在的問題及原因分析

1.1 鹽結晶堵塞

由于天然氣中攜帶由高礦化度游離水，并且天然氣進脫水橇前僅有一級重力分離器，導致游離水分離不徹底，大量高礦化度游離水進入脫水橇中，不僅增加了脫水負荷，而且高礦化度水攜帶的鹽離子隨三甘醇溶液的再生結晶析出，致使三甘醇后循環管路堵塞，影響了脫水橇脫水效果。重沸器鹽結晶堵塞的照片（見圖2、圖3）。

圖2 重沸器內的鹽結晶

圖3 重沸器火筒壁上的鹽結晶

1.2 板式換熱器的腐蝕泄漏

高礦化度地層水和凝析油溶解在三甘醇溶液中，隨三甘醇溶液的循環進入板式換熱器，H2S 對換熱器的板片形成點蝕，地層水中的陽離子和陰離子對換熱器形成電化學腐蝕，同時凝析油會造成密封膠條的溶脹腐蝕，導致換熱器出現泄漏，換熱器的壽命僅為6～12 個月。換熱器泄漏的照片（見圖4）。

圖4 換熱器的腐蝕泄漏

1.3 三甘醇溶液被污染后失效

圖5 過濾器濾芯的臟堵

由于原料氣中攜帶的高礦化度水和機械雜質未得到有效分離而帶入三甘醇溶液中，導致三甘醇溶液被污染，其脫水性能變差，甚至失效，部分集氣站2～6 個月就需要更換一次溶液；并且三甘醇濾布過濾器和活性炭過濾器臟堵而頻繁更換（1～2 周/次）。過濾器濾芯臟堵的照片（見圖5）。

1.4 三甘醇再生尾氣、儀表風排氣等環境污染

1.4.1 三甘醇再生尾氣 天然氣中的部分H2S 氣體會溶解在三甘醇溶液中，三甘醇再生過程中H2S 氣體隨著水蒸氣一起被解析出來，這些再生出來的尾氣直接排至大氣中，高含H2S 的廢氣導致集氣站及周邊環境嚴重污染。

氣田某集氣站100 萬立方米/天三甘醇脫水橇的含硫尾氣的氣量、氣質情況（天然氣中H2S 含量為3 000 g/m3）（見表1）。

表1 100 萬立方米/天三甘醇脫水橇的含硫尾氣的氣量、氣質

《環境空氣質量標準》(GB3095-1996)及《惡臭污染物排放標準》（GB14554-1993）要求，氣田生產區域污染物排放應當執行“三類區域三級標準”；《惡臭污染物排放標準》（GB14554-1993）要求排放H2S 的排氣筒高度最低不得低于15 m，排氣筒高度為15 m 時的H2S最大排放量為0.33 kg/h。實際運行中尾氣的排放高度僅為8 m，并且H2S 排放速率嚴重超標。

目前對于高含硫集氣站通過增加尾氣焚燒的方式來拒絕惡臭問題，但是H2S 轉化為SO2排放，依然存在環境污染問題。

1.4.2 儀表風排氣、閃蒸氣放空 脫水橇的儀表風為裝置脫水后的干天然氣，由于其中溶解了部分H2S 氣體，調節閥周期性排空儀表風時，站場有惡臭味，并且天然氣直接排放有一定的安全隱患。

裝置產生的閃蒸氣進入燃料氣緩沖罐與調壓后的干氣混合后作為燃料氣，由于閃蒸氣為濕氣，在高含H2S 時會加劇燃料氣系統的腐蝕，因此，部分集氣站將閃蒸氣直接接入放空系統，造成了能源的浪費，100 萬立方米/天脫水裝置閃蒸氣的放空量大約為16×104m3/a。

2 三甘醇脫水橇的工藝優化探討

2.1 加強濕天然氣進吸收塔前的過濾

《天然氣脫水設計規范》SY/T0076-2008，4.5 中規定“原料氣進脫水橇前應設置進口分離器，除去直徑10 μm 以上的液滴……含有瀝青膠紙顆粒、粉塵或其他固體雜質的天然氣，應設置過濾分離器”。

而長慶氣田的原料氣進脫水橇前一般安裝的是重力式過濾分離器，該種類型過濾器僅能除去100 μm以上的雜質和液滴，導致100 μm 以下的雜質和高礦化度液滴進入到脫水橇中，造成三甘醇溶液污染和鹽結晶，嚴重影響脫水橇的正常運行。

圖6 富液汽提工藝的三甘醇脫水橇工藝自控流程

表2 模擬計算參考氣質情況（40 ℃，5.0 MPa）

表3 模擬計算參考氣質情況（40 ℃，5.0 MPa）

因此，建議增加高效原料氣過濾分離器，分離掉原料氣中攜帶的游離態液滴及固體雜質，減輕脫水橇的脫水負荷，防止大顆粒雜質和游離水帶入造成溶液污染、鹽結晶等問題。

2.2 采用富液汽提工藝

在三甘醇進入板式換熱器前增加一個三甘醇富液汽提塔。采用干天然氣節流降壓后作為汽提氣，通入富液汽提塔中，在富液進入換熱器前脫除溶解在溶液中的酸性氣體和凝析油，將汽提產生的氣體采用固體脫硫后作為裝置的燃料氣和貧液汽提氣。采用富液汽提工藝的三甘醇脫水橇工藝自控流程（見圖6）。

采用UNISIM R390 軟件對富液汽提工藝進行了模擬計算，其中原料氣的氣質取氣田的最惡略工況，詳細氣質情況（見表2）。富液汽提工藝的模擬計算結果（見表3）。

由模擬結果可以看出，采用富液汽提工藝后：

（1）富液中的大部分酸性氣體被汽提氣帶走，三甘醇富液中的H2S 僅為0.24 kg/h，可大幅度減少H2S 進入再生尾氣，造成環境污染。針對再生尾氣的排放問題通過加高現有再生尾氣排氣筒的高度就可滿足排放要求。

（2）富液中的大部分凝析油均被汽提氣帶走，采用富液汽提工藝可大幅度減少腐蝕性介質進入板式換熱器、再生塔等再生設備中而引起的設備腐蝕。

同時燃料氣和汽提氣采用脫硫后的凈化氣，可以防止燃料氣系統的腐蝕。因此，采用富液汽提工藝可以同時解決環境污染、設備腐蝕等問題。

2.3 儀表風采用壓縮空氣

建議在集氣站增加一套儀表風壓縮機橇，脫水橇的儀表風改用壓縮空氣。以解決干天然氣作為儀表風引起的安全隱患和惡臭問題。

3 投資及經濟性分析

3.1 現有脫水橇的改造投資估算

對氣田常用的100 萬立方米/天的脫水橇實施上述改造，其主要工作量是：增加一臺高效原料氣過濾分離器、將富液閃蒸罐更換為富液汽提塔、增加一臺脫硫罐、增加一臺儀表風壓縮機橇等，改造投資估算（見表4）。

3.2 經濟性分析

100 萬立方米/天脫水橇非正常運行的經濟損失詳情（見表5）。采用上述工藝優化后，可解決裝置目前存在的問題，每年新增的運行費用主要為脫硫劑的費用，脫硫劑年耗量最大為62 t（脫硫劑硫容按照0.30 kg/kg計算，該類脫硫劑的市場價大約為1.5 萬元/噸），脫硫劑的購置費為93 萬元。

表4 100 萬立方米/天的脫水橇改造的主要設備及投資估算表

表5 100 萬立方米/天脫水橇非正常運行的經濟損失表

因此，采用上述工藝優化后，不但可以保證脫水橇的安全、平穩、連續運行，而且一年節約的經濟損失即可收回裝置的工藝改造費用。

4 結論

針對長慶氣田高含硫、凝析油和礦化度地層水的下古氣藏，在天然氣三甘醇脫水時，應對常規脫水工藝進行以下優化改進：

（1）增加高效原料氣過濾分離器，確保無游離水和10 μm 以上的固體雜質帶入到溶液中造成溶液污染的問題。

（2）三甘醇富液采用富液汽提工藝，在富液進入換熱器前脫除溶解在溶液中的酸性氣體和凝析油，減少腐蝕性介質進入再生設備中而引起的設備腐蝕。

（3）將汽提產生的氣體采用固體脫硫后作為裝置的燃料氣和貧液汽提氣。

（4）脫水橇的儀表風改用壓縮空氣。

［1］ 王遇冬主編.天然氣處理原理與工藝［M］.北京：中國石化出版社，2007.

［2］ 王開岳主編.天然氣凈化工藝［M］.北京：石油工業出版社，2005.

［3］ 中華人民共和國石油天然氣行業標準［S］.SYT0076-2003天然氣脫水設計規范，2003.

［4］ 中華人民共和國石油天然氣行業標準［S］.SYT0602-2005甘醇型天然氣脫水裝置規范，2005.

［5］ 謝軍雄，等.三甘醇脫水裝置尾氣達標排放措施研究［J］.石油與天然氣化工，2011，40（1）：32-36.