高酸性天然氣脫硫脫碳工藝技術(shù)研究

劉可 王向林 袁慶洪 梁莉 余軍 楊威

1.中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.國(guó)家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心 3.中國(guó)石油西南油氣田公司重慶天然氣凈化總廠 4. 中國(guó)石油西南油氣田公司燃?xì)夤こ萄芯克?/p>

近年來(lái)，隨著我國(guó)天然氣勘探開發(fā)步伐的加快，發(fā)現(xiàn)了越來(lái)越多的高酸性氣田。同時(shí)，隨著國(guó)家對(duì)天然氣清潔能源的需求日益提高以及國(guó)際能源合作的逐步加深，大量海外高酸性天然氣資源被納入到我國(guó)的能源戰(zhàn)略中。由于很多新氣源中H2S和CO2含量很高，對(duì)處理高酸性天然氣的技術(shù)能力提出了挑戰(zhàn)。盡管目前國(guó)內(nèi)尤其是川渝地區(qū)對(duì)于處理高酸性天然氣積累了較為豐富的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，但除普光[1]、元壩及羅家寨天然氣凈化廠以外，其余天然氣凈化廠原料氣中H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)均未超過10%。因此，對(duì)于酸性氣含量更高的天然氣(如吉林油田斷陷層天然氣在高含硫的情況下，CO2摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到20%以上)的處理方面還缺乏實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。需要研究在更加苛刻的高酸性條件下(H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)超過20%)天然氣凈化工藝的適應(yīng)性，拓寬工藝應(yīng)用范圍，為將來(lái)可能面臨的高酸性天然氣凈化問題提供解決方案。

1 國(guó)內(nèi)外高酸性天然氣凈化廠現(xiàn)狀

根據(jù)GB/T 26979-2011《天然氣藏分類》，在天然氣工業(yè)領(lǐng)域，一般認(rèn)為H2S質(zhì)量濃度≥30 g/m3(摩爾分?jǐn)?shù)≥2%)的天然氣資源可歸為高含硫天然氣。高含硫氣田一般也具有較高的CO2含量，因此也被稱之為高酸性氣田。高酸性天然氣全球資源量巨大，分布廣闊。目前，全球已發(fā)現(xiàn)400多個(gè)具有工業(yè)價(jià)值的高含H2S和CO2氣田(藏)，主要分布在加拿大、美國(guó)、法國(guó)、德國(guó)、俄羅斯、中國(guó)等國(guó)家和中東地區(qū)[2]。國(guó)外高含硫氣藏的規(guī)模開發(fā)始于20世紀(jì)50年代。目前，法國(guó)、俄羅斯、美國(guó)在這方面具有非常豐富的經(jīng)驗(yàn)，擁有成熟的技術(shù)和多套工藝裝置[3]。

我國(guó)含硫天然氣資源十分豐富，至2018年底，累計(jì)探明高含硫含碳天然氣儲(chǔ)量已超過8 000×108m3，約占探明天然氣總儲(chǔ)量的1/6，主要分布在四川盆地川東北地區(qū)和渤海灣盆地，尤以四川盆地為主，如普光、羅家寨、渡口河氣田和趙蘭莊氣藏等。隨著對(duì)這些氣田的逐步開發(fā)，我國(guó)對(duì)高含硫含碳天然氣的開發(fā)技術(shù)也日趨成熟。我國(guó)的高含硫氣藏大多賦存于海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層，具有埋藏深、地質(zhì)條件復(fù)雜、高溫高壓、高含H2S和CO2的特點(diǎn)，這就決定了開發(fā)這類氣田將面臨一系列的挑戰(zhàn)，在氣田開發(fā)工程建設(shè)和安全清潔生產(chǎn)保障方面存在諸多技術(shù)難題。對(duì)于高酸性天然氣的處理，國(guó)內(nèi)外采用的主流凈化工藝是醇胺工藝。它具有凈化度高、可再生性能好、廢劑和污染物少、能耗低等優(yōu)勢(shì)。為了保證較高的凈化度和酸氣負(fù)荷，國(guó)外早期建立的高酸性天然氣凈化廠一般采用強(qiáng)堿性的胺，如DEA混合溶劑。但強(qiáng)堿性溶劑對(duì)裝置的腐蝕性較強(qiáng)，且容易與酸氣結(jié)合生成難分解的副產(chǎn)物，導(dǎo)致溶劑性能下降較快，故上述天然氣凈化廠大多更換為以MDEA為基礎(chǔ)的新型醇胺溶劑[4]。國(guó)內(nèi)的高含硫天然氣凈化廠則主要采用MDEA溶劑或以MDEA為基礎(chǔ)的配方型溶劑[5]。表1是國(guó)內(nèi)外一些典型天然氣凈化廠的基本情況。

表1 國(guó)內(nèi)外典型的高酸性天然氣凈化廠名稱處理工藝y(H2S)/%y(CO2)/%中國(guó)石化中原油田普光分公司天然氣凈化廠MDEA13～188～10中國(guó)石油西南油氣田公司川東北作業(yè)分公司宣漢凈化廠Sulfinol-M①9.5～11.57～9中國(guó)石油西南油氣田公司重慶天然氣凈化總廠萬(wàn)州分廠MDEA4.5～5.57.5～9阿斯特拉罕凈化廠(俄羅斯)SNPA-DEA20～2811～18加羅林凈化廠(加拿大)Sulfinol-M35.37～8拉克凈化廠(法國(guó))SNPA-DEA15.69.3 注:①設(shè)計(jì)時(shí)為MDEA,實(shí)際投產(chǎn)時(shí)改為Sulfinol-M。

2 高酸性天然氣脫硫溶劑初篩

2.1 常用胺法溶劑在高酸性氣質(zhì)下的脫除性能

目前，醇胺法脫硫脫碳工藝模擬計(jì)算軟件較為成熟，可通過工藝模擬計(jì)算來(lái)進(jìn)行溶劑初篩。針對(duì)多種常用胺法溶劑，包括MEA、DEA、MDEA、混合胺水溶液以及配方型脫硫脫碳溶劑CT8-5等[6-8]，在H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)均為20%的原料氣氣質(zhì)條件下，采用包括中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院(以下簡(jiǎn)稱天研院)自行開發(fā)的脫硫工藝模擬系統(tǒng)在內(nèi)的多種胺法工藝計(jì)算軟件進(jìn)行了脫硫脫碳模擬計(jì)算。計(jì)算在氣液比為150、吸收壓力為6 MPa的條件下進(jìn)行，貧液入塔溫度為40 ℃，吸收塔塔板數(shù)設(shè)為24塊浮閥塔板。計(jì)算結(jié)果見表2。

通過計(jì)算結(jié)果可以看出，MDEA、A-MDEA(活化型MDEA)、DIPA-TMS(砜胺溶劑)、CT8-5(選擇性脫硫溶劑)和CT8-16(位阻胺脫硫配方溶劑)均可以達(dá)到

表2 多種常規(guī)溶劑的模擬計(jì)算結(jié)果溶劑種類w/%凈化氣酸氣貧液ρ(H2S)/(mg·m-3)y (CO2)/%y (H2S)/%y (CO2)/%ρ(H2S)/(mg·L-1)ρ(CO2)/ (mg·L-1)MEA205.61%7.8362.1736.19124.41790.23DEA304.083.5154.8144.2836.25690.67MDEA453.241.1551.4847.3650.5256.47MEA+MDEA504.670.2436.5463.15245.521 984.22DEA+MDEA507.860.6539.1258.65187.76685.34A-MDEA450.831.68 mg/m349.9849.22150.711 588.76MDEA-TMS8018.962.8453.8245.18309.12214.90DIPA-TMS80<14.6 mg/m349.2349.1841.51456.31CT8-5451.231.3151.6947.6436.58285.35CT8-16452.521.8352.1546.7345.20303.11 注:計(jì)算條件:氣液比為150,吸收壓力為6 MPa,貧液入塔溫度為40 ℃,吸收塔塔板數(shù)為24塊浮閥塔板。

當(dāng)前商品氣要求(H2S質(zhì)量濃度≤6 mg/m3，CO2摩爾分?jǐn)?shù)≤3%)。其中，CT8-5和CT8-16的性能均優(yōu)于MDEA水溶液，表現(xiàn)為更低的凈化氣中H2S含量和更好的吸收選擇性；而DIPA-TMS擁有強(qiáng)大的脫除能力，對(duì)H2S的脫除能力明顯強(qiáng)于同為砜胺體系的MDEA-TMS，凈化氣中H2S含量幾乎為0，但其選擇性差，對(duì)CO2完全脫除；其余溶劑中，MEA和DEA由于腐蝕性較強(qiáng)，且容易發(fā)泡，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)通常僅為20%～35%。因此，酸氣負(fù)荷較低，在H2S和CO2含量很高的情況下，需要較大的溶液循環(huán)量。而DEA、MEA+MDEA溶劑則由于酸氣負(fù)荷較低，無(wú)法使凈化氣達(dá)到要求。因此，綜上所述，考慮對(duì)MDEA、A-MDEA、DIPA-TMS、CT8-5和CT8-16溶劑進(jìn)行進(jìn)一步篩選。此外，因新標(biāo)準(zhǔn)實(shí)施后，對(duì)砜胺體系的應(yīng)用需求加大，故也同時(shí)對(duì)MDEA-TMS溶液進(jìn)行了考察，并將其與DIPA-TMS進(jìn)行對(duì)比。

2.2 最大氣液比

凈化氣達(dá)標(biāo)情況下的最大氣液比與溶劑的酸氣負(fù)荷關(guān)系密切，是其凈化能力的最直接體現(xiàn)。各種溶劑所能達(dá)到的最大氣液比模擬數(shù)據(jù)見圖1。從圖1可以看出，初步篩選出的6種溶劑，在6 MPa壓力下，最大氣液比均超過200。其中，CT8-5的最大氣液比可以達(dá)到250以上。其余溶劑的氣液比為200～250。盡管計(jì)算軟件可能存在一定誤差，但從趨勢(shì)上看，CT8-5具有更高的酸氣負(fù)荷。

2.3 再生能耗

再生是脫硫工藝中的重要環(huán)節(jié)，溶液的再生性能直接影響其貧液質(zhì)量和酸氣質(zhì)量。計(jì)算公式見式(1)。

E=3 600·P/L

(1)

式中：E為再生能耗，kJ/mol酸氣；P為再生塔的熱負(fù)荷，kW；L為酸氣流量，mol/h。

通過軟件計(jì)算得到各溶劑的再生能耗，見表3。

表3 各溶劑的再生能耗溶劑類型再生能耗/(kJ·(mol酸氣)-1)CT8-5205.7CT8-16215.4MDEA-TMS224.2MDEA219.5DIPA-TMS233.2A-MDEA238.7

從表3中的計(jì)算結(jié)果可知，CT8-5的再生能耗最低，而A-MDEA(活化MDEA)溶劑的再生能耗最高，相比CT8-5高16%。結(jié)合前面的數(shù)據(jù)，可能是因?yàn)锳-MDEA溶劑吸收了較多的CO2，從而導(dǎo)致再生能耗偏高。此外，CT8-16、MDEA-TMS和MDEA的再生能耗均比CT8-5高出不到10%，差別不大。

綜合前面的計(jì)算結(jié)果可以看出：CT8-5在原料氣中H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)為20%的情況下，具有良好的脫硫脫碳性能，其吸收能力強(qiáng)，酸氣負(fù)荷高，且再生能耗較低，是非常理想的脫硫脫碳溶劑；CT8-16和MDEA也具有較好的吸收能力和較低的再生能耗；A-MDEA對(duì)CO2的吸收過多，導(dǎo)致再生能耗偏高，因此不予推薦；而DIPA-TMS雖然脫硫性能好，但對(duì)CO2的共吸收率過高，再生能耗偏高，且該溶劑成本明顯高于化學(xué)溶劑，一般用于有機(jī)硫脫除。綜上所述，以下將通過室內(nèi)試驗(yàn)著重考察CT8-5、CT8-16和MDEA溶劑。

3 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)考察

3.1 溶劑脫硫脫碳性能考察

室內(nèi)試驗(yàn)著重考察CT8-5、CT8-16和MDEA這3種溶劑在H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)均為20%、且不含有機(jī)硫條件下的脫硫脫碳效果。胺法脫硫脫碳工藝試驗(yàn)裝置流程見圖2。

表5為CT8-5、CT8-16和MDEA溶劑在吸收壓力為6 MPa時(shí)，不同氣液比之下的吸收性能數(shù)據(jù)。通過調(diào)整溶液循環(huán)量可以改變氣液比數(shù)據(jù)。本試驗(yàn)所選擇的氣液比為150、200和250。當(dāng)氣液比≤200時(shí)，3種溶液均可對(duì)H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)為20%的原料氣進(jìn)行脫除，使凈化氣達(dá)到商品天然氣的要求，CT8-16

表4 各種溶劑在不同氣液比下的吸收能力溶劑原料氣凈化氣(氣液比150)凈化氣(氣液比200)凈化氣(氣液比250)壓力/MPay(H2S)/%y(CO2)/%ρ(有機(jī)硫)/(mg·m-3)y(CO2)/%ρ(H2S)/(mg·m-3)y(CO2)/%ρ(H2S)/(mg·m-3)y(CO2)/%MDEA6.019.8920.123.531.425.701.640.01%(y)2.32CT8-56.019.6520.232.221.143.941.869.112.42CT8-166.020.0420.331.641.762.412.320.02%(y)5.44

對(duì)H2S的脫除能力似乎更強(qiáng)，且對(duì)CO2的選擇性略高一些。當(dāng)氣液比進(jìn)一步提高到250時(shí)，MDEA和CT8-16溶劑的脫除性能迅速下降，凈化氣中H2S含量上升較快，無(wú)法達(dá)標(biāo)。此時(shí)這兩種溶劑可能達(dá)到了酸氣負(fù)荷的上限。在氣液比為250時(shí)，CT8-5仍可達(dá)到需要的脫除效果，且此時(shí)凈化氣中CO2摩爾分?jǐn)?shù)約2.4%，在比較理想的區(qū)間內(nèi)。由此可見，CT8-5的酸氣負(fù)荷高于MDEA和CT8-16。經(jīng)過計(jì)算，此時(shí)的酸氣負(fù)荷約為0.75 mol酸氣/mol胺。但在實(shí)際應(yīng)用時(shí)，考慮到高酸氣負(fù)荷時(shí)腐蝕嚴(yán)重的問題，酸氣負(fù)荷一般不高于0.6 mol酸氣/mol胺。

考慮到原料氣中H2S和CO2含量非常高的情況，在實(shí)際工業(yè)生產(chǎn)中，應(yīng)選用酸氣負(fù)荷較高的溶劑。同時(shí)，根據(jù)前面計(jì)算的結(jié)果，CT8-5的能耗也是最低的，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。因此，在原料氣中H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)為20%、不含有機(jī)硫的情況下，推薦采用CT8-5溶劑。

3.2 工藝參數(shù)優(yōu)化

在實(shí)際工業(yè)生產(chǎn)中，各種工藝條件和參數(shù)對(duì)脫硫脫碳效果及酸氣中H2S含量、單位能耗等有較大的影響，需通過試驗(yàn)來(lái)優(yōu)化各種工藝條件。此處，主要考慮的工藝參數(shù)包括吸收壓力、氣液比、貧液溫度、吸收塔塔板數(shù)、再生溫度及多級(jí)閃蒸等。

首先是吸收壓力和氣液比。一般情況下，吸收塔壓力越高，越有利于酸性氣體的吸收。但吸收壓力如果過高，則處理的風(fēng)險(xiǎn)就會(huì)增大。同時(shí)，會(huì)增加過程能耗，提高處理成本。表5是CT8-5在不同吸收壓力、不同氣液比條件下的吸收性能。從表5中數(shù)據(jù)可知，在同樣的氣液比條件下，吸收壓力越高，吸收效果越好。吸收壓力從4 MPa增加到6 MPa，凈化氣中的H2S含量大幅降低。但隨著壓力的進(jìn)一步提高，從6 MPa增至8 MPa時(shí)，凈化氣中酸性氣體含量的下降并不明顯，但操作風(fēng)險(xiǎn)和增壓能耗卻大大提高。

氣液比的變化對(duì)吸收性能也有極大的影響。氣液比提高，酸氣負(fù)荷增大，吸收反應(yīng)平衡向左移動(dòng)，吸收性能下降。當(dāng)氣液比達(dá)到250時(shí)，將吸收壓力提高至8.0 MPa才能達(dá)到GB 17820-2018《天然氣》對(duì)一類氣的指標(biāo)要求。而氣液比為200時(shí)，在6.0 MPa下產(chǎn)品氣即可達(dá)標(biāo)。鑒于國(guó)內(nèi)新建大型天然氣凈化廠操作壓力多為6.0 MPa左右，在此壓力下，建議氣液比為200。當(dāng)操作壓力更低導(dǎo)致產(chǎn)品氣中H2S含量超標(biāo)時(shí)，氣液比也應(yīng)進(jìn)一步降低。

胺法溶液的選吸性能主要受動(dòng)力學(xué)因素的控制，提高貧液的入塔溫度可以加快溶液吸收CO2的速率。而H2S吸收一般是瞬時(shí)反應(yīng)，因此，溫度提高對(duì)H2S吸收速率的影響不明顯。對(duì)于一般天然氣脫硫裝置而言，應(yīng)盡可能控制較低的貧液入塔溫度，不僅有利于改善選吸效率，也有利于改善H2S凈化度。對(duì)于本研究所涉及的高酸性氣質(zhì)，由于CO2摩爾分?jǐn)?shù)達(dá)到20%，如需將其脫除到3%以下，需要適當(dāng)提高貧液溫度，以提高CO2的共吸收率。

貧液溫度對(duì)CT8-5的影響如圖3所示。由圖3可知，隨著貧液溫度的提高，凈化氣中CO2含量持續(xù)降低，當(dāng)貧液溫度超過40 ℃時(shí)，凈化氣中CO2摩爾分?jǐn)?shù)降至3%以下。另一方面，貧液溫度對(duì)凈化氣中H2S含量的影響不明顯。但是當(dāng)貧液溫度高于50 ℃時(shí)，凈化氣中H2S質(zhì)量濃度出現(xiàn)了上升的趨勢(shì)。這是因?yàn)镠2S的凈化度受熱力學(xué)控制，溫度升高至50 ℃后，體系亨利系數(shù)大幅提高，H2S脫除率明顯降低。此外，CO2共吸收率的提高也會(huì)占用更多酸氣負(fù)荷，

表5 CT8-5在不同壓力、不同氣液比條件下的吸收性能項(xiàng)目?jī)艋瘹?氣液比150)凈化氣(氣液比200)凈化氣(氣液比250)凈化氣(氣液比300)壓力/MPaρ(H2S)/(mg·m-3)y(CO2)/%ρ(H2S)/(mg·m-3)y(CO2)/%ρ(H2S)/(mg·m-3)y(CO2)/%ρ(H2S)/(mg·m-3)y(CO2)/%2.0145.121.42196.152.37566.028.152 405.1111.324.015.311.3718.051.9867.044.351 971.249.546.02.241.143.911.869.112.421 556.059.138.01.221.032.481.892.782.13991.389.35

使脫硫性能進(jìn)一步下降。綜合考慮H2S和CO2隨貧液溫度的變化情況，采用CT8-5時(shí)，貧液溫度應(yīng)選擇40 ℃左右。

吸收塔塔板數(shù)對(duì)于酸性組分的吸收也有比較明顯的影響。一般情況下，在保證H2S凈化度的前提下，CO2共吸收率與吸收塔塔板數(shù)成正比。為了控制CO2共吸收率，工業(yè)裝置的吸收塔塔板數(shù)通常設(shè)為10～20塊。室內(nèi)小型試驗(yàn)裝置大多采用填料塔。針對(duì)這一情況開展相關(guān)試驗(yàn)，在相同的吸收條件下，0.5 m填料約相當(dāng)于10塊浮閥塔板，1 m填料約相當(dāng)于20～24塊浮閥塔板。圖4是填料高度對(duì)CT8-5脫硫脫碳效果的影響。由圖4可知，隨著填料高度的升高，H2S和CO2的吸收效果也明顯變好，凈化氣中酸性組分下降。但當(dāng)填料高度超過1 m時(shí)，下降趨勢(shì)不明顯，而塔板數(shù)過高會(huì)導(dǎo)致設(shè)備建造和運(yùn)行維護(hù)成本提高。因此，綜合考慮，填料高度應(yīng)選在1 m左右，此時(shí)對(duì)應(yīng)的塔板數(shù)是20～24塊。

再生塔的主要功能是利用重沸器提供的二次蒸汽汽提富液，使之釋放出所吸收的H2S和CO2。通過平衡反應(yīng)逆向進(jìn)行而使醇胺富液再生成為貧液。再生塔塔底溫度直接關(guān)系到汽提蒸汽用量，從而影響富液再生的效果。再生塔塔底溫度主要取決于要求的凈化度。在原料氣中CO2摩爾分?jǐn)?shù)并不高(≤3%)的情況下，僅需考慮H2S的凈化要求。但是對(duì)于CO2含量很高的原料氣，則應(yīng)同時(shí)考慮H2S和CO2的凈化要求。本研究由于富液中CO2負(fù)荷很高，若要達(dá)到理想的再生效果，應(yīng)適當(dāng)提高再生溫度。圖5是再生塔塔底溫度與凈化氣中H2S含量的關(guān)系。由圖5可知，當(dāng)再生塔塔底溫度升高至120 ℃以上時(shí)，凈化氣中H2S含量最低，說明此時(shí)貧液得到了充分的再生。因此，再生塔塔底溫度至少應(yīng)>120 ℃。根據(jù)工業(yè)裝置的實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，胺質(zhì)量分?jǐn)?shù)在45%以上時(shí)，再生塔塔底溫度一般為125～128 ℃。再生塔塔頂溫度一般控制在105～110 ℃。

再生溫度對(duì)酸氣組成也有較大的影響，見圖6。從圖6中可以看出，隨著再生塔塔底溫度的升高，酸氣中H2S含量有所上升。其原因是CO2與吸收劑的結(jié)合能比H2S低，當(dāng)再生溫度較低時(shí)，H2S比CO2更容易被保留在再生貧液中。當(dāng)再生塔塔底溫度達(dá)到125 ℃以上時(shí)，變化不再明顯。

4 新形勢(shì)下高酸性天然氣凈化工藝

以上分析及計(jì)算基于修訂后的商品天然氣標(biāo)準(zhǔn)GB 17820-2018《天然氣》。該標(biāo)準(zhǔn)于2019年6月1日起正式實(shí)施，過渡期至2020年12月31日。修訂后的標(biāo)準(zhǔn)對(duì)管輸商品氣的要求大幅度提高。其中管輸天然氣中H2S質(zhì)量濃度由現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)的20 mg/m3調(diào)整至6 mg/m3，總硫質(zhì)量濃度由200 mg/m3大幅調(diào)整至20 mg/m3。高酸性氣田通常伴有較高的有機(jī)硫含量(有機(jī)硫質(zhì)量濃度一般超過50 mg/m3)，而現(xiàn)有的化學(xué)溶劑MDEA、CT8-5等對(duì)有機(jī)硫的脫除能力有限，脫除率(y)一般不超過20%。新標(biāo)準(zhǔn)實(shí)施后，高酸性天然氣凈化廠面臨著較為嚴(yán)峻的總硫達(dá)標(biāo)問題[9]。

當(dāng)前有機(jī)硫脫除工藝主要有物理化學(xué)溶劑法、分子篩精脫工藝、羰基硫水解工藝，工藝選擇需根據(jù)原料氣氣質(zhì)特別是有機(jī)硫形態(tài)進(jìn)行確定。中國(guó)石油西南油氣田公司下屬天然氣凈化廠大多為高酸性氣質(zhì)，目前已對(duì)照修訂后的新標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)各廠的實(shí)際情況，制定了切實(shí)可行的氣質(zhì)達(dá)標(biāo)改造方案，并已開始著手實(shí)施。

對(duì)于本研究所討論的原料氣中H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)均超過20%的特殊高酸性氣質(zhì)，若采用分子篩精脫和羰基硫水解工藝，可在不更換溶劑的情況下使凈化氣達(dá)標(biāo)。但這兩種工藝需新增額外的處理單元，占地面積較大，綜合能耗也明顯提高[10-11]。若采用物理-化學(xué)溶劑法，則存在以下3個(gè)方面的問題：①常用的砜胺Ⅲ型物理化學(xué)溶劑堿性較弱，酸氣負(fù)荷較低，處理該氣質(zhì)必須采用較低的氣液比(低于100)和較高的塔板數(shù)(35塊以上)，導(dǎo)致運(yùn)行成本和能耗大幅提高；②采用堿性更強(qiáng)的高效有機(jī)硫脫除溶劑(如sulfinol-X、CT8-25等)對(duì)該類氣質(zhì)進(jìn)行處理[8]，由于此類工藝無(wú)選擇性，當(dāng)原料氣中CO2含量很高時(shí)，將導(dǎo)致酸氣中H2S含量明顯降低且酸氣量明顯提高，需核算硫磺回收裝置的適應(yīng)性；③更換溶劑對(duì)整個(gè)脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)有較大影響，需對(duì)包括吸收、閃蒸、換熱、再生等多個(gè)單元進(jìn)行適應(yīng)性核算及改造。具體采取何種工藝，應(yīng)根據(jù)實(shí)際情況綜合考慮技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，進(jìn)行詳細(xì)而周密的核算，以規(guī)避可能存在的風(fēng)險(xiǎn)。

5 結(jié)論

(1) 在原料氣中H2S和CO2摩爾分?jǐn)?shù)均達(dá)到20%的高酸性氣質(zhì)下，通過模擬計(jì)算，篩選出包括CT8-5、CT8-16、MDEA在內(nèi)的6種溶劑，均可將原料氣處理至商品氣標(biāo)準(zhǔn)。但對(duì)氣液比、選擇性、能耗等進(jìn)行多方面比較后，推薦采用CT8-5作為脫硫溶劑。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)及工藝參數(shù)優(yōu)化，采用CT8-5氣液比可以達(dá)到200，大于其他各種溶劑，吸收壓力為6 MPa，貧液溫度為40 ℃，再生塔塔底溫度為125～128 ℃，凈化氣可滿足商品天然氣標(biāo)準(zhǔn)。從技術(shù)經(jīng)濟(jì)角度而言，CT8-5具有脫除效果好、操作氣液比更高、再生能耗更低、且酸氣質(zhì)量更好等優(yōu)勢(shì)，在此氣質(zhì)條件下為最佳選擇。

(2) GB 17820修訂后，高酸性天然氣凈化廠面臨較為嚴(yán)峻的氣質(zhì)達(dá)標(biāo)形勢(shì)，需進(jìn)行工藝改造。所采取的工藝方案和改造措施需根據(jù)各廠實(shí)際情況具體分析。