顺北二区高含硫天然气脱水工艺技术研究.docx

? ? 顺北二区高含硫天然气脱水工艺技术研究 ? ? 崔伟 宋学超 罗金华 敬加强 1.中国石化西北油田分公司 2.中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室 3.西南石油大学石油与天然气工程学院 集输系统腐蚀主要与H2S含量、氯离子浓度、温度、压力和pH值等因素有关，H2S含量和温度越高，腐蚀性越强[1]。中国石油化工股份有限公司西北油田分公司顺北二区(以下简称顺北二区)属于凝析气藏，所产天然气高含H2S(质量浓度大于70 000 mg/m3)和CO2(体积分数大于10%)，地层水中氯离子含量高(质量浓度大于65 000 mg/L)，介质腐蚀性极强。对于高含硫气田，腐蚀不仅会给油气田的开发和生产造成巨大的经济损失，还会造成环境污染及影响人身安全。 顺北二区若采用传统天然气集输工艺，则存在如下问题：①如果气体不进行处理，按照选材标准，需要选择镍基合金等高等级耐蚀合金，投资成本为常规管材的2.5倍；②如果从源头对气体进行净化脱硫处理，存在脱硫规模无法确定、投资高、建设周期长等问题。因此，亟需开发一种经济性好、风险低、建设周期短的技术，以解决顺北二区开发试采初期天然气的集输问题。 对高含硫天然气而言，如果天然气中含有饱和水或游离水，会使天然气中的H2S具有较强的腐蚀性，对集输系统造成较大的安全生产风险[2-3]。因此，针对高含硫天然气集输系统，只需有效脱除天然气中的饱和水和游离水，使系统在集输条件下无水的存在，即可实现高含H2S天然气的安全输送[4-5]。目前，天然气的常用脱水方法主要有溶剂吸收法[5-11]、固体吸附法[5-15]、低温冷凝法[5-8,16]、膜分离脱水技术[17-18]以及超音速脱水技术[17,19-21]。同时，传统的典型天然气脱水工艺流程主要针对不含H2S或低含H2S的工况进行设计，而对于高含H2S的天然气脱水方法以及直接进行脱水工艺研究的工程案例相对较少，缺少对吸收剂以及直接脱水工艺的适应性分析。 基于此，在国内外天然气脱水技术研究的基础上，结合顺北二区天然气的气质特点，对高含H2S的天然气脱水方法进行了筛选，优化改进了传统典型天然气三甘醇脱水工艺流程，增加了原料气进吸附塔前的分离处理工艺和闪蒸气回收处理工艺；同时，基于富甘醇预热位置、再生纯度以及H2S的影响，确定了两级贫/富液换热预热、LNG气化气提的富甘醇再生工艺流程，形成了适合顺北二区高含硫天然气的脱水工艺流程，为后续顺北天然气区块的开发和集输提供了技术支撑。 1 高含硫天然气脱水工艺研究 1.1 高含硫天然气脱水工艺优选 结合顺北二区天然气的气质条件，针对目前天然气常用的脱水吸收剂进行了相应的对比分析。其中，溶剂吸收法中的吸水溶剂主要有两种类型，即醇类和CaCl2溶液。早期天然气脱水主要使用CaCl2水溶液，但由于其适应性较差，对来气中H2S反应敏感，容易发生反应生成沉淀，影响脱水效果；且溶液中阴阳离子多，易对设备产生电化学腐蚀，处理后的天然气露点降较低，目前已很少使用。作为高分子醇类的典型吸水剂，三甘醇因其热稳定性好、吸水性强、蒸气压低、运行可靠、脱水流程简单、投资成本较低等优势，在工业上得到了广泛应用；但三甘醇溶液易损失，易污染，易高温氧化，运行成本相对较高。因此，作为天然气净化处理脱水剂时需要再生循环使用[22]。 固体吸附剂脱水的原理即是用固体干燥剂的亲水性质和对水分的吸附张力，使水分吸附在干燥剂内部孔隙中，从而达到脱水的目的。目前，固体吸附脱水常用的材料主要是分子筛、硅胶和氧化铝。对于要求深度脱水的装置，宜选用4A或3A分子筛；酸性天然气应选用抗酸分子筛，氧化铝不宜处理酸性天然气。考虑到顺北天然气的特点，对于固体吸附法应采用分子筛脱水工艺，但分子筛脱水工艺装置设备投资和操作费用较高，要达到相同的水露点要求，其投资比三甘醇(TEG)工艺高约53%；同时，在高含H2S环境下，分子筛的使用寿命可能缩短至1年左右(正常为3～5年)，且分子筛加热、再生环节能耗较高。 而对于低温冷凝法，则需要添加水合物抑制剂，且应用受到一定的条件限制，配套设施多，能耗高，流程复杂，限制了其工业应用。膜分离技术在应用过程中对于酸气波动较大及含量较高的天然气净化处理效果十分有限，至今尚未在工业上得到广泛的大规模应用，现阶段膜分离脱水技术主要侧重于基础研究方面，高性能膜材料的研制仍是首要问题，如何与传统脱水工艺相结合，实现最优组合和最低投资，达到相互促进，将是未来膜分离技术的一个新的发展方向。超音速脱水工艺投资少，但压力损失过大，且对天然气流量、压力、组分和温度敏感，现阶段不具备推广的可能性。综上，通过对比分析，优选确定了三甘醇溶剂吸收法作为顺北二区高含硫天然气的脱水吸收处理工艺。 1.2 高含硫天然气三甘醇脱水工艺流程优化研究 对顺北二区的天然气而言，除存在一般意