高含硫天然氣凈化裝置脫硫溶液的消泡研究

田夢雯，吳高亮，黃 暄，李文英，肖 奕

（1.中國石油西南油氣田公司川東北作業分公司，四川成都 610000；2.中國石油西南油氣田公司物資分公司，四川成都 610000）

中國石油西南油氣田公司川東北作業分公司羅家寨作業區宣漢凈化廠（以下簡稱宣漢凈化廠）作為首個高含硫國際合作項目的核心，投運了3 列天然氣凈化裝置，采用Sulfinol-M 脫硫溶液對H2S 和CO2進行深度脫除，天然氣產能3×109m3/a，為促進地方經濟發展和財政稅收做出了杰出貢獻。在裝置運行過程中，經常會出現脫硫溶液發泡的現象。天然氣凈化裝置脫硫溶液發泡一直是全球天然氣凈化行業存在的難點問題，特別是在特大型酸性氣田開發的高含硫天然氣凈化工藝處理過程中，脫硫溶液泡沫的處理難度更大，這對保障產品氣質量和尾氣排放達標提出了挑戰。因此，必須要采取綜合有效的措施對脫硫溶液進行消泡處理，才能確保生產裝置連續運行，保證外輸產品氣達到GB/T 37124—2018《進入天然氣長輸管道的氣體質量要求》的要求。

1 脫硫單元工藝流程

宣漢凈化廠采用Sulfinol-M 脫硫溶液在一定的溶液循環量、溫度和壓力下，與原料氣中的酸性氣體（H2S、CO2和有機硫）發生化學反應，從而使絕大部分H2S 和CO2從原料氣中脫除，實現天然氣凈化的目的。該化學反應是體積縮小的放熱可逆反應，Sulfinol-M 脫硫溶液在低溫高壓下脫除原料氣中的酸性氣體，在高溫低壓下再生。

圖1 脫硫單元工藝流程

脫硫單元工藝流程見圖1。

原料氣首先進入脫硫單元重力分離器，脫除可能導致溶液污染的凝液和固體顆粒，然后再進入脫硫吸收塔底部，與送至脫硫吸收塔頂部的Sulfinol-M 脫硫溶液逆流接觸反應，脫硫后的濕天然氣經過濕凈化氣分離器后，送至脫水單元，脫水后即為符合GB/T 37124—2018 規定的產品天然氣。

在脫硫單元中，從脫硫吸收塔底部出來的富含H2S 和CO2的溶液即為富液。富液在閃蒸罐內閃蒸出絕大部分可燃性烴類物質后，經貧/富液換熱器預熱進入脫硫再生塔，再生解吸出H2S 和CO2后，依次經過低壓泵、貧/富液換熱器、胺液空冷器和胺液水冷器，冷卻降溫后，再經高壓泵增壓進入脫硫吸收塔中，形成溶液循環。脫硫再生的酸氣經過酸氣空冷器和酸氣水冷器后，送至硫磺回收單元。

2 脫硫溶液消泡試驗

Sulfinol-M 脫硫溶液與天然氣中的酸性氣體（H2S、CO2和有機硫）反應時，氣體分子與液體分子逆流接觸，使相鄰氣體分子發生聚合，并克服液體的表面張力而形成氣泡，眾多氣泡上浮到液面聚集形成泡沫。通常情況下，泡沫很容易且很快就會破滅，但是，隨著生產裝置運行時間增加，溶液雜質逐漸增多，溶液的表面張力逐漸下降，那么產生的泡沫就會越來越多，泡沫持續時間也會越來越長，如何消除脫硫溶液發泡成為天然氣凈化行業的關鍵技術難題。

導致脫硫溶液發泡的因素主要有：脫硫溶液循環量、重沸器蒸汽量、再生塔壓力、脫硫貧液入塔溫度和阻泡劑加注濃度。筆者以泡沫形成的難易程度和穩定性為消泡研究方向，在保證天然氣凈化裝置正常生產的前提下，采取“調一項，保平穩”的思路進行試驗，即逐項對上述5 個影響因素進行參數試驗，每調整1 次參數至預設值，都需在凈化裝置運行平穩后記錄下脫硫溶液濃度和產品氣中的H2S 含量。根據試驗流程，分別對3 列裝置進行了脫硫溶液消泡處理試驗，該文以第2 列脫硫裝置為例進行試驗討論。

2.1 降低脫硫溶液循環量

維持脫硫溶液的濃度基本不變，降低脫硫溶液循環量，脫硫吸收塔和脫硫再生塔液相負荷降低，脫硫溶液發泡的可能性也會相應降低。因此，在保證產品氣質量的情況下，逐步降低脫硫溶液循環量，觀察溶液消泡情況，監測產品氣中H2S 濃度，可以得到減輕和消除溶液發泡的試驗數據，結果見表1。

表1 脫硫溶液循環量的影響試驗

由表1 可見：維持溶液w(MDEA)在45.1%左右，脫硫溶液循環量由196 m3/h 降至185 m3/h，產品氣中ρ(H2S)呈上漲趨勢，由2.85 mg/m3上升至4.35 mg/m3。為防止凈化裝置波動造成產品氣中H2S 濃度超標，留足裕量，因此，當產品氣中ρ(H2S)上漲至4.35 mg/m3時，停止繼續降低脫硫溶液循環量。

2.2 降低重沸器蒸汽量

在天然氣凈化過程中，脫硫溶液會生成一些難以再生的降解產物或熱穩定性鹽，從而改變脫硫溶液pH 值、黏度、表面張力等性質，從而引起發泡[1]。當重沸器蒸汽量低時，產生的二次蒸汽量也較低，脫硫再生塔氣相負荷降低，脫硫溶液發泡的可能性也相應降低。但再生塔頂溫度下降，貧液中H2S 濃度會隨之增加，影響產品氣質量。因此，在逐步降低重沸器蒸汽量的同時，監測貧液中ρ(H2S)在0.70～1.12 g/L 控制指標范圍內，觀察溶液消泡情況。脫硫單元重沸器蒸汽量調整試驗數據見表2。

表2 重沸器蒸汽量的影響試驗

由表2 可知：降低再生塔重沸器蒸汽量，再生塔頂部溫度也隨之下降，脫硫溶液再生效果下降，貧液中ρ(H2S)呈上漲趨勢，接近控制范圍上限1.12 g/L 時，停止繼續降低重沸器蒸汽量。最終調整重沸器蒸汽量為47.4 t/h，再生塔頂溫度91.12 ℃，貧液中ρ(H2S)為1.09 g/L。

2.3 降低再生塔壓力

脫硫溶液Sulfinol-M 在高溫低壓下有利于再生，脫硫再生塔壓力越低，脫硫溶液的再生效果越好，在同等條件下，貧液中H2S 濃度越低，維持產品氣中H2S 濃度基本不變的情況下，所需的脫硫溶液循環量就降低，從而緩解脫硫溶液發泡。再生塔壓力調整試驗數據見表3。

表3 再生塔壓力的影響試驗

由表3 可見：維持貧液與產品氣中H2S 濃度穩定，緩慢將再生塔壓力由0.110 MPa 降至0.095 MPa，達到相同的脫硫效果所需的脫硫溶液循環量由190 m3/h 降低至185 m3/h，脫硫溶液循環量的減少，降低了脫硫系統的液相負荷，緩解了脫硫溶液發泡的問題。

2.4 提高脫硫貧液入塔溫度

脫硫溶液Sulfinol-M 在低溫高壓下有利于脫除原料氣中的酸性氣體，在保證產品氣合格的前提下，提高脫硫貧液進入脫硫吸收塔的溫度，有利于減少對原料氣中酸性氣體（H2S、CO2和有機硫）的吸收，降低溶液負荷，對脫硫溶液發泡有緩解作用。因此，在脫硫溶液循環量一定的情況下，逐步提高脫硫貧液進入脫硫吸收塔溫度，監測產品氣中H2S 濃度的變化，直至H2S 濃度出現穩定上漲趨勢時，脫硫溶液發泡情況得到緩解。脫硫貧液進入脫硫吸收塔溫度調整試驗數據見表4。

表4 貧液進入脫硫吸收塔溫度的影響試驗

由表4 可見：維持脫硫溶液循環量穩定在185 m3/h 時，貧液入塔溫度由29.9 ℃緩慢調整至35.4℃。由于溶液溫度高不利于H2S 的吸收，故產品氣中ρ(H2S)出現上漲趨勢，由1.35 mg/m3上漲至4.35 mg/m3，為防止凈化裝置波動造成產品氣超標，留足裕量，當產品氣中ρ(H2S)上漲至4.35 mg/m3時，停止繼續提高脫硫貧液入吸收塔溫度。

2.5 提高阻泡劑加注濃度

脫硫溶液出現發泡現象時，加入適量的阻泡劑可以直接消泡。當加注的阻泡劑濃度不足時，脫硫溶液的消泡效果并不明顯，因此提高阻泡劑加注濃度，可以使消泡效果更好，但過高的阻泡劑濃度會加速脫硫溶液的降解，不僅不會消除泡沫，還會降低脫硫溶液生產效率[2]。取脫硫溶液加注不同量的阻泡劑進行消泡試驗，提高阻泡劑加注濃度，分析阻泡劑加注濃度在0.1，0.2，0.3，0.4，0.5 和0.6 μL/L 時，脫硫溶液的消泡時間與泡沫高度。觀察消泡開始時的泡沫高度和泡沫破滅時間，最終獲得泡沫破滅時間低于10 s 的阻泡劑加注濃度，試驗數據見表5。

表5 阻泡劑加注濃度的影響試驗

由表5 可見：阻泡劑加注濃度由0.1 μL/L 上升至0.5 μL/L 時，泡沫高度與泡沫破滅時間都成下降趨勢，當阻泡劑濃度繼續上升至0.6 μL/L 時，泡沫高度與泡沫破滅時間無明顯變化，當脫硫溶液中阻泡劑濃度控制在0.5 μL/L 時，脫硫溶液消泡效果最好。

2.6 工藝參數對比

脫硫溶液發泡各影響因素的工藝參數調整前和調整后對比見表6。

表6 各影響因素的工藝參數調整前和調整后對比

通過對第2 列脫硫裝置進行溶液消泡處理，得到以下結論：脫硫溶液循環量為185 m3/h，重沸器蒸汽量為47.4 t/h，再生塔壓力為0.095 MPa，脫硫貧液入塔溫度為35.14 ℃，阻泡劑加注濃度為0.5 μL/L 時，脫硫溶液消泡處理的效果明顯。

3 脫硫溶液消泡處理應用效果

對2019 年10 月—2020 年5 月3 列天然氣凈化裝置脫硫溶液的發泡次數進行統計計算，工藝參數調整前和調整后的發泡頻率見表7。

表7 脫硫溶液消泡處理前后發泡頻率對比表

從表7 可以看出：工藝參數調整后，3 列天然氣凈化裝置脫硫溶液的發泡頻率明顯降低，不到原來的1/10。

脫硫溶液經消泡處理后，脫硫再生塔的酸氣量振幅明顯變小，生產裝置運行平穩。

4 結論

通過對宣漢凈化廠高含硫天然氣凈化裝置脫硫溶液發泡處理的研究，從脫硫溶液循環量、再生塔重沸器蒸汽量、貧液入塔溫度、溶液再生壓力、阻泡劑加注濃度等5 個影響因素分步進行試驗，調整優化工藝參數，脫硫溶液的發泡頻率從原來的2.87次/d 降低到0.20 次/d，困擾宣漢凈化廠多年的技術難題得以攻克，同時也為其他高含硫天然氣凈化裝置的生產管理提供了可借鑒的經驗。