油氣田氣體脫硫裝置熱穩(wěn)態(tài)鹽去除應(yīng)用研究

耿寶 孫亞楠 孫志超

（1.中國(guó)石油安全環(huán)保技術(shù)研究院；2.中國(guó)石油錦州石化分公司；3.中國(guó)石油華北油田公司第一采油廠）

油氣田氣體脫硫裝置熱穩(wěn)態(tài)鹽去除應(yīng)用研究

耿寶1孫亞楠2孫志超3

（1.中國(guó)石油安全環(huán)保技術(shù)研究院；2.中國(guó)石油錦州石化分公司；3.中國(guó)石油華北油田公司第一采油廠）

氣體脫硫及胺液再生是油氣田和煉廠重要的生產(chǎn)環(huán)節(jié)。胺液降解會(huì)導(dǎo)致產(chǎn)生的熱穩(wěn)態(tài)鹽積累，嚴(yán)重影響脫硫及胺液再生裝置的安全生產(chǎn)，必須及時(shí)去除?；陔x子交換技術(shù)的胺液凈化裝置去除熱穩(wěn)態(tài)鹽效果明顯，經(jīng)過70d的運(yùn)行將熱穩(wěn)態(tài)鹽濃度從6.3%降至1%以下，泡沫高度降至2.3cm，消泡時(shí)間降至1.8s，脫硫效果明顯提高，對(duì)脫硫及溶劑再生裝置的安全高效運(yùn)行起到了十分重要的作用。

熱穩(wěn)態(tài)鹽（HSS）；離子交換；脫硫；胺液

0 引 言

目前油氣田和煉廠普遍采用醇胺類溶劑對(duì)含硫氣體進(jìn)行脫硫［1］。醇胺類吸收劑中N－甲基二乙醇胺（MDEA）具有吸收能力大、選擇性高、再生能耗低、腐蝕性小等特點(diǎn)，已成為氣體脫硫領(lǐng)域中廣泛使用的溶劑之一［2］。

但是理論研究和實(shí)際生產(chǎn)情況均表明，MDEA不具備較強(qiáng)的抗氧化降解能力。同時(shí)由于MDEA在循環(huán)使用過程中會(huì)混入一些固體顆粒、烴類、NH3、HCN、Cl－、SO2等雜質(zhì)而發(fā)生化學(xué)降解，不可避免的產(chǎn)生一系列有機(jī)或無機(jī)陰離子［3］，其無法在溶劑再生中去除，被稱為熱穩(wěn)態(tài)鹽（heat stable salts，HSS）。熱穩(wěn)態(tài)鹽會(huì)結(jié)合有效胺致使胺液效率降低、增加胺液的黏度、破壞設(shè)備管線的硫化亞鐵保護(hù)層，從而導(dǎo)致胺液脫硫性能下降、胺液過濾器壽命縮短、設(shè)備腐蝕和堵塞、產(chǎn)品氣質(zhì)量不合格、胺液發(fā)泡等問題，造成很大的經(jīng)濟(jì)損失［4］。所以脫硫裝置熱穩(wěn)態(tài)鹽含量高必須及時(shí)脫除。

目前主要的熱穩(wěn)態(tài)鹽去除方法有胺液置換法、加堿中和法、電滲析法、離子交換法等［5］，其中胺液置換法、加堿中和法無法從根本上解決HSS所造成的危害，應(yīng)用較少。電滲析法不能徹底深度地去除HSS，裝置結(jié)構(gòu)復(fù)雜，成本較高。目前國(guó)內(nèi)外應(yīng)用最多、工業(yè)化最成熟的是離子交換法去除HSS。

本研究針對(duì)某油氣田公司脫硫裝置胺液中存在HSS含量高的問題，利用離子交換樹脂去除胺液中HSS。

1 胺液凈化生產(chǎn)上的應(yīng)用

1.1 脫硫及再生裝置情況

氣體脫硫及溶劑再生循環(huán)裝置，共有4個(gè)脫硫塔、一個(gè)溶劑再生塔。裝置運(yùn)行中存在設(shè)備腐蝕嚴(yán)重、脫硫氣體產(chǎn)品中H2S嚴(yán)重超標(biāo)、胺液經(jīng)常發(fā)泡、溶劑損耗量大等問題，對(duì)貧胺液進(jìn)行采樣分析，具體分析結(jié)果見表1。

表1 貧胺液分析結(jié)果

由表1可看出，貧胺液中熱穩(wěn)態(tài)鹽含量比較高，達(dá)到6.3%，從而判斷裝置生產(chǎn)中產(chǎn)生一系列問題的主要原因是胺液系統(tǒng)由于長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行產(chǎn)生大量的熱穩(wěn)態(tài)鹽，高含量的熱穩(wěn)定鹽致使胺液發(fā)泡、脫硫效率降低、胺液損耗增大、設(shè)備的硫化亞鐵保護(hù)層被破壞從而加劇腐蝕。為了去除熱穩(wěn)態(tài)鹽，解決裝置運(yùn)行中存在的問題，氣體脫硫及溶劑再生裝置引進(jìn)一套胺液凈化系統(tǒng)，該系統(tǒng)采用離子交換技術(shù)去除胺液中的熱穩(wěn)態(tài)鹽。

1.2 胺液凈化去除熱穩(wěn)態(tài)鹽裝置

胺液凈化去除熱穩(wěn)態(tài)鹽裝置主要由精密過濾系統(tǒng)、離子交換再生系統(tǒng)、熱穩(wěn)態(tài)鹽在線檢測(cè)系統(tǒng)、自動(dòng)控制系統(tǒng)等組成。裝置內(nèi)部分貧胺液經(jīng)過精密過濾器進(jìn)入裝填有陰離子交換樹脂的凈化床，以O(shè)H－交換熱穩(wěn)態(tài)鹽陰離子，去除胺液中熱穩(wěn)態(tài)鹽陰離子，使胺液還原，凈化后的胺液回到溶劑儲(chǔ)罐。當(dāng)樹脂完全被交換時(shí)，用NaOH對(duì)樹脂進(jìn)行再生循環(huán)使用。胺液凈化裝置可實(shí)現(xiàn)全自動(dòng)循環(huán)運(yùn)轉(zhuǎn)。胺液凈化工藝流程示意見圖1。

圖1 胺液凈化裝置工藝流程示意

1.3 工藝操作條件

胺液凈化裝置經(jīng)過調(diào)試后自2014年4月開始運(yùn)行，共運(yùn)行70d。胺液進(jìn)入凈化床流量可根據(jù)胺液中熱穩(wěn)態(tài)鹽含量選擇調(diào)節(jié)，胺液凈化量為2～4t／h，循環(huán)時(shí)間20min／次，其中凈化時(shí)間10min／次。單次循環(huán)步驟為：胺液凈化－胺液回收－樹脂通過離子交換再生－堿液回收－堿液洗滌排放－堿液配置，裝置運(yùn)行完全自動(dòng)化，經(jīng)過調(diào)試后運(yùn)行比較穩(wěn)定。胺液凈化設(shè)備操作數(shù)據(jù)見表2。

表2 胺液凈化設(shè)備操作數(shù)據(jù)

2 胺液凈化裝置應(yīng)用效果

2.1 熱穩(wěn)態(tài)鹽含量

系統(tǒng)運(yùn)行70d，凈化過程中對(duì)系統(tǒng)貧胺液進(jìn)行分析，系統(tǒng)中熱穩(wěn)態(tài)鹽含量由6.3%下降至0.8%，熱穩(wěn)態(tài)鹽去除效果顯著，裝置熱穩(wěn)態(tài)鹽去除效果見圖2。

圖2 胺液中熱穩(wěn)態(tài)鹽含量隨時(shí)間變化

2.2 胺液發(fā)泡情況

胺液凈化前鼓泡實(shí)驗(yàn)，泡沫高度達(dá)到8.5cm，胺液凈化裝置運(yùn)行70d后泡沫高度降至2.3cm，胺液發(fā)泡情況明顯改善。消泡時(shí)間由凈化前的6.5s降至1.8s，說明胺液凈化對(duì)改善胺液質(zhì)量、消除胺液發(fā)泡具有明顯的作用。胺液發(fā)泡情況和消泡時(shí)間隨裝置運(yùn)行時(shí)間變化見圖3。

圖3 胺液發(fā)泡高度與消泡時(shí)間隨時(shí)間變化

2.3 胺液脫硫能力

胺液凈化前，由于其中熱穩(wěn)態(tài)鹽含量高達(dá)6.3%，大量熱穩(wěn)定鹽的存在使胺液中形成大量的束縛胺，分析顯示束縛胺含量高達(dá)7.89%，這部分屬于失活組分，不參與脫硫，影響胺液整體性能。胺液凈化后，在胺液濃度基本不變甚至下降的情況下，其脫硫能力明顯改善［6］。胺液凈化前后脫硫塔產(chǎn)品氣中H2S質(zhì)量分?jǐn)?shù)隨裝置運(yùn)行時(shí)間的變化見圖4。

由圖4可看出，隨著胺液凈化裝置運(yùn)行，胺液質(zhì)量逐漸改善，胺液脫硫效果逐漸加強(qiáng)。其中脫硫塔A產(chǎn)品氣中H2S含量由最高的492mg／m3降至最低的32mg／m3；脫硫塔B產(chǎn)品氣中H2S含量由最高的361mg／m3降至最低為0；脫硫塔C產(chǎn)品氣中H2S含量由最高的189mg／m3降至最低的14mg／m3；脫硫塔D產(chǎn)品氣中H2S含量由最高的122mg／m3降至最低為0。

圖4 脫硫塔產(chǎn)品氣中H2S含量隨時(shí)間變化

3 結(jié) 論

◆油氣田及煉廠脫硫裝置長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行，胺液不可避免會(huì)產(chǎn)生熱穩(wěn)態(tài)鹽。熱穩(wěn)態(tài)鹽含量高會(huì)導(dǎo)致吸收效率下降、胺液發(fā)泡、產(chǎn)品氣中H2S含量高、設(shè)備腐蝕加劇、過濾器堵塞等一系列影響裝置平穩(wěn)運(yùn)行的不利因素，必須及時(shí)去除。

◆采用離子交換法去除胺液中的熱穩(wěn)態(tài)鹽工藝成熟，效果穩(wěn)定。經(jīng)過70d的運(yùn)行將熱穩(wěn)態(tài)鹽濃度從6.3%降至1%以下，同時(shí)胺液發(fā)泡情況得到有效控制，氣體脫硫效果明顯提高。

◆離子交換法去除熱穩(wěn)態(tài)鹽工藝運(yùn)行中也存在一些問題：①堿耗量大，排出廢堿液量大；②廢堿液中污染物含量高，不能直接排放；③回收胺液過程中有部分水進(jìn)入胺液系統(tǒng)中，從而降低胺液濃度。

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1005－3158（2014）05－0018－03

2014－09－10）

（編輯 石津銘）

10.3969／j.issn.1005－3158.2014.05.006

耿寶，2004年畢業(yè)于太原科技大學(xué)環(huán)境工程專業(yè)，現(xiàn)在中國(guó)石油安全環(huán)保技術(shù)研究從事環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作。通信地址：北京市昌平區(qū)沙河鎮(zhèn)中國(guó)石油創(chuàng)新基地A座，102206