組合式負(fù)壓閃蒸罐脫硫化氫方法

組合式負(fù)壓閃蒸罐脫硫化氫方法

秦曉光，陳玉書，王蓉，萬攀

(湛江南海西部石油勘察設(shè)計(jì)有限公司,廣東 湛江 524027)

摘要：為降低物流中的硫化氫的濃度，在源頭控制硫化氫污染腐蝕，免于下游管線及設(shè)備的腐蝕危險(xiǎn)，采用負(fù)壓閃蒸法脫除物流中的硫化氫氣體，創(chuàng)新應(yīng)用組合式負(fù)壓閃蒸罐，以達(dá)到高效脫除硫化氫和減少設(shè)備占地面積的目的；敏感性分析表明，影響負(fù)壓閃蒸脫硫化氫方法的重要影響因素為硫化氫濃度和物流溫度及負(fù)壓閃蒸的壓力選擇。

關(guān)鍵詞：負(fù)壓閃蒸；硫化氫；敏感性

DOI:10.3963/j.issn.1671-7953.2015.05.021

中圖分類號(hào)：U661.5

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

文章編號(hào)：1671-7953(2015)05-0072-04

收稿日期：2015-07-30

作者簡(jiǎn)介：第一秦曉光(1986-)，男，碩士，工程師

Abstract:In order to reduce the concentration of hydrogen sulfide in the stream, control hydrogen sulfide pollution corrosion at the source, avoid the corrosion hazard of downstream piping and equipment, the method of vacuum flash is used to remove the hydrogen sulfide gas in the stream. The combined vacuum flash tank is applied to achieve efficient removal of hydrogen sulfide and reducing equipment footprint. The sensitivity analysis show that the important factors impacting negative flash removal method of hydrogen sulfide are the hydrogen sulfide concentration, the stream temperature and the negative pressure selection flashed.

修回日期：2015-09-01

研究方向:海洋石油平臺(tái)與海底管道工藝

E-mail:qinxg1@cnooc.com.cn

油氣生產(chǎn)過程常出現(xiàn)油井產(chǎn)出物含有硫化氫的現(xiàn)象，這樣的產(chǎn)出物進(jìn)入到集輸系統(tǒng)，就會(huì)與系統(tǒng)中不含硫化氫的油流相混合，造成硫化氫污染，嚴(yán)重時(shí)將造成系統(tǒng)管線和設(shè)備腐蝕甚至開裂[1]。在源頭上將含硫化氫的油井與不含硫化氫的油井分開收集，在進(jìn)入下游集輸系統(tǒng)前脫除原油和水中所含的硫化氫，對(duì)于避免系統(tǒng)中油流的污染及造成下游管線及設(shè)備的腐蝕具有重要意義。

目前對(duì)含硫化氫的油井產(chǎn)出物的脫硫方法主要是進(jìn)行氣液兩相分離、油氣水三相分離和超重力機(jī)處理[2]。這3種方法在實(shí)際操作中都存在局限性。為此，考慮采用組合式負(fù)壓閃蒸罐脫硫化氫方法研究，簡(jiǎn)稱負(fù)壓閃蒸法。

1負(fù)壓閃蒸法技術(shù)介紹

負(fù)壓閃蒸法具體流程見圖1。

其原理是先將油井產(chǎn)出物進(jìn)行氣液分離，經(jīng)氣液分離后不含游離天然氣的原油和水再經(jīng)過兩級(jí)負(fù)壓閃蒸法脫除原油和水中溶解的的含硫化氫天然氣：第一級(jí)為常規(guī)的負(fù)壓閃蒸脫氣，第二級(jí)為將第一級(jí)負(fù)壓脫氣后的原油和水升壓；再加入一定量不含硫化氫的天然氣或氮?dú)猓怪浞秩芙獾皆秃退腥ハ♂屧秃退械牧蚧瘹?，再用?fù)壓閃蒸法脫除原油和水中含硫化氫的溶解氣，以實(shí)現(xiàn)深度脫除原油和水中溶解的硫化氫。經(jīng)過優(yōu)化負(fù)壓閃蒸塔的壓力和溫度操作參數(shù)，原油和水中硫化氫的脫出率達(dá)到95%以上。

2負(fù)壓閃蒸法與傳統(tǒng)脫硫方法的比較

與傳統(tǒng)的脫硫方法相比，不管是在硫化氫脫出率，設(shè)備流程，環(huán)境要求以及原油品質(zhì)各方面，“負(fù)壓閃蒸法”都有比較突出的優(yōu)勢(shì)。

2.1負(fù)壓閃蒸法與氣液兩相分離法的比較

氣液兩相分離法主要是利用氣體和液體的物理性質(zhì)的不同，通過分離油流中氣體和液體兩相，從油流中脫除硫化氫等雜質(zhì)。但氣液兩相分離只能除去硫化氫天然氣，對(duì)于原油和水中的硫化氫仍不能清除。只通過氣液分離的產(chǎn)物在進(jìn)入系統(tǒng)中后，仍會(huì)污染系統(tǒng)中的油井產(chǎn)物，下游管線仍有被腐蝕的危險(xiǎn)。

2.2負(fù)壓閃蒸法與油氣水三相分離法的比較

目前，三相分離法主要有兩種方案。

2.2.1方案一與負(fù)壓閃蒸法對(duì)比

三相分離法方案一是在源頭上對(duì)油井產(chǎn)出物進(jìn)行油氣水三相分離從而脫除硫化氫等雜質(zhì)。三相分離法雖然流程比較簡(jiǎn)單，但加熱負(fù)荷大，有污水排出，需要增加污水處理設(shè)備。

2.2.2方案二與負(fù)壓閃蒸法對(duì)比

三相分離法方案二對(duì)全油田產(chǎn)出物進(jìn)行油氣水三相分離從而脫除硫化氫等雜質(zhì) ,如潿洲11-4油田。此方案可取得較好的脫硫效果，外輸物含硫量較低，主要是對(duì)全油田產(chǎn)出物進(jìn)行脫氣和脫水，管輸純油可以避開H2S對(duì)管線的影響。

相對(duì)于方案二，負(fù)壓閃蒸脫硫法有以下的優(yōu)勢(shì)。

1)流程設(shè)備簡(jiǎn)化，對(duì)含硫油氣水混合物全經(jīng)過脫硫處理，脫硫效果好。

2)流程適應(yīng)性強(qiáng)，負(fù)壓閃蒸的溫度、壓力和氣提量均可調(diào)，可以處理不同H2S質(zhì)量濃度的產(chǎn)出物；對(duì)于H2S濃度高的油井產(chǎn)物，脫硫效果尤其顯著。

3)無污水排出，不需配套的污水處理設(shè)備。

4)占用平臺(tái)面積較小，可利用井口保護(hù)架的剩余空間進(jìn)行布置。

5)溫度低，耗熱少，油氣損耗較低。

6)設(shè)備少，投資省。

2.3超重力機(jī)處理與負(fù)壓閃蒸法的對(duì)比

利用超重力機(jī)對(duì)油井產(chǎn)出物進(jìn)行脫硫化氫處理，流程較簡(jiǎn)單，但是利用超重力機(jī)處理油氣水混合物中的硫化氫尚屬首次，產(chǎn)品設(shè)計(jì)不夠成熟，機(jī)械設(shè)備故障率較高。以角尾租油井為例，隨著油井油井產(chǎn)量及硫化氫含量的增加，藥劑消耗量過大。目前，A11井硫化氫含量高達(dá)5 200 mg/m3，三口井的H2S含量為實(shí)驗(yàn)期間的5.06倍，按照超重力脫硫方案推薦加藥濃度計(jì)算，結(jié)果表明需要加藥量為2 196 L/d。而且使用藥劑脫除硫化氫，將硫元素轉(zhuǎn)化為多硫化物存在于原油中，將加大終端原油脫硫的處理負(fù)荷，影響原油品質(zhì)[3]。

3組合式負(fù)壓閃蒸罐

將一級(jí)負(fù)壓閃蒸罐和二級(jí)負(fù)壓閃蒸罐進(jìn)行組合，創(chuàng)新發(fā)明一種全新的組合式負(fù)壓閃蒸罐，結(jié)構(gòu)原理見圖2。

圖2　組合式負(fù)壓閃蒸罐結(jié)構(gòu)示意

通過改變常規(guī)立式閃蒸脫氣塔的結(jié)構(gòu)形式，將立式脫氣塔的液滴沉降段、捕霧器和氣體出口管與塔體分開分別布置在一個(gè)臥式儲(chǔ)液罐的兩端，成“U”形組合結(jié)構(gòu)。將進(jìn)脫氣罐的物料從塔體頂部進(jìn)入塔體內(nèi)設(shè)置的分布器和分布器之下的氣液分離段和塔體，改變氣液在常規(guī)脫氣塔內(nèi)液體向下和氣體向上的逆向流動(dòng)為氣液同向向下流動(dòng)(不要求氣液傳質(zhì)過程，可克服塔內(nèi)氣體向上流動(dòng)將液滴攜帶出塔外的弊病)。同時(shí)，在塔內(nèi)氣液同向向下流動(dòng)的過程中創(chuàng)造了塔體上部的壓力高，下部的壓力低，也即塔內(nèi)布置的塔盤壓力上高下低，有利于塔內(nèi)液體每流經(jīng)過一層塔盤實(shí)現(xiàn)一次降壓閃蒸脫氣的多次處理，再進(jìn)入下部臥式儲(chǔ)液罐內(nèi)。儲(chǔ)液罐內(nèi)控制一定的液面將罐內(nèi)空間分上下兩部分。氣體在罐內(nèi)上部空間轉(zhuǎn)向90°變水平向罐的另一端流動(dòng)，有利于攜帶液滴從流動(dòng)氣體中靠重力沉降分離；當(dāng)氣體流動(dòng)到儲(chǔ)液罐的另一端后，再轉(zhuǎn)90°向上流動(dòng)，進(jìn)入布置在臥罐另一端的液滴沉降段和捕霧器，去除氣體中大于5 μm以上的細(xì)小液滴后進(jìn)頂部排氣管排出；儲(chǔ)液罐下部?jī)?chǔ)液容量大，氣液接觸面積也大，有利于氣泡從液體中上浮分離，液體經(jīng)過不小于3 min的停留脫氣后，在罐內(nèi)水平流向罐出口排出。即組合式閃蒸脫氣罐可取得更好的脫氣、防泡沫和防液泛的效果；而且，可有效降低設(shè)備高度，克服海洋平臺(tái)空間有限的困難[4]。

4負(fù)壓閃蒸敏感性分析

負(fù)壓閃蒸法脫硫的實(shí)際效果受眾多因素影響。

4.1油井物流硫化氫含量對(duì)海管入口硫化氫含量的影響

由表1可見，隨著硫化氫含量降低，脫硫裝置脫硫效果越好，海管入口的硫化氫濃度越低。

4.2油井流含水量對(duì)脫硫效果的影響

由表2可見，隨著油井井流含水量的提高，脫硫裝置出口的硫化氫濃度越低。

表1　60 ℃、-60 kPa A情況下硫化氫質(zhì)量濃度

表2　不同含水量對(duì)應(yīng)的裝置出口硫化氫濃度

由于硫化氫極易溶于水形成氫硫酸，可腐蝕管道和設(shè)備，當(dāng)形成氫硫酸后硫化氫無法從液相中分離出來，所以當(dāng)含水量增大時(shí)脫硫設(shè)備出口硫化氫濃度降低。雖然硫化氫的濃度降低，但是由于在水中形成了氫硫酸，所以會(huì)增大油井產(chǎn)物的腐蝕性，同時(shí)也不利于脫出硫化氫。

4.3負(fù)壓閃蒸塔操作溫度和壓力對(duì)脫硫效果的影響

表3　閃蒸塔不同操作溫度和操作壓力下

由表3可見，在相同溫度下，隨著塔的真空度的升高，海管入口處物流的硫化氫濃度逐漸降低；在相同的真空度下，隨著塔操作溫度的提高，海管入口處物流的硫化氫濃度逐漸降低；當(dāng)溫度達(dá)到80 ℃及以上時(shí)，閃蒸塔的真空度對(duì)下海管物流硫化氫濃度影響很小，這時(shí)可降低塔的真空度，以減少能耗。

4.4A2分離器補(bǔ)氣量對(duì)脫硫設(shè)備出口硫化氫濃度的影響

當(dāng)油井產(chǎn)物經(jīng)過氣液分離器和一級(jí)閃蒸塔后，油井產(chǎn)物大部分氣體都已分離出去，當(dāng)?shù)竭_(dá)二級(jí)分離器時(shí)，由于含氣量很少，脫硫裝置的脫硫效果達(dá)不到預(yù)期要求，所以需要補(bǔ)氣，不同補(bǔ)氣量所對(duì)應(yīng)的脫硫裝置出口物流硫化氫濃度見表4。

表4　不同補(bǔ)氣量所對(duì)應(yīng)的脫硫裝置出口物流硫化氫濃度

注：表中數(shù)據(jù)為在閃蒸塔操作溫度50℃，操作壓力-60 kPaG情況下所得。

由表4可見，從補(bǔ)氣量為10 m3/h開始，隨著補(bǔ)氣量的增加，脫硫設(shè)備出口物流硫化氫濃急劇減小，當(dāng)達(dá)到50 m3/h后，隨著補(bǔ)氣量的增大，脫硫設(shè)備出口物流硫化氫濃度緩慢減少，即50 m3/h為最優(yōu)補(bǔ)氣量。

當(dāng)補(bǔ)氣量達(dá)到50 m3/h時(shí)，所補(bǔ)氣體全部溶入液相，提高了液相蒸氣壓，可達(dá)到理想的脫硫效果，當(dāng)繼續(xù)增加補(bǔ)氣量時(shí)，所增加的部分氣量無法溶入液相，脫硫效果無明顯提高。

負(fù)壓閃蒸脫硫的關(guān)鍵在于提高原油的蒸氣壓，而原油蒸氣壓取決于閃蒸塔的操作溫度和操作壓力，隨著溫度的升高和操作壓力的降低，原油蒸氣壓升高，有利于硫化氫的脫除。但是，提高閃蒸塔的真空度會(huì)增加設(shè)備能耗，同時(shí)塔的真空度還收到泵的入口能達(dá)到的真空度的限制，所以需要選擇合適的真空度。

5結(jié)論

海洋平臺(tái)油井產(chǎn)物中的硫化氫對(duì)下游設(shè)備及管線的危害巨大，需要用合適的脫硫化氫方法脫除硫化氫。組合式負(fù)壓閃蒸罐脫硫化氫方法，可以從源頭高效的脫除硫化氫，并充分利用海洋平臺(tái)的空間，是一種新的脫硫化氫思路。

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On the Hydrogen Sulfide Removal

Method of the Combined Vacuum Flash Tank

QIN Xiao-guang, CHEN Yu-shu, WANG Rong, WAN Pan

(Zhanjiang Nanhai West Oil Survey & Design Co. Ltd., Zhanjiang Guandong 524027, China)

Key words: vacuum flash; Hydrogen Sulfide; sensitivity