趙德銀 文軍紅 崔偉 侯建平
中國石油化工股份有限公司西北油田分公司
塔河油田為10區(qū)、12區(qū)高含硫區(qū)塊,部分區(qū)塊油田伴生氣中H2S質(zhì)量濃度最高可達(dá)128 000 mg/m3,進(jìn)入輕烴處理站的伴生氣中H2S質(zhì)量濃度平均達(dá)到35 000 mg/m3,原油中H2S質(zhì)量濃度高達(dá)1 900 mg/L。原油脫硫采用負(fù)壓氣提脫硫工藝,原油中H2S隨氣提氣進(jìn)入氣相,冷凝后產(chǎn)生的混烴中H2S質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)0.68%,有機(jī)硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.22%,需進(jìn)行脫硫處理。
國內(nèi)油田混烴脫硫技術(shù)鮮有報(bào)道,主要為煉化廠輕烴、溶劑油、液化氣(LPG)脫硫。常見的油品脫硫工藝包括:堿洗脫硫、氧化脫硫、加氫脫硫、生物氧化脫硫、吸附脫硫、萃取脫硫、膜分離等[1]。堿洗脫硫工藝簡單、投資小,但存在處理成本較高、產(chǎn)生的高含硫廢水難以處理等問題,其他化學(xué)脫硫工藝不僅處理成本高,且所需裝置費(fèi)用高。吸附脫硫主要以鋅系、鐵系、錳系的氧化物以及活性炭或改性活性炭為吸附劑,其操作費(fèi)用較低,但主要用于含硫量較低的油品[2-4]。萃取脫硫法在LPG脫硫中應(yīng)用較為廣泛,具有脫除效率高、操作費(fèi)用低等優(yōu)點(diǎn),尤其適用于H2S的脫除,但由于混烴中成分較為復(fù)雜,重?zé)N含量較高,影響萃取劑再生[5]。因此,為了保障混烴在儲(chǔ)運(yùn)過程中的安全性,塔河油田采用了堿洗脫硫技術(shù),但運(yùn)行成本較高,產(chǎn)生的堿渣硫化物高達(dá)51 899 mg/L,處理難度大。
針對(duì)上述系列問題,根據(jù)現(xiàn)場流程,提出了混烴分餾處理新思路,可實(shí)現(xiàn)混烴的低成本、安全脫硫處理,為后期改造提供技術(shù)借鑒。
天然氣進(jìn)站分離后的凝液、原油負(fù)壓脫硫氣提氣凝液以及1號(hào)脫丁烷塔塔底輕烴混合后依次進(jìn)入堿洗罐、水洗罐和分水罐,脫硫后的混烴再進(jìn)入2號(hào)脫丁烷塔進(jìn)行穩(wěn)定處理,其主要目的是脫除混合輕烴中的部分C3/C4組分,保證產(chǎn)品輕烴的蒸汽壓達(dá)標(biāo)。塔底穩(wěn)定輕烴進(jìn)入儲(chǔ)罐,塔頂氣為液化氣,冷卻后進(jìn)入儲(chǔ)罐。具體工藝流程見圖1。
塔河油田混烴經(jīng)堿洗、脫丁烷塔分餾后,穩(wěn)定輕烴產(chǎn)品中平均總硫?yàn)?.03%(w),滿足GB 9053-2013中輕烴產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)要求。但堿消耗量大(2 t/d),產(chǎn)生堿渣多(4 t/d),堿渣中硫化物質(zhì)量濃度高達(dá)51 899 mg/L,化學(xué)需氧量94 525 mg/L,總?cè)芙夤腆w質(zhì)量濃度為59.35 g/L,氨氮質(zhì)量濃度為16 000 mg/L,各項(xiàng)污染指標(biāo)極高,處理難度極大,處理成本高。
堿洗脫硫工藝主要脫除混烴中H2S和有機(jī)硫,其中脫除H2S耗堿量占總耗堿量的75%(w),硫醇耗堿量占總耗堿量的25%(w)?;鞜N堿洗前后硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)及堿洗廢液污染物分析分別如表1、表2所列。
表1 混烴堿洗處理前后硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)比w/%Table1 Comparisonofsulfurmassfractionbeforeandaftermixedhydrocarbonbycausticwashingtreatment名稱混烴堿洗前混烴堿洗后H2S0.685230.00005甲硫醇0.178760.02100乙硫醇0.020850.00730異丙硫醇0.002580.00095正丙硫醇0.002280.00084甲硫醚0.000000.00000二甲基硫醚0.007050.00708羰基硫0.001190.00119二硫化碳0.000890.00090噻吩0.000200.00020合計(jì)0.900.03
表2 堿洗廢液污染物分析表Table2 Analysisofpollutantsfromcausticwashingwaste項(xiàng)目pH值ρ(硫化物)/(mg·L-1)化學(xué)需氧量/(mg·L-1)ρ(總?cè)芙夤腆w)/(g·L-1)ρ(氨氮)/(mg·L-1)1#樣品10.6852151.20108250.0062.0018428.572#樣品10.7351647.3280800.0056.7013571.43平均10.7151899.2694525.0059.3516000.00
通過對(duì)現(xiàn)場流程進(jìn)行分析,提出如下改進(jìn)思路:將1號(hào)脫丁烷塔的穩(wěn)定輕烴和負(fù)壓汽提凝液混合后先不進(jìn)入堿洗流程,直接進(jìn)入2號(hào)脫丁烷塔,利用分餾原理將H2S和部分甲硫醇隨液化氣由塔頂帶出,含硫液化氣進(jìn)入天然氣處理系統(tǒng)進(jìn)行脫硫處理;2號(hào)脫丁烷塔塔底產(chǎn)生的穩(wěn)定輕烴再經(jīng)堿洗后進(jìn)入儲(chǔ)罐。具體流程如圖2所示。
為分析不同操作條件下的分餾脫硫效果,利用ProMax模擬軟件進(jìn)行模擬分析,改變混烴進(jìn)塔溫度、進(jìn)塔壓力和塔底再沸溫度,在塔高17.40 m、直徑0.8 m、填料裝填量4.02 m3、塔頂無回流、直接進(jìn)入天然氣處理系統(tǒng)的條件下,考察分餾效果。
2.2.1混烴進(jìn)塔溫度對(duì)分餾效果影響
在進(jìn)塔壓力為720 kPa,塔底再沸溫度為130 ℃的條件下,混烴進(jìn)塔溫度對(duì)分餾效果的影響如表3所列。由分析結(jié)果可知,進(jìn)塔溫度越低,塔底輕烴中H2S和C3含量越低,表明較低溫度進(jìn)塔有利于混烴中易揮發(fā)組分的分離;進(jìn)料溫度越高,混烴中較重組分進(jìn)入塔頂氣的流量越大,塔底輕烴流量越小。
2.2.2混烴進(jìn)塔壓力對(duì)分餾效果影響
在進(jìn)塔溫度為40 ℃,塔底再沸溫度為130 ℃的條件下,混烴進(jìn)塔壓力對(duì)分餾效果的影響如表4所列。由分析結(jié)果可知,進(jìn)塔溫度越低,塔底輕烴中H2S和C3含量越低;進(jìn)料壓力越高,混烴中較輕組分分離效果相對(duì)較差,塔頂輕烴飽和蒸汽壓及C3含量越高。
表3 混烴進(jìn)塔溫度對(duì)分餾效果的影響Table3 Influenceofmixedhydrocarboninlettemperatureonfractionationeffect進(jìn)塔溫度/℃塔底輕烴中w(H2S)/%塔底輕烴質(zhì)量流量/(kg·h-1)混烴飽和蒸汽壓/kPa塔頂氣質(zhì)量流量/(kg·h-1)塔底C3質(zhì)量流量/(kg·h-1)400.0000012688.3180.8920.6910.50450.0000022687.6180.9121.6310.61500.0000032686.9780.9322.7810.74550.0000042686.3580.9424.1810.87600.0000062685.7780.9625.9011.01650.0000102685.2280.9828.0311.16700.0000172684.7180.9930.7011.31750.0000292684.2481.0134.0811.47800.0000552683.8281.0238.4111.62
表4 混烴進(jìn)塔壓力對(duì)分餾效果影響Table4 Influenceofmixedhydrocarboninletpressureonfractionationeffect進(jìn)塔壓力/kPa塔底輕烴中w(H2S)/%塔底輕烴質(zhì)量流量/(kg·h-1)混烴飽和蒸汽壓/kPa塔頂氣質(zhì)量流量/(kg·h-1)塔底C3質(zhì)量流量/(kg·h-1)5800.00000000002556.9256.59295.800.006000.00000000002579.6959.86225.130.006200.00000000002600.7563.24178.090.006400.00000000002621.4766.64131.450.006600.00000000012642.2570.0586.790.006800.00000000082663.9373.4348.540.017000.00000021532677.7377.1131.824.477200.00000143932688.3180.8920.6910.50
2.2.3塔底再沸溫度對(duì)分餾效果影響
在進(jìn)塔溫度為40 ℃,進(jìn)塔壓力為580 kPa的條件下,混烴再沸溫度對(duì)分餾效果的影響如表5所列。由表5可知,再沸溫度越高,塔底輕烴中H2S和C3含量越低,但隨著溫度的升高,混烴中進(jìn)入氣相的組分越多,導(dǎo)致塔底穩(wěn)定輕烴產(chǎn)量越低。
表5 再沸溫度對(duì)分餾效果影響Table5 Influenceofreboilertemperatureonfractionationeffect再沸溫度/℃塔底輕烴中w(H2S)/%塔底輕烴質(zhì)量流量/(kg·h-1)混烴飽和蒸汽壓/kPa塔頂氣質(zhì)量流量/(kg·h-1)塔底C3質(zhì)量流量/(kg·h-1)1150.00000552142739.7589.258.2314.231200.00000014402676.3377.2932.694.951250.00000000002616.5066.47125.630.001300.00000000002556.9256.59295.800.001350.00000000002448.1352.96671.870.00
2.2.4操作條件優(yōu)選
由前述分析可知,進(jìn)塔溫度和壓力越低,塔底再沸溫度越高,對(duì)混烴脫硫越有利。由于在實(shí)際運(yùn)行中產(chǎn)生的混烴溫度為40 ℃,塔頂氣進(jìn)入天然氣處理系統(tǒng)需要一定的壓力,同時(shí),進(jìn)塔也需要一定的壓力,塔底再沸溫度越高,所需能耗越高。為此,結(jié)合GB 9053-2013《穩(wěn)定輕烴》中相關(guān)技術(shù)要求,確定操作條件為混烴進(jìn)塔溫度40 ℃,操作壓力0.68 kPa,塔底溫度125 ℃,在此條件下,模擬數(shù)據(jù)如表6所列。
由表6可知,經(jīng)脫丁烷塔分餾后,混烴中的H2S和甲硫醇脫除率分別為100%和35%,總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0.90%降至0.15%。分餾處理后塔底輕烴中甲硫醇、乙硫醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.114%、0.021%,其余形態(tài)的有機(jī)硫含量較低,飽和蒸汽壓為76.34 kPa。根據(jù)GB 9053-2013對(duì)1號(hào)產(chǎn)品的要求,蒸汽壓滿足74~200 kPa的要求,但不滿足總硫小于0.05%的要求,需依托現(xiàn)有堿洗裝置對(duì)輕烴進(jìn)行進(jìn)一步處理。當(dāng)前處理混烴量按63 t/d計(jì),堿消耗量需0.22 t/d(考慮不完全反應(yīng)和堿液與輕烴分離過程的損失),僅為目前堿用量(2 t/d)的約1/10。
表6 分餾前后混烴和穩(wěn)定輕烴組分Table6 Compositionofmixedhydrocarbonandstabilizedlighthydrocarbonbeforeandafterfractionationw/%組分名稱分餾前混烴分餾后穩(wěn)定輕烴塔頂氣C3H81.762020.0718439.90803i?C41.682381.4805718.49711n?C48.222741.1639328.46746i?C59.8354310.624743.07195n?C516.8536315.532481.31138C626.4202818.111840.00550n?C718.5061422.571720.00002n?C88.1032815.808730.00000n?C95.057099.086250.00000n?C101.911343.375990.00000n?C110.497751.313070.00000n?C120.199100.473580.00000n?C130.039820.165840.00000n?C140.009960.077790.00000H2S0.685230.000008.14096甲硫醇0.178760.113580.58846乙硫醇0.020850.020840.00560異丙硫醇0.002580.002580.00011正丙硫醇0.002280.002300.00007甲硫醚0.000000.000000.00000二甲基硫醚0.007050.007060.00000羰基硫0.001190.001190.00000二硫化碳0.000890.000900.00000噻吩0.000200.000210.00000
2.3.1塔頂氣對(duì)天然氣處理系統(tǒng)的影響分析
(1) 對(duì)天然氣脫硫系統(tǒng)的影響分析。經(jīng)模擬分析,進(jìn)入天然氣處理系統(tǒng)的塔頂氣質(zhì)量流量為113 kg/h,原天然氣質(zhì)量流量為6 325 kg/h,僅增加負(fù)荷1.77%(H2S處理負(fù)荷增加2%),該處理站設(shè)計(jì)處理能力為25×104m3/d,實(shí)際處理量為23×104m3/d,滿足處理要求。具體影響分析模擬數(shù)據(jù)見表7。
(2) 對(duì)壓縮機(jī)的影響分析。由于塔頂氣沸點(diǎn)低于天然氣露點(diǎn),與天然氣混合后,因溫度降低可能會(huì)變?yōu)橐合?,在壓縮機(jī)增壓后將導(dǎo)致壓縮機(jī)積液[6]。在天然氣和塔頂氣的混合氣體模擬組分、流量、壓力、溫度的條件下,利用ProMax軟件對(duì)兩種氣體混合前后壓縮機(jī)出口和壓縮機(jī)出口分離器的物流組分進(jìn)行分析。其模擬流程見圖3,分析數(shù)據(jù)列于表8。
表7 塔頂氣對(duì)天然氣脫硫系統(tǒng)的影響分析Table7 Effectanalysisofoverheadgasonnaturalgasdesulfurizationsystem項(xiàng)目原料氣塔頂氣混合氣φ(H2S)/10-64977148315045H2S質(zhì)量流量/(kg·h-1)157.673.25160.93總體積流量(0℃,101.325kPa)/(m3·d-1)5000003464503464
表8 塔頂氣與天然氣混合前后壓縮機(jī)出口和壓縮機(jī)分離器液相出口物流物性對(duì)比Table8 Streamsphysicalpropertiescomparisonofcompressoroutletandcompressorseparatorliquidphaseoutletbeforeandaftermixingoverheadgaswithnaturalgas項(xiàng)目壓縮機(jī)出口壓縮機(jī)分離器液相出口混合前混合后混合前混合后溫度/℃1811774545壓力/kPa2400240024002400氣相摩爾分率/%10010000輕液摩爾分率/%00100100重液摩爾分率/%0000質(zhì)量流量/(kg·h-1)8340.738553.7311.97(H2O:11.95)11.63(H2O:11.61) 注:天然氣質(zhì)量流量8297kg/h,壓力500kPa,溫度30℃;液化氣質(zhì)量流量113kg/h,壓力680kPa,溫度70℃。
由表8可知,塔頂氣與進(jìn)站天然氣混合后壓縮機(jī)出口物料氣相摩爾分率為100%,即不會(huì)在壓縮機(jī)內(nèi)形成積液。壓縮機(jī)出口氣相冷卻至45 ℃,液化氣與天然氣混合前后液相出口物流質(zhì)量流量分別為11.97 kg/h、11.63 kg/h,其中H2O質(zhì)量流量分別為11.95 kg/h、11.61 kg/h,壓縮機(jī)出口分離器液相物料中主要為H2O,僅有微量其他組分帶出,且液化氣進(jìn)入流程后壓縮機(jī)出口分離器液相質(zhì)量流量并未增加,表明塔頂氣進(jìn)入壓縮機(jī)入口前端可行。
2.3.2改造前后2號(hào)脫丁烷塔適應(yīng)性分析
按照?qǐng)D1中工藝流程改造和2.2節(jié)中優(yōu)化操作條件調(diào)整后主要物料性質(zhì)和相關(guān)參數(shù)與改造前的對(duì)比情況見表9。由表9可知,改造后處理量不變,進(jìn)料壓力、進(jìn)料溫度、塔底再沸器溫度均降低,滿足負(fù)荷要求;塔底穩(wěn)定輕烴中H2S質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.00%,飽和蒸氣壓為76.34kPa,滿足GB 9053-2013中1號(hào)產(chǎn)品要求,滿足處理質(zhì)量要求。
表9 改造前后主要物料性質(zhì)和主要操作參數(shù)對(duì)比表Table9 Comparisonofmainmaterialpropertiesandmainoperatingparametersbeforeandaftertransformation項(xiàng)目改造前改造后進(jìn)料壓力/MPa1.470.68進(jìn)料溫度/℃6040塔底再沸器溫度/℃165125進(jìn)料泵功率/kW4.621.71塔底輕烴質(zhì)量流量/(kg·h-1)25392556塔頂液化氣質(zhì)量流量/(kg·h-1)125113塔底輕烴飽和蒸汽壓/kPa69.4776.34塔底輕烴中w(H2S)/%0.000.00
2.3.3工藝改造主要工作量及經(jīng)濟(jì)性分析
(1) 工藝改造主要工作量及改造費(fèi)用。由于現(xiàn)有2號(hào)脫丁烷塔材質(zhì)為普通碳素鋼,處理介質(zhì)H2S含量較高,且已運(yùn)行14年,考慮到運(yùn)行的安全性,需新建與2號(hào)脫丁烷塔同等尺寸的脫丁烷塔1座,采用316L不銹鋼材質(zhì)。因此,工藝改造主要工作量包括脫丁烷塔更換、混烴進(jìn)料緩沖罐、工藝管線、自控配套等,改造費(fèi)用共162.8萬元,詳細(xì)工作量及改造費(fèi)用如表10所示。
表10 混烴分餾改造主要工作量及費(fèi)用Table10 Mainworkloadandcostofmixedhydrocarbonfractionationreconstruction主要工作量數(shù)量費(fèi)用/萬元脫丁烷塔(Φ800×1740)/臺(tái)1110.0混烴進(jìn)料緩沖罐(Φ2000×5000臥式)/臺(tái)112.0316L油氣配管/km0.513.020#導(dǎo)熱油管/km0.816.0DN50閘閥/個(gè)52.0混烴管道帶壓開孔/處40.8天然氣管線帶壓開孔/處12.0DCS系統(tǒng)擴(kuò)容維護(hù)/項(xiàng)12.0智能壓力變送器/臺(tái)40.4一體化溫度變送器/臺(tái)60.2磁翻板液位計(jì)(帶變送器)/套30.4氣動(dòng)調(diào)節(jié)閥PN4.0/臺(tái)50.5其他儀表閥門電纜/項(xiàng)13.0設(shè)備基礎(chǔ)/m3160.5合計(jì)162.8
表11 混烴分餾工藝經(jīng)濟(jì)效益分析表Table11 Economicbenefitanalysisofmixedhydrocarbonfractionationprocess項(xiàng)目改造前改造后單價(jià)/元節(jié)約費(fèi)用/(萬元·年-1)耗堿量/(t·d-1)20.43000175.2廢堿液量/(t·d-1)40.44709.1加熱氣耗/(m3·d-1)52036015.8合計(jì)190.1
(2) 經(jīng)濟(jì)性分析。采用分餾脫硫工藝后,堿耗量可由2 t/d降至0.4 t/d,廢堿液量由4 t/d降至0.44 t/d;由于進(jìn)料溫度由60 ℃降至40 ℃,塔底再沸溫度由165 ℃降至125 ℃,所需熱負(fù)荷降低,熱媒油加熱所需天然氣由520 m3/d降至360 m3/d,可節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用190.1萬元/年,一年內(nèi)可收回投資,經(jīng)濟(jì)效益明顯(見表11)。
(1) 高含H2S混烴先利用脫丁烷塔分餾,H2S和甲硫醇可隨塔頂氣分別帶出100%和35%,總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0.90%降至0.15%。塔底穩(wěn)定輕烴中的甲硫醇、乙硫醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.114%、0.021%,對(duì)殘留的有機(jī)硫進(jìn)行堿洗的耗堿量為0.22 t/d,僅為原工藝的約1/10。
(2) 采用分餾脫硫工藝,脫丁烷塔塔頂氣可進(jìn)入天然氣處理系統(tǒng),利用已建裝置對(duì)其進(jìn)行處理,對(duì)天然氣處理系統(tǒng)無影響;現(xiàn)有裝置規(guī)模滿足混烴分餾處理要求,但考慮其抗硫性,需新建脫丁烷塔及配套緩沖罐、工藝管線、自動(dòng)儀表等。
(3) 采用分餾脫硫工藝可大幅降低分餾脫硫處理成本及處理能耗,降低處理費(fèi)用190.1萬元/年,經(jīng)濟(jì)效益明顯。
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