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作者：于淑珍 胡康 徐文龍 梁倚偉 李彥彬 談泊 郝晉美 單位：中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心 中國石油長慶油田分公司第二采氣廠

橇裝脫硫工藝

通過干、濕脫硫法及常用脫硫劑的對比，結(jié)合氣田低含硫單井分布、分散脫硫等特點，考慮到工藝簡單、低投資成本、通用性強、設(shè)備橇裝化、移動性等要求，選用氧化鐵干法脫硫設(shè)備進(jìn)行蘇里格氣田橇裝化設(shè)計。

1氧化鐵脫硫原理常溫氧化鐵的脫硫基本原理是利用水合氧化鐵（Fe2O3•H2O）脫除H2S，其反應(yīng)式[4]為：脫硫：Fe2O3•H2O＋3H2S→Fe2S3•H2O＋3H2OFe2O3•H2O＋3H2S→2FeS＋S＋4H2O再生：Fe2S3•H2O＋O2→Fe2O3•H2O＋3S2FeS＋O2＋H2O→Fe2O3•H2O＋2S

2工藝流程及結(jié)構(gòu)設(shè)計

2.1基礎(chǔ)條件與工藝流程天然氣氣質(zhì)為井口原料氣，其主要組分為CH4（915％）、總烴（9589％）、H2S（100～1000mg/m3），井口氣量1.0×104～5.0×104m3/d。裝置進(jìn)口壓力為1.4～0MPa，溫度273K（常溫）。脫硫工藝設(shè)計要求凈化后工藝氣體中硫的總含量小于20mg/m3。含硫天然氣經(jīng)原料氣分離器去除游離水及粉塵雜質(zhì)后進(jìn)入脫硫塔，氣體自上而下經(jīng)過脫硫塔脫硫劑床層，凈化氣自脫硫塔下部流出，經(jīng)過凈化氣分離器后進(jìn)入下一個單元。設(shè)計脫硫塔2組，一用一備，當(dāng)其中一組脫硫劑吸附的H2S達(dá)到飽和后，更換脫硫劑，此時，脫硫過程切換至另一組進(jìn)行（圖1）。

2.2結(jié)構(gòu)設(shè)計（1）脫硫塔。以充分利用脫硫劑，減少硫容損失，降低脫硫成本為基礎(chǔ)：①保證原料氣氣流盡可能均布在脫硫劑床層的頂部，并可均勻通過床層；②凈化氣出口應(yīng)距離脫硫劑床層下表面300～600mm；③設(shè)置卸料人孔擋板，可減少脫硫劑的浪費；④結(jié)構(gòu)設(shè)計應(yīng)方便脫硫劑的裝卸。（2）凈化氣分離器。裝置運行過程中，由于脫硫劑的裝填及壓力波動易產(chǎn)生粉塵，為了防止粉塵隨凈化氣進(jìn)入后續(xù)管道，造成較大的壓力損失，在脫硫塔下游設(shè)置氣-固凈化氣分離器。凈化氣分離器可以確保凈化器達(dá)到有效的過濾分離，并且保證脫硫下游單元的高效運行。

3裝置工藝參數(shù)氧化鐵固體脫硫裝置（表1）分為主單元和輔助單元兩大部分，其投資費用主要受設(shè)計壓力和原料氣中H2S含量的影響，運行費用則取決于H2S的含量，一旦H2S處理量過高，所需脫硫劑量及產(chǎn)生的廢脫硫劑量將隨之增多，導(dǎo)致廢脫硫劑無法得到及時處理[5]。綜合考慮經(jīng)濟(jì)性、脫硫處理規(guī)模、原料氣中H2S含量、操作壓力及脫硫劑更換周期等因素，設(shè)計脫硫劑更換周期為一個月，硫容15％，裝置包括4塔、5個橇塊（脫硫橇塊2個，分離、放空及排污橇塊各1個）。4服務(wù)模式比選固定設(shè)備投資模式：裝置的固定投資費包括設(shè)備購置費179.75×104元、填料及脫硫劑費65×104元、儀表電氣工程費65.25×104元、土建及安裝工程費75×104元、技術(shù)設(shè)計費53×104元，總計436.5×104元。按照年運行成本計算：水電費8.68×104元，人工工資15×104元，更換脫硫劑費用55×104元，設(shè)備年維修及折舊費35.72×104元，該裝置的年運行總費用為114.41×104元/年。市場委托服務(wù)模式：是指用戶提出脫硫的委托條件和要求，無需進(jìn)行固定資產(chǎn)投資，脫硫設(shè)備及服務(wù)全權(quán)交由乙方單位承擔(dān)，用戶按照年處理量及脫硫量供給服務(wù)費。根據(jù)上述設(shè)計條件，年處理天然氣量約1800×104m3，年脫硫量為18.25t，總服務(wù)費約為200×104元/年。綜合比較上述兩種項目服務(wù)模式的優(yōu)缺點，結(jié)合目前蘇里格氣田古氣藏分布情況及氣田開發(fā)需求，選擇市場委托服務(wù)模式，以提高項目實施的靈活性。

應(yīng)用效果

2011年3－8月，依照設(shè)計方案在蘇里格氣田蘇A井首次進(jìn)行了現(xiàn)場井口橇裝脫硫運行試驗，蘇A井日產(chǎn)氣量為4.5×104～5.0×104m3，井口H2S含量為981mg/m3，試驗周期為6個月。經(jīng)脫硫后，天然氣的含硫量低于20mg/m3，達(dá)到凈化要求。通過實時監(jiān)測凈化后天然氣的含硫量，確定更換脫硫劑的時間，試驗過程共使用脫硫劑6批次，脫硫劑平均更換周期34d。現(xiàn)場各項試驗參數(shù)達(dá)到設(shè)計要求，脫硫效果顯著，蘇A井由原來的關(guān)井狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)槊摿蜻_(dá)標(biāo)并接入現(xiàn)有地面工藝流程的生產(chǎn)狀態(tài)。按照目前外輸天然氣價格0.8元/m3計算，蘇A井試驗過程日產(chǎn)氣量860×104m3，折合天然氣年銷售收入688×104元，井口橇裝脫硫試驗過程實際發(fā)生技術(shù)服務(wù)費用118×104元，折合天然氣處理成本為0.13元/m3，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

井口橇裝脫硫工藝設(shè)計優(yōu)化合理，該設(shè)計方案在蘇里格氣田的成功應(yīng)用，進(jìn)一步證實了井口橇裝脫硫工藝在解決古氣井因含硫無法接入現(xiàn)有流程問題具有一定的可行性，為正常生產(chǎn)提供了新的技術(shù)思路，為氣田整體高效開發(fā)提供了技術(shù)保障。