干法脫硫工藝在原油污水處理中的應用

劉振國 方健

（中海能源發展股份有限公司人力資源服務公司碧海環保服務公司）

干法脫硫工藝在原油污水處理中的應用

劉振國 方健

（中海能源發展股份有限公司人力資源服務公司碧海環保服務公司）

針對渤海S油田原油處理廠污水處理系統排空氣體硫化氫含量較高的情況，經過脫硫方法比選，確定采用活性炭精脫硫劑干法脫硫工藝。介紹了脫硫工藝設計、脫硫工藝流程，通過計算說明了工藝設計的依據。脫硫工藝投用后，調儲罐脫硫塔和氣浮選罐脫硫塔脫硫效率達100%，廠區周圍空氣中硫化氫含量為未檢出，低于0.01 m g/m3，達到G B 14554—93《惡臭污染物排放標準》一級標準。

干法脫硫工藝；原油污水處理；硫化氫含量

0 引 言

渤海S油田原油處理廠是對渤海S油田上游平臺來液進行分離、存儲、外輸等的終端處理廠。該油田屬于酸性油田，地層中油氣除了含有H2S氣體外，一般均含有礦化水，在高溫高壓下，有時還含有多硫和單質硫類的絡合物。原油在處理廠中集輸儲運過程中，受溫度升高、壓力降低等因素的影響，溶解于原油或污水中的硫化氫氣體從油、水中逸出并從氣相出口直接排到大氣中，硫酸鹽還原菌與流體中的硫酸根反應也會生成硫化氫氣體。硫化氫不僅對設備具有較強的腐蝕性，而且危害人體健康。通過對綏中36-1原油處理廠污水處理系統調儲罐和氣浮選罐罐頂排空氣體以及廠區四周空氣質量進行檢測，結果顯示，污水系統調儲罐及氣浮選罐排空氣體的硫化氫含量相對較高，必須對硫化氫進行治理。

1 脫硫方法的選擇

目前國內脫除硫化氫的方法主要有化學吸收法、物理吸收法、聯合吸收法、直接氧化法、干式床層法、膜分離法和低溫分離法。其中采用溶劑或溶液作為脫硫劑的化學吸收法、物理吸收法、聯合吸收法以及直接轉化法，習慣上統稱為濕法；采用固定床脫硫的海綿鐵法、分子篩法統稱為干法［1-5］。

通過借鑒硫化氫綜合治理方面的先進技術以及潿洲終端處理廠脫硫項目的成功經驗，并結合國外脫硫方面成功的應用經驗，選擇對綏中36-1原油處理廠進行干法脫硫，主要以固體吸附劑為載體，吸附氣體中的硫化氫。應用較廣的固體吸附劑主要有氧化鐵、氧化鋅、復合氧化物和活性炭精脫硫劑等，氧化鐵見水易泥化，易自燃；氧化鋅吸附硫的容量低，價格高；復合氧化物對環境要求較為苛刻。通過反復篩選和實驗，發現活性炭精脫硫劑具有吸附速度快、吸附硫容量高、遇水或水蒸氣不破碎等一系列優點，最終確定采用活性炭精脫硫劑干式脫硫法脫除污水系統中的硫化氫氣體。

2 脫硫工藝設計

2.1 活性炭精脫硫劑干式脫硫法原理

廢氣中的H2S與O2作用生成單質硫，沉積在脫硫劑的微孔中，從而達到除硫凈化氣體的目的，反應方程式如下：

該方法脫硫精度高，H2S≤0.01 m g/m3；反應速度快；工作硫容高達20%，對有機硫有較好的脫除作用；強度好，遇水或水蒸氣不破碎；安全性高，卸出的舊脫硫劑不發熱、不自燃。

2.2 脫硫方案的相關數據計算

①現場相關數據：日氣體總量8 000～10 000 m3；硫化氫平均含量1 000 m g/m3。

②每年硫排放量2 920 kg；年耗催化劑19.5 t，其中，脫硫劑硫容按15%計。

③塔裝填相關數據：脫臭劑裝量24 m3；脫硫劑使用周期≥7個月；脫硫后的H2S含量≤0.1 m g/m3。

2.3 復合氧化物脫硫劑

2.3.1 脫硫原理

其中，M代表金屬。H2S、元素硫與脫硫劑中的活性金屬氧化物作用生成硫化物或硫酸鹽，達到脫硫防腐蝕的目的。

2.3.2 脫硫劑物性參數

復合氧化物主要理化性能及技術指標見表1。

表1 復合氧化物主要理化性能及技術指標

2.3.3 安全及環保

①脫臭劑硫容量大，使用壽命長，消耗量小，無廢液廢氣排放。

②不需動力能耗，生產正常時不需專人管理，操作安全。

③能適用于工況波動較大的廢氣處理，安全性高。

④失活催化劑主要組分為活性炭和穩定金屬硫化物，可作為一般工業垃圾掩埋處理。

3 流程工藝設計及改造

3.1 工藝流程介紹

脫硫塔工藝流程見圖1。

圖1 脫硫塔工藝流程

來自一次沉降罐和二次沉降罐的罐頂氣通過各自原有/改造的管道匯集至增加的脫硫塔氣相總管（原去空氣壓縮機的管線用盲板盲死），氣相總管接入Ф3 200脫硫塔（V-201），含硫氣體穿越塔中脫硫劑床層，與脫硫劑中的活性金屬氧化物作用生成硫化物或硫酸鹽，達到除硫凈化的目的，同時脫硫后的罐頂氣從脫硫塔氣相出口去往壓縮機，最后經火炬燃燒。由于罐頂氣中伴隨著部分水蒸汽，在罐頂氣進入脫硫塔后，水蒸汽被冷凝成水積聚于脫硫塔底部，當廢水到達一定液位后可由操作人員手動排放。

3.2 流程工藝設計

通過對綏中36-1原油處理廠多次現場調研，結合實際數據，進行設計。

3.2.1 天然氣壓縮機控制參數及運行狀態

3.2.1.1 A、B、C三臺壓縮機自動運行狀態

（1）當罐頂壓力升高，壓縮機自動運行狀態

①天然氣壓縮機全停時，罐頂壓力達到350 Pa時，啟動壓縮機A變頻運行；

②壓縮機A運行頻率達到50 H z，且在罐壓力達到250 Pa以上，狀態維持60 s后，壓縮機A變頻為工頻，同時啟動壓縮機B變頻運行；

③壓縮機B運行頻率達到50 H z，且罐壓力達到250 Pa以上，狀態維持30 s后，壓縮機B變頻為工頻，同時啟動壓縮機C變頻運行。

（2）當罐頂壓力下降，壓縮機自動運行狀態

①罐頂壓力低于100 Pa時，10 s后壓縮機A停止運行；

②罐頂壓力持續低于100 Pa時，10 s后第二臺工頻運行壓縮機B停止運行；

③罐頂壓力持續低于30 Pa時，變頻運行壓縮機C停止運行。

3.2.1.2以A、B兩臺壓縮機自動運行、C切出為例

（1）當罐頂壓力升高，壓縮機自動運行狀態

①天然氣壓縮機全停時，罐頂壓力達到350 Pa時，啟動壓縮機A變頻運行；

②A運行頻率達到50 H z，且在罐頂壓力達到250 Pa以上，狀態維持60 s后，壓縮機A變頻為工頻，同時啟動壓縮機B變頻運行。

（2）罐頂壓力下降，壓縮機自動運行狀態

①罐頂壓力低于100 Pa時，10 s后工頻運行壓縮機A停止運行；

②罐頂壓力持續低于30 Pa時，變頻運行壓縮機B停止運行。

3.2.1.3天然氣壓縮機系統控制點的技術指標

壓縮機進口壓力控制在300～350 Pa；壓縮機進口壓力高于450 Pa報警，500 Pa放空；壓縮機進口壓力低于250 Pa報警，手動補氣；壓縮機進口壓力低于150 Pa報警，自動補氣。

3.2.2 含硫油氣的排放量

根據2.2中數據，可得出該裝置含硫油氣排放最大量約為416.7 m3/h。由于原油沉降罐的液位變化很小，由液位引起壓力及排放氣量變化可以忽略不計。

3.2.3 系統脫硫設備阻力計算

最大氣體逸出體積為416.7 m3/h，再考慮一定的安全系數，脫硫塔最大處理量確定為500 m3/h，脫硫塔直徑Ф=3.2 m，脫臭劑空隙率0.41，

則床層總空隙面積脫硫塔內氣體流速

v=ΔV/（S·t）=500/（3.30×3 600）=0.042 m/s

根據Ergun固定床壓降半經驗公式：

式中：Δ P/L為通過單位床層高度的壓降，Pa/m；E為顆粒床層空隙率：0.41；μ為流體黏度，以空氣計，1.73×10-5Pa·s；ρ為氣體密度，以空氣計，1.29 kg/m3；ФS為顆粒球形度，取0.71；dp為顆粒當量直徑，4.8×10-3m；v為流速，0.042 m/s。

脫硫劑床層高度L=1.97 m

計算得到ΔP/L為49.11 Pa/m

床層壓降ΔP=49.11×1.97=96.75 Pa

3.2.4 管線阻力計算

氣體流量按最大：500 m3/h，現場管線為D N400，管線當量長度L=50 m計算

氣體流速：μ=Q/（3 600×1/4Πd2）=500/（3 600× 0.785×0.42）=1.11（m/s）

查相關文獻，得雷諾數Re=60 758，ε=0.2，ρ= 1.3

由化工設計手冊查λ=0.03

通過以上計算可知：系統脫硫設備及管線阻力很小，脫硫塔氣相出口壓力能夠滿足壓縮機入口壓力要求。

4 現場應用

在脫硫塔投用后，對廠區空氣質量進行檢測，并與投用前的檢測結果對比。本次檢測采用的是《空氣和廢氣監測分析方法》中硫化氫——碘量法（G B/T 11060.1—1998《天然氣中硫化氫含量的測定碘量法》）。在廠區四周布設檢測點，投用前檢測數據分析見表2，投用后東、南、西、北四圍欄處硫化氫含量均為未檢出（儀器最小測定值為0.001 m g/m3）。

表2 脫硫工藝投用前硫化氫含量m g/m3

檢測結果合格，表明脫硫工藝設計符合現場要求，脫硫效果滿足廠區硫化氫控制指標。

通過對調儲罐脫硫塔和氣浮選罐脫硫塔氣相入口、出口的檢測，脫硫效率達100%，有效地控制了污染源；同時廠區環境得到較大改善，在脫硫塔投用后，廠區及脫硫塔放空氣中H2S含量為未檢出，達到G B 14554—93《惡臭污染物排放標準》一級標準不超過0.01 m g/m3的要求。

5 結 論

通過對調儲罐脫硫塔和氣浮選罐脫硫塔氣相入口、出口的檢測，脫硫效率達100%，有效地控制了污染源；脫硫塔投用后，廠區及脫硫塔排放空氣中H2S濃度達到G B 14554—93《惡臭污染物排放標準》一級標準要求。此干法脫硫工藝有較高的社會效益與經濟效益，具有推廣價值。

［1］ 李勇.塔河油田含硫伴生氣脫硫工藝［J］.油氣田地面工程，2010，29（8）：57-58.

［2］ 吳家文，崔紅霞，姚為英，等.大慶油田天然氣干法脫硫劑的比選與應用［J］.油田化學，2007，24（4）：329-331.

［3］ 王京博.干法脫硫劑的優選及在地下儲氣庫的應用［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2008，30（3）：119-122.

［4］ 朱冬梅，聶成元，董金國.干法脫硫中E F-2型精脫硫劑硫容技術探討［J］.化工設計，2002，12（3）：14-15.

［5］ 邱煒，周剛，付英杰.干法煙氣脫硫綜述［J］.電站系統工程，2005，21（3）：19-20.

（編輯 王薇）

10.3969/j.issn.1005-3158.2015.05.015

1005-3158（2015）05-0052-03

2015-04-07）

劉振國，2002年畢業于大連理工大學精細化工專業，現在中海能源發展股份有限公司人力資源服務公司碧海環保服務公司從事油田生產工藝處理及化工應用方面的研究工作。通信地址：天津市濱海新區塘沽區上海道碧海鴻庭8-3-1401，300452