國產(chǎn)MCS絡(luò)合鐵脫硫工藝在川西海相含硫氣田的應(yīng)用研究

姚廣聚 陳海龍 趙凱 彭紅利

1.中石化西南分公司工程技術(shù)研究院 2.中石化西南分公司川西采氣廠

國產(chǎn)MCS絡(luò)合鐵脫硫工藝在川西海相含硫氣田的應(yīng)用研究

姚廣聚1陳海龍1趙凱2彭紅利1

1.中石化西南分公司工程技術(shù)研究院 2.中石化西南分公司川西采氣廠

川西海相氣藏目前處于勘探開發(fā)評價階段，所開采的天然氣中H2S摩爾分數(shù)為0.7%～5%，需進行單井脫硫試采并開展氣藏評價。針對該氣藏第一口試采井CK1井MCS國產(chǎn)絡(luò)合鐵脫硫工藝進行了跟蹤分析，對現(xiàn)場的環(huán)保及硫堵問題進行了脫硫工藝的調(diào)整和優(yōu)化，提出工藝推廣建議，計算了裝置的運行能耗及運行成本。目前，該井MCS絡(luò)合鐵脫硫裝置年操作時間超過8 000h，日生產(chǎn)硫膏4t，累計生產(chǎn)天然氣8 500×104m3，與工藝優(yōu)化前相比，天然氣年產(chǎn)量提高約625×104m3，保證了該井的順利試采和川西海相氣藏的有效評價，可為同類含硫氣井試采提供參考。

川西海相氣藏 CK1井 含硫天然氣 絡(luò)合鐵脫硫工藝

CK1井是對開拓四川盆地海相勘探新領(lǐng)域具有重要戰(zhàn)略意義的科學(xué)探索井，實鉆井深7 182.36m。2010年4月，在雷口坡組井段試獲86.8×104m3天然氣流，含H2S 0.7%（y）、CO24.5%（y）及少量有機硫。該井的試采對于了解四川盆地海相地質(zhì)構(gòu)造、找到有利油氣圈閉、開拓四川盆地川西海相勘探新領(lǐng)域起到關(guān)鍵性作用。

絡(luò)合鐵法用于處理低H2S含量的氣體時具有明顯優(yōu)勢［1］。CK1井采用國產(chǎn)MCS絡(luò)合鐵脫硫工藝進行天然氣脫硫后輸氣試采，對采出天然氣進行節(jié)流、分離、脫硫和計量后，H2S質(zhì)量濃度≤20mg／m3，滿足二類天然氣要求［2］，通過管線外輸至用戶，脫出的硫膏外運。CK1井地處川西人口稠密區(qū)域，安全環(huán)保要求較高，且絡(luò)合鐵脫硫裝置常出現(xiàn)硫堵現(xiàn)象，生產(chǎn)初期曾因有機硫溢出而污染環(huán)境，為了保證MCS絡(luò)合鐵脫硫裝置的安全高效運行，需對裝置進行調(diào)整及優(yōu)化，以滿足氣井的正常試采。

1 CK1井MCS絡(luò)合鐵脫硫工藝設(shè)計

1.1 CK1井氣質(zhì)條件

CK1井于2011年9月投入試采，產(chǎn)出天然氣中H2S摩爾分數(shù)約0.68%、CO2摩爾分數(shù)約4.51%，含少量有機硫，天然氣相對密度為0.6。

1.2 工藝參數(shù)設(shè)計

脫硫裝置設(shè)計處理20×104m3／d天然氣，凈化氣中H2S質(zhì)量濃度≤20mg／m3，生產(chǎn)硫膏4t／d（含水約50%（w））。

1.2.1 操作壓力

針對壓力對脫硫系統(tǒng)的影響進行計算，核算運行壓力對脫硫溶液循環(huán)量、系統(tǒng)電耗、設(shè)備塔徑等參數(shù)的影響。同時，還需保證操作壓力可滿足外輸壓力的要求，綜合考慮后將脫硫裝置的運行壓力確定為1.1MPa。

1.2.2 主要運行參數(shù)

現(xiàn)場天然氣脫硫裝置主要運行參數(shù)如表1所示。

1.3 脫硫工藝流程

水套爐加熱節(jié)流后的天然氣經(jīng)酸氣分離器進行初步氣液分離后，進入吸收塔與絡(luò)合鐵貧液反應(yīng)以脫除H2S，凈化氣經(jīng)凈化氣分離器分離后外輸；絡(luò)合鐵富液則進入再生系統(tǒng)，從吸收塔出來后依次進入閃蒸罐、再生塔，實現(xiàn)絡(luò)合鐵溶液的再生，然后經(jīng)分離槽分離，由貧液泵打入吸收塔再次進行含硫氣的脫硫［3］。天然氣脫硫工藝流程如圖1所示。

表1 脫硫系統(tǒng)主要參數(shù)Table 1 Main parameters of desulfurization system

2 CK1井脫硫現(xiàn)場應(yīng)用存在的問題

CK1井自2011年9月26日正式投產(chǎn)試運行，運行過程中發(fā)現(xiàn)部分工藝裝置、設(shè)施功能不完善、設(shè)備材料選型不合理、容器硫沉積嚴重，曾因脫硫系統(tǒng)逸出有惡臭味氣體和管線硫堵等問題中途關(guān)井兩次。

2.1 惡臭味氣體溢出

2011年10月2日，因井場附近有惡臭味氣體逸出第1次關(guān)井，經(jīng)分析，逸出氣體主要成分為甲硫醇，來源于氣浮分離槽、再生槽及硫磺回收裝置等非密閉性裝置。

2.2 硫堵

11月8日，因頻繁硫堵而第2次關(guān)井，硫泡沫槽排空管線、出口進泵管線、泡沫泵進出口管線、補液泵進出口管線、濾液泵進出口管線、分離槽、硫磺收集槽和溢流管線等均出現(xiàn)硫堵塞，如圖2所示。

2.3 設(shè)備流程不完善

11月16日，裝置先后出現(xiàn)一系列問題，如：真空轉(zhuǎn)鼓過濾機氣液分離器排液且真空泵漏水、H2S在線監(jiān)測儀管線漏氣且讀數(shù)不準、貧液泵發(fā)出異響、機封漏油、補液泵堵塞等。

3 CK1井MCS脫硫工藝調(diào)整優(yōu)化

3.1 調(diào)整工作制度

為了使氣井達到生產(chǎn)規(guī)模的要求且具有較長的穩(wěn)產(chǎn)期，確定氣井合理產(chǎn)能非常重要［4］。通過采氣指示曲線法對CK1井進行配產(chǎn)研究。當(dāng)產(chǎn)量較小時，生產(chǎn)壓差△p與氣井產(chǎn)量qsc呈線性關(guān)系，產(chǎn)量增加時曲線上翹，表現(xiàn)出非達西效應(yīng)，故將偏離早期直線的那一點所對應(yīng)的產(chǎn)量作為氣井生產(chǎn)的合理產(chǎn)量。據(jù)此，CK1井產(chǎn)量定為8×104m3／d較合適。

結(jié)合現(xiàn)場情況，在氣井產(chǎn)量為（8～12）×104m3／d等3種工況下，絡(luò)合鐵脫硫劑脫硫效果均能達到99%。為了盡可能降低生產(chǎn)成本、日產(chǎn)水量及油壓下降速度，日產(chǎn)氣量為8×104m3時，脫硫劑使用量最少，脫硫效果最好，油壓下降速度較慢，日產(chǎn)水量也較低，故通過采氣指示曲線法確定合理配產(chǎn)量為8×104m3／d，如圖3所示。

3.2 脫硫塔操作壓力優(yōu)化

受外輸管網(wǎng)壓力和外輸閥門開度變化的影響，CK1井脫硫塔運行壓力在0.94～1.1MPa波動，正常工藝操作壓力為0.9～1.1MPa。

當(dāng)氣體進出吸收塔壓差達到0.03MPa時，表明裝置內(nèi)硫磺沉積、吸附及堵塞較多。可通過提高相應(yīng)吸收塔的溶液循環(huán)量，沖走沉積的硫磺顆粒，解除塔堵，控制操作壓力在正常范圍內(nèi)。

3.3 脫硫塔操作溫度優(yōu)化

脫硫塔運行溫度變化會導(dǎo)致硫磺顆粒與原料氣中的重?zé)N結(jié)合，硫磺顆粒相互聚集，粒徑增大，再生塔內(nèi)無法形成硫泡沫，影響脫硫效果，并造成設(shè)備及管線的堵塞。圖4為2012年5月～6月CK1井脫硫塔溶液溫度變化情況。由于溶液溫度對硫磺析出及溶液再生的影響較大，MCS脫硫溶液溫度控制在40～45℃時脫硫效果最好，故增設(shè)循環(huán)水溫控制系統(tǒng)。當(dāng)冬季溫度過低時，需打開熱水循環(huán)系統(tǒng)加熱；夏季溫度過高時則需打開水冷卻系統(tǒng)對溶液進行降溫。

3.4 增設(shè)脫除甲硫醇設(shè)備

2011年10月，CK1井因難聞的甲硫醇等有機硫氣味飄散至周圍農(nóng)戶而停產(chǎn)。經(jīng)調(diào)查，散發(fā)惡臭氣味的來源主要有3處，分別為氣浮分離槽、硫磺回收裝置和再生塔。為解決此問題，于2011年10月新建有機硫脫除裝置，通過密閉抽取、活性炭吸附的方式，有效實現(xiàn)了有機硫的脫除，解決了因有機硫散發(fā)而導(dǎo)致的惡臭氣味問題。

3.5 增設(shè)貧液沖掃管線防止硫堵

CK1井MCS脫硫工藝應(yīng)用時，排污管線、硫泡沫泵、閃蒸罐、吸收塔等處多次出現(xiàn)硫堵，雖然進行了改進，但因硫堵現(xiàn)象是工藝本身的問題，產(chǎn)生的硫磺上浮并進入管線，該工藝流程中的硫堵現(xiàn)象無法根除，只能盡量降低硫堵發(fā)生的概率。

現(xiàn)場針對硫泡沫槽排空管線、出口進泵管線、泡沫泵進出口管線、補液泵進出口管線、濾液泵進出口管線、分離槽硫磺收集槽和溢流管線等可能堵塞的管線，全部增設(shè)貧液沖掃管線，一旦發(fā)現(xiàn)硫堵即可開閥沖刷解堵。同時，在日常生產(chǎn)運行過程中，可采用定期沖掃的方式預(yù)防硫堵，該項措施可大幅度降低硫堵頻率。

3.6 工藝推廣建議

國產(chǎn)MCS絡(luò)合鐵脫硫工藝在川西海相單井脫硫中取得了較好應(yīng)用。但因該工藝本身存在硫沉積、部分裝置不完善等問題，在進行推廣應(yīng)用時還應(yīng)注意以下問題。

（1）在滿足實際井況安全生產(chǎn)的前提下應(yīng)盡可能簡化設(shè)備、避免投資浪費。

（2）工藝流程及設(shè)備應(yīng)充分考慮防止硫堵發(fā)生的措施。

（3）使流程全密閉，防止微量有機硫等惡臭味氣體逸出。

3.7 脫硫裝置改進防硫堵設(shè)計

3.7.1 移除硫泡沫泵

硫泡沫泵用于將硫泡沫槽中的硫泡沫抽至轉(zhuǎn)鼓機處，但高濃度硫泡沫常出現(xiàn)結(jié)塊現(xiàn)象，進入硫泡沫泵，會堵塞并損壞泵，且管線和泵前過濾器更易堵塞。建議移除硫泡沫泵，直接通過重力作用讓硫泡沫流入轉(zhuǎn)鼓機，溢流管線加裝沖掃管線，如圖5所示。

3.7.2 沖洗管線增加氣動閥

目前，加裝沖掃管線的位置包括：預(yù)吸收塔、一級吸收塔、富液閃蒸罐3臺設(shè)備的液位計，富液閃蒸罐，氣浮腔底部、硫泡沫溢流槽、溢流管線，濾液泵，補液泵及硫泡沫泵。人工開閥門完成上述設(shè)備的沖掃需1h，且無法保證沖掃效果，故建議在上述位置增設(shè)氣動閥以控制沖掃閥的開關(guān)時間，其時長可根據(jù)具體情況進行調(diào)整。

3.7.3 將臥式富液閃蒸罐改為立式

若將臥式富液閃蒸罐（見圖6）改為立式，可有效減少罐底面積，減少硫磺沉積，還可減少設(shè)備占地面積。臥式罐占地面積為21m2，而立式罐僅需6m2。

3.7.4 將方形硫泡沫槽改為圓形

硫泡沫槽采用方形設(shè)計（如圖7所示），攪拌過程中大量硫磺會被堆積在方形罐體四周，故建議將硫泡沫槽改為圓柱形。

4 CK1井MCS脫硫工藝效果

4.1 能耗和運行成本

對CK1井試采地面建設(shè)工程裝置能耗和成本進行分析，裝置三級負荷能耗總功率約300kW，每1 000m3天然氣的運行成本約260元。

4.2 氣井生產(chǎn)情況

CK1井經(jīng)過脫硫工藝優(yōu)化，運行情況基本正常，試采產(chǎn)氣9×104m3／d，日產(chǎn)水量約1.3m3，外輸氣氣質(zhì)達標，H2S體積分數(shù)為0～1×10－6。目前，該井絡(luò)合鐵脫硫裝置年操作時間超過8 000h，日生產(chǎn)硫膏4 t，累計生產(chǎn)天然氣8 500×104m3，與工藝優(yōu)化前相比，天然氣產(chǎn)量每年約提高625×104m3，取得了較好的經(jīng)濟效益，安全、經(jīng)濟、高效地完成了試采任務(wù)。

5 結(jié)論和建議

（1）經(jīng)過優(yōu)化改進，具有中石化自主知識產(chǎn)權(quán)的MCS絡(luò)合鐵脫硫工藝可保障CK1井含硫氣井的順利試采和川西海相氣藏的有效評價，并為同類含硫氣井試采提供技術(shù)參考。

（2）針對CK1井現(xiàn)場脫硫裝置中存在的問題，開展了脫硫工藝調(diào)整和優(yōu)化，解決了惡臭氣體溢出的環(huán)保問題和工藝流程硫堵問題，保證了氣井正常生產(chǎn)。

（3）該井每試采1 000m3天然氣的運行成本約260元，經(jīng)濟性較好。

（4）建議在MCS絡(luò)合鐵脫硫工藝推廣應(yīng)用過程中，進一步優(yōu)化防硫堵工藝措施，工藝設(shè)計時盡量簡化裝置設(shè)備，避免造成投資浪費。

［1］王開岳.絡(luò)合鐵法動力學(xué)與機理研究近況［J］.石油與天然氣化工，1995，24（3）：178－184.

［2］王開岳.天然氣凈化工藝——脫硫脫碳、脫水、硫磺回收及尾氣處理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005.

［3］Gas Processors Suppliers Assosiation.Engineering Data Book［M］.12th ed.Tulsa：Gas Processors Suppliers Association，2004.

［4］金海英.油氣井生產(chǎn)動態(tài)分析［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

下期要目

1三甘醇脫水工藝的技術(shù)進展

2降低天然氣處理廠穩(wěn)定凝析油中H2S含量的工藝參數(shù)研究

3低負荷條件下硫磺回收裝置的運行優(yōu)化

4MTBE選擇性吸附脫硫的研究

5焦化蠟油預(yù)處理及綜合利用的技術(shù)措施

6基于Aspen Plus的甲烷三重整熱力學(xué)模擬

7一種LNG衛(wèi)星站冷能制冰工藝的改進優(yōu)化

8液氮＋LNG預(yù)冷在大型常壓LNG儲罐的應(yīng)用

9含氧煤層氣低溫脫氧液化工藝及安全分析

10高含硫氣井新型胺類溶硫劑的性能研究：腐蝕性、配伍性和現(xiàn)場應(yīng)用（下）

11不同助劑對Welan gum壓裂液流變性能影響研究

12聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)在沙南油田的研究與應(yīng)用

13川西頁巖氣藏新型水基鉆井液體系的性能評價及礦場應(yīng)用

14海上稠油油藏“調(diào)驅(qū)＋熱采”提高采收率實驗研究

15油田注入系統(tǒng)滋生物對聚驅(qū)滲流特性影響研究

16中原油田原油有機氯監(jiān)控技術(shù)探討

17復(fù)合生物表面活性劑處理含油污泥實驗研究

18高效液相色譜法測定生物脫硫溶液中單質(zhì)硫

Applied research on domestic MCS chelated iron desulfurization process in Western Sichuan marine sour gas reservoir

Yao Guangju1，Chen Hailong1，Zhao Kai2，Peng Hongli1
（1.Engineering Technology Research Institute，Sinopec Southwest Branch，Deyang618000，China）
（2.West Sichuan Gas Production Plant，Sinopec Southwest Branch，Deyang618000，China）

Western Sichuan marine gas reservoir is in the exploration and development evaluation stage at present.The natural gas contains 0.7%－5%hydrogen sulfide，which needs the single well desulfurization test mining and gas reservoir evaluation.The tracking analysis of the first oral production well（Chuanke 1）using MCS domestic chelated iron desulfurization process was carried out.Aiming at the environmental protection and sulfur plugging problems，the desulfurization process was adjusted and optimized，the suggestions for process popularizing were put forward，and the operating energy consumption and costs were calculated.Currently the operating time of MCS chelated iron desulfurization unit is over 8 000hper year，sulfur ointment production is 4t／d，and the cumulative production of natural gas is 85×106m3，which increase about 6.25×106m3per year compared with the annual output of natural gas before optimization.It ensures the successfully test mining of the well and the effective evaluation of Western Sichuan marine gas reservoir，which can provide references for the production test of similar sour gas well.

Western Sichuan marine gas reservoir，CK1well，sour natural gas，chelated iron desulfurization process

姚廣聚（1979－），男，2008年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)專業(yè)，博士，主要從事地面集輸工程、含硫氣田防腐及脫硫技術(shù)研究工作。E－mail：173896886＠qq.com

TE644

B

10.3969／j.issn.1007－3426.2015.05.002

2014－10－22；編輯：溫冬云

中石化先導(dǎo)項目“川西海相開發(fā)前期評價和脫硫技術(shù)優(yōu)選建設(shè)方案研究”（12KF－08）。