干法脫硫工藝設計運行情況分析

張利媛，董園園，呂靜成，李丹丹

干法脫硫工藝設計運行情況分析

張利媛1，董園園2，呂靜成1，李丹丹1

（1. 中國石油工程建設有限公司華北分公司，河北 任丘 062552； 2. 中國石油華北油田公司河北儲氣庫分公司，河北 廊坊 065000）

儲氣庫井口采出物中含有H2S，其脫硫裝置設置在集注站內。脫硫裝置運行過程中存在諸多問題，如實際硫容低、脫硫劑板結、實際處理規模達不到設計規模等。針對脫硫裝置實際運行過程中存在的問題、改造過程及脫硫裝置正在進行和擬進行改造進行總結。

干法脫硫；脫硫劑；硫容

1 儲氣庫設計概況

儲氣庫脫硫裝置設計規模為2.5×106m3·d-1，其工藝流程如下：采出氣經過生產/計量匯管匯至生產分離器（D1400×7916）/計量分離器（D1400×7916）進行二相/三相分離，分離后的天然氣進入長度約150 m管徑DN300的匯管匯至進站空冷器，通過空冷器將來氣溫度冷卻至25～30 ℃，然后通過長度約20 m DN300的管線進入預冷分離器（D1600×10024）進行二相分離，分離出的天然氣通過長度約160 m管徑DN300的管線進脫硫裝置進行脫硫凈化（氣相管道無保溫、電伴熱）。

儲氣庫共有兩套脫硫裝置，分為2套4組8塔，兩套塔并聯運行。每套脫硫裝置有6個監測點，分別位于每套脫硫裝置的總進口、總出口和每具塔的出口。檢測的控制方法是每次只能檢測一個點的硫化氫濃度，當需要檢測其他點，進行手動切換，正常生產時監測總出口，每白班對每個監測點輪流切換并監測一次。

脫硫裝置工藝流程如圖1所示。天然氣進入脫硫裝置，先進入開位閥門的脫硫塔，同時有4座塔運行，分別為第一套脫硫裝置的A塔、C塔和第二套脫硫裝置的A塔、C塔，兩套脫硫裝置的B塔、C塔均處于待運行狀態。當A塔、C塔出口硫含量即將達到臨界值時關閉A、C塔出口閥門，分別串聯至B、D塔入口，以充分提高A、C塔的有效硫容。待串聯運行至一定時間后，切出A、C塔換劑。兩套脫硫裝置的B、D塔并聯運行。

當A、C塔換劑完成，B、D塔出口硫含量即將超標時，關閉B、D塔外輸管線閥門，分別串聯至A、C塔，以充分提高B、D塔的實際硫容。以此循環往復。

圖1 脫硫裝置工藝流程

裝置主要參數：氧化鐵干法脫硫工藝；8塔4組，組與組并聯，每組2塔串并運行；總處理量為每天2.5×106m3。

設備參數：塔徑為D2134×11012；設計壓力為7.7 MPa；操作壓力為5.6～7.0 MPa；料高度為 9 780 mm；填料類型為Sulfatreat XLP （目前國產脫硫劑替代）。

2 儲氣庫實際運行情況

2.1 每個注采周期的H2S含量

實際運行過程中，H2S含量高于設計值，儲氣庫采出氣中硫化氫質量濃度由建庫初期最高的 1 124 mg·m-3，經過9個注采周期的運行，降至目前的541 mg·m-3。不同周期H2S含量動態監測見圖2。

圖2 不同周期H2S含量動態監測

2.2 每個注采周期脫硫劑的硫容

由于脫硫劑選型、板結、偏流等因素的影響[2][3]，2012—2015年脫硫劑硫容偏低，基本低于15%，自2015—2016年采氣期以來，通過對上述問題進行不斷改進，平均硫容均高于15%。2017—2018年為徹底消除板結，改用“活性炭+脫硫劑”分層裝填方式，徹底消除板結，硫容在15%左右。不同生產周期脫硫劑的實際硫容如圖3所示。

圖3 不同生產周期脫硫劑的實際硫容

2.3 脫硫塔中填料的裝填方式

由于脫硫劑選型、板結、偏流等因素的影響，2012—2015年脫硫劑硫容偏低，基本低于15%，自2015—2016年采氣期以來，對上述問題進行不斷改進，平均硫容均高于15%。2017—2018年為徹底消除板結，改用“活性碳+脫硫劑”分層裝填方式，徹底消除板結，硫容在15%左右。針對板結情況，對脫硫劑的裝填也進行了新的探索，即對脫硫劑進行分層裝填，自2017—2018年采氣期以來，脫硫裝置采取“活性炭+脫硫劑”分層裝填的方式，在降低脫硫劑裝填量的基礎了解決了脫硫劑板結問題，縮短了卸劑時間[1]。

“活性碳+脫硫劑”分層裝填方式如圖4所示，脫硫塔填料具體裝填數量如表1所示。

圖4 脫硫塔填料裝填示意圖

表1 脫硫塔填料具體裝填數量

2.4 近年來脫硫裝置的實際運行情況

2018—2019年每套裝置運行時間、處理氣量及硫容情況如表2所示。

表2 每套裝置運行時間、處理氣量及硫容情況

3 儲氣庫目前運行改造情況

3.1 儲氣庫運行情況理論計算

脫硫裝置采用干法脫硫，設計規模為2.5×106m3·d-1，設計硫容為24%，而在實際運行過程中硫容只有15%左右，且由于脫硫塔內裝填了活性炭，導致脫硫劑的裝填量減少，這些都影響了脫硫裝置的處理規模，目前脫硫裝置的實際處理規模大概只有(1.30～1.40)×106m3·d-1。

已建脫硫塔的內徑=2.134 m，去除塔內裝填的活性碳后，脫硫劑裝填凈高=9.78 m，計算不同工況和處理氣量下的空塔線速度如表3所示。

表3 不同工況和處理氣量下的空塔線速度

通過與廠家進行交流，根據廠家經驗，當空塔線速度不高于0.03 m·s-1時，可以滿足脫硫劑與H2S的接觸時間，保證脫硫效果。通過表3計算可以看出，當處理氣量為2.50×106m3·d-1、進塔壓力為 7 MPa時，理論上可以滿足脫硫要求；當處理氣量為2.30×106m3·d-1、進塔壓力為6.5 MPa時，理論上可以滿足脫硫要求。

當脫硫塔內全部裝填脫硫劑時，其不同周期的脫硫劑更換次數如表4所示。

表4 不同周期的脫硫劑更換次數

通過表4可以看出，脫硫塔每個周期更換次數不超過6次，采氣期平均20天更換一次，可以滿足連續生產的需求。

因此，考慮在脫硫裝置前增加聚結式過濾器，脫除脫硫裝置入口天然氣中可能含有的油、水，避免油水對脫硫劑粉化、泥化。這樣，脫硫塔內可不再裝填活性碳和瓷球，從而增加脫硫塔的脫硫劑裝填量，提高脫硫劑的實際硫容；若實際運行過程中仍無法滿足天然氣的處理要求，則考慮將脫硫裝置西側的小露點控制裝置拆除，放置新增脫硫設施，新增脫硫設施規模與已建脫硫設施相同。

3.2 儲氣庫擬改造情況

3.2.1 脫硫裝置前增加聚結式過濾器

單個脫硫塔的脫硫硫容與脫硫劑裝填料、天然氣處理量理論計算結果如表5所示。

表5 單個脫硫塔的脫硫硫容與脫硫劑裝填料、天然氣處理量理論計算表

根據表5分析可以看出，當硫容一定時，脫硫劑裝填量越大，天然氣處理量越大；當脫硫劑裝填量一定時，硫容越高，天然氣處理量越大。

現在脫硫塔中裝填了一定量的活性碳和瓷球，用于脫除進入脫硫塔中的油、水，從而間接減少了脫硫劑的裝填量，這是導致實際處理氣量低的一個原因。根據對現有運行情況分析，考慮在脫硫裝置之前增加聚結式過濾器來除掉進入脫硫塔的油、水，從而增加脫硫塔中的脫硫劑裝填量，提高脫硫裝置的處理氣量。已建脫硫塔前增加聚結式過濾器，其原理流程如圖5所示，已建脫硫裝置增加除油器方案平面布置如圖6所示。

圖5 聚結過濾器原理流程圖

圖6 已建脫硫裝置增加除油器方案平面布置

3.2.2 脫硫裝置實現串聯改造

目前實際運行過程中，當脫硫劑在更換時，發現脫硫塔底部仍有部分脫硫劑未發生反應，這也是脫硫劑實際硫容偏低的一個原因。

目前兩套脫硫裝置是并聯運行，本次改造將對兩套脫硫裝置進行串并聯改造，使脫硫裝置A出口可以接至脫硫裝置B入口，脫硫裝置B出口可以接至脫硫裝置A入口，即當脫硫裝置A出口H2S含量即將超標時，使脫硫裝置A出口接入脫硫裝置B入口，以充分利用脫硫劑的硫容；當兩套脫硫裝置運行一段時間后，將脫硫裝置A切出更換脫硫劑，脫硫裝置B單獨運行；當脫硫裝置B出口H2S含量即將超標時，將脫硫裝置B出口接入脫硫裝置A入口，兩套裝置串聯運行一段時間后，將脫硫裝置B切出更換脫硫劑，脫硫裝置A單獨運行。如此反復運行，以提高脫硫劑的實際硫容。

4 結 論

儲氣庫脫硫塔是上進下出的設計方案，且塔較高，塔底部內件承受的壓力會隨著進出口壓差的增大而增加，因此，儲氣庫脫硫塔在運行過程中要求其進出口壓差不大于0.2 MPa，否則會破壞塔結構。其運行過程中當進出口壓差接近0.2 MPa或出口H2S質量濃度達到6 mg·Nm-3時，就需要切塔。入口天然氣中油、水造成的脫硫劑粉化、泥化現象會增加進出口壓差，此時即使出口H2S含量達標，也必須切塔，這也在客觀上會造成脫硫劑實際硫容不高。這也為后續脫硫塔的設計提出警示，最好設計為下進上出形式，以免差壓對運行有影響。

目前，儲氣庫脫硫裝置入口增加聚結式過濾器的改造方案已經進入施工階段，后續將持續跟進改造效果，以期為相似項目的設計提供經驗。

［1］孟紅，張利媛，陽小平，等．干法脫硫裝置脫硫劑更換研究[J] .遼寧化工，2017，46（7）：709-711．

［2］管漢平，李原欣，閆家帥，等．含凝析油氣藏脫硫劑板結因素分析[J].石化技術，2016，23（5）：108．

［3］李勁，雷萌，唐浠.對中低含硫天然氣脫硫技術的認識[J].石油與天然氣化工，2013，42（3）：227-233.

Analysis of Dry Desulphurization Process Design and Operation

1,2,1,1

（1. China Petroleum Engineering and Construction Co., Ltd. North China Company, Renqiu Hebei 062552, China;2. PetroChina Huabei Oilfield Company Hebei Gas Storage Branch, Langfang Hebei 065000, China）

The wellhead products of gas storage contain H2S, and its desulfurization device is set in the centralized injection station. There are many problems in the operation of desulfurization unit, such as low actual sulfur capacity, hardening of desulfurizer, and the actual treatment scale is not up to the design scale, et.al. In this article,the problems existing in the actual operation of the desulfurization unit were summarized, as well as the transformation process, and the ongoing and planned transformation of the desulfurization unit.

Dry desulphurization; Desulfurizer; Sulfur capacity

X701.3

A

1004-0935（2023）09-1323-05

2022-09-08

張利媛（1985-），女，河北省任丘市人，工程師，碩士，2011年畢業于華中農業大學作物遺傳育種專業，研究方向：油氣加工技術。