井口橇装脱硫工艺的设计.docx

井口橇装脱硫工艺的设计作者：于淑珍胡康徐文龙梁倚伟李彦彬谈泊郝晋美单位：中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心中国石油长庆油田分公司第二采气厂橇装脱硫工艺通过干、湿脱硫法及常用脱硫剂的对比结合气田低含硫单井分布、分散脱硫等特点考虑到工艺简单、低投资成本、通用性强、设备橇装化、移动性等要求选用氧化铁干法脱硫设备进行苏里格气田橇装化设计。1氧化铁脱硫原理常温氧化铁的脱硫基本原理是利用水合氧化铁（Fe2O3•H2O）脱除H2S其反应式[4]为：脱硫：Fe2O3•H2O＋3H2S→Fe2S3•H2O＋3H2OFe2O3•H2O＋3H2S→2FeS＋S＋4H2O再生：Fe2S3•H2O＋O2→Fe2O3•H2O＋3S2FeS＋O2＋H2O→Fe2O3•H2O＋2S2工艺流程及结构设计2.1基础条件与工艺流程天然气气质为井口原料气其主要组分为CH4（915％）、总烃（9589％）、H2S（100～1000mg/m3）井口气量1.0x104～5.0x104m3/d。装置进口压力为1.4～0MPa温度273K（常温）。脱硫工艺设计要求净化后工艺气体中硫的总含量小于20mg/m3。含硫天然气经原料气分离器去除游离水及粉尘杂质后进入脱硫塔气体自上而下经过脱硫塔脱硫剂床层净化气自脱硫塔下部流出经过净化气分离器后进入下一个单元。设计脱硫塔2组一用一备当其中一组脱硫剂吸附的H2S达到饱和后更换脱硫剂此时脱硫过程切换至另一组进行（图1）。2.2结构设计（1）脱硫塔。以充分利用脱硫剂减少硫容损失降低脱硫成本为基础：①保证原料气气流尽可能均布在脱硫剂床层的顶部并可均匀通过床层；②净化气出口应距离脱硫剂床层下表面300～600mm；③设置卸料人孔挡板可减少脱硫剂的浪费；④结构设计应方便脱硫剂的装卸。（2）净化气分离器。装置运行过程中由于脱硫剂的装填及压力波动易产生粉尘为了防止粉尘随净化气进入后续管道造成较大的压力损失在脱硫塔下游设置气-固净化气分离器。净化气分离器可以确保净化器达到有效的过滤分离并且保证脱硫下游单元的高效运行。3装置工艺参数氧化铁固体脱硫装置（表1）分为主单元和辅助单元两大部分其投资费用主要受设计压力和原料气中H2S含量的影响运行费用则取决于H2S的含量一旦H2S处理量过高所需脱硫剂量及产生的废脱硫剂量将随之增多导致废脱硫剂无法得到及时处理[5]。综合考虑经济性、脱硫处理规模、原料气中H2S含量、操作压力及脱硫剂更换周期等因素设计脱硫剂更换周期为一个月硫容15％装置包括4塔、5个橇块（脱硫橇块2个分离、放空及排污橇块各1个）。4服务模式比选固定设备投资模式：装置的固定投资费包括设备购置费179.75x104元、填料及脱硫剂费65x104元、仪表电气工程费65.25x104元、土建及安装工程费75x104元、技术设计费53x104元总计436.5x104元。按照年运行成本计算：水电费8.68x104元人工工资15x104元更换脱硫剂费用55x104元设备年维修及折旧费35.72x104元该装置的年运行总费用为114.41x104元/年。市场委托服务模式：是指用户提出脱硫的委托条件和要求无需进行固定资产投资脱硫设备及服务全权交由乙方单位承担用户按照年处理量及脱硫量供给服务费。根据上述设计条件年处理天然气量约1800x104m3年脱硫量为18.25t总服务费约为200x104元/年。综合比较上述两种项目服务模式的优缺点结合目前苏里格气田古气藏分布情况及气田开发需求选择市场委托服务模式以提高项目实施的灵活性。应用效果2011年3－8月依照设计方案在苏里格气田苏A井首次进行了现场井口橇装脱硫运行试验苏A井日产气量为4.5x104～5.0x104m3井口H2S含量为981mg/m3试验周期为6个月。经脱硫后天然气的含硫量低于20mg/m3达到净化要求。通过实时监测净化后天然气的含硫量确定更换脱硫剂的时间试验过程共使用脱硫剂6批次脱硫剂平均更换周期34d。现场各项试验参数达到设计要求脱硫效果显著苏A井由原来的关井状态转变为脱硫达标并接入现有地面工艺流程的生产状态。按照目前外输天然气价格0.8元/m3计算苏A井试验过程日产气量860x104m3折合天然气年销售收入688x104元井口橇装脱硫试验过程实际发生技术服务费用118x104元折合天然气处理成本为0.13元/m3经济效益显著。井口橇装脱硫工艺设计优化合理该设计方案在苏里格气田的成功应用进一步证实了井口橇装脱硫工艺在解决古气井因含硫无法接入现有流程问题具有一定的可行性为正常生产提供了新的技术