俄罗斯高酸性天然气净化工艺技术评价.docx

俄罗斯高酸性天然气净化工艺技术评价.docx

《俄罗斯高酸性天然气净化工艺技术评价.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《俄罗斯高酸性天然气净化工艺技术评价.docx（20页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

俄罗斯高酸性天然气净化工艺技术评价

俄罗斯高酸性天然气净化工艺技术评价

2006年1月4日北京晨报

摘要：

奥伦堡和阿斯特拉罕两个高酸性天然气净化厂都是从法国引进的工艺和设备，在多年运行过程中与本国多家科研、设计单位广泛协作，进行了大量科研与试验和改进，净化工艺在DEA工艺的基础上有了发展和进步，取得了良好的技术经济效益。

技术进步表现在：

（1）工艺方面——奥伦堡厂将DEA溶液改为DEA—MDEA溶液，降低了生产成本；阿斯特拉罕厂将SNPA—DEA法改造为两段工艺，第一段为MDEA选择脱硫，第二段为DEA脱硫脱碳，解决了原有设备安排两段在一个吸收塔内而需要解决如何防止两种溶液混杂这一关键问题；奥伦堡厂以吸附法脱除水分、硫醇、残余H2S及C5+代替了原设计的甘醇脱水、丙烷制冷脱除C5+及分子筛脱硫醇的三步安排；

（2）设备方面反映出的技术进步主要有两点，一是以穿流塔板（无降波管的筛板）代替原设计的鲍尔环，二是以新型的BHииYC—14M塔板代替原设计的鲍尔环填料；（3）重视主体装置中的配套妆术改进，包括杂质分离、、防腐蚀及消泡等。

关键词：

酸性天然气天然气处理气体脱硫气体脱碳天然气净化技术

　　俄罗斯探明油气田中，20％以上含有H2S和CO2气体。

全俄含H2S天然气储量接近5×1012m3，其中含H2S于气仅0．3×1012m3左右，集中在阿尔汉格尔斯克州其余绝大部分是含H2S凝析气，基本上集中在乌拉尔—伏尔加河沿岸地区和滨里海盆地，主要集中在阿斯特拉罕凝析气田和奥伦堡凝析气田。

目前，俄罗斯的酸性气田开发主要就是在这两个气田开采此类高含H2S天然气。

本文拟对奥伦堡、阿斯特拉罕两个高酸性气体加上厂的工艺技术进行粗浅的分析评价。

1高酸性天然气处理与加工概况

　　俄罗斯通常是将含硫量达10％以上的统称为高含硫天然气，只有奥佗堡气田和阿斯特拉罕气田可达此标准。

奥伦堡气田其气质平均含CO20．6％，含H2S1．65％～10％，有机硫（硫醇）含量较高（420～600）mg／m3，最高可达1000mg／m3以上）。

阿斯特拉罕气田是个高含H2S及CO2和NGL的巨型气田，其地层流体含H2S在16．03％到28．30％之间变化（平均26％），含CO2，在10．69％到18．66％之间坐化（平均16％），局部区块二者含量合计最高可达50％。

除H2S外还含有元素硫，以及硫醇等有机硫化合物。

　　因此，俄罗斯处理和加工高酸性天然气的只有奥伦堡加工厂和阿斯特拉罕加工厂。

1．1奥伦堡天然气加工厂

　　由于奥伦堡气田是前苏联首次开发如此高H2S含量的天然气，其净化厂也是前苏联建设的第一个大型天然气加工厂，因而与法国柯雪依（Koceйa）公司协作建设，由法国泰克尼普（Technip）公司设计，设备都是从法国进口。

该厂按三期工程进行建设，分别于1974年、1975年、1978年开工投产。

每期工程天然气处理量的设汁规模150×108m3。

　　2001年奥伦堡天然气加工厂主要生产能力如下：

（1）8套脱硫装置（第一、二期共6套，第三期2套），生产商品天然气总量400×108m3m／a；

（2）7套硫磺回收装置，处理酸气18×108m3/a，生产硫磺75×104t／a；

　　（3）5套NGL稳定装置，总处理量626×104t/a。

1．2阿斯特拉罕天然气加工厂

　　鉴于阿斯特拉罕气田酸性组分含量特别高，天然气加工厂脱硫采用法国ELF公司当时的新工艺（SNPA—DEA），分两期建设，第一期工程于1987午投产。

该厂是世界上最大的天然气硫磺生产厂，克劳斯硫磺回收装置建了6条牛产线，每条生产线产硫硝60×104t／a，2000年增加到8条生产线，硫磺产量达412．9×104t。

2003～2004年，全厂硫磺产量将达到460×104t／a。

该厂直至2001年天然气处理量才达到设计规模120×108m3／a的水平，脱硫装置达到了满负荷状态。

目前商品天然气为（50～60）×108m3／a，产品产值比例：

硫磺53％，商品天然气33％，其它产品12％。

2天然气净化工艺技术

2．1商品天然气质量标准

　　气质指标与天然气净化工艺技术密切相关。

俄罗斯商品天然气气质指标有国家标准（ΓOCT5542—87）和行业标准（OCT51．40—93）之分。

《ΓOCT5542—87工业与民用天然气》是前苏联时期制定的国家标准，目前俄罗斯工业与民用天然气的气质拄术指标仍然继续执行此标准。

ΓOCT5542制定天然气技术指标要求的基本原则与国际标准《ISO13686—1998天然气质量指标》一致，对天然气在经济价值、环境保护和安全卫生等3个方面的主要指标均作了规定。

同时，由于俄罗斯国土面积辽阔，不同地区之间的气温变化极大，以及为了兼顾独联体各加盟国，俄罗斯天然气股份公司将前苏联时期的行业标准修订为全俄行业标准，并在国内的输配系统中执行。

此标准系根据俄罗斯国内的具体自然条件，对有关技术条件作了更为明确且严格的规定（硫化氢质量浓度≤7mg/m3，硫醇质量浓度≤16mg/m3，并规定有水露点和烃露点指标）。

　　目前这两个标准同时执行。

奥伦堡天然气加工厂和阿斯特拉罕天然气加工厂对硫化氢和硫醇质量浓度实际上均按行业标准即分别≤7mg／m3和≤16mg／m3，执行。

据最近的文献报道，俄罗斯天然气股份公司已发指令，从2003年起商品天然气中硫化氢和硫醇质量浓度必须按≤7mg／m3和≤16mg/m3执行。

　　分析俄罗斯商品天然气质量标准，可以看出以下五个特点：

（1）H2S含量指标属中等（相当于我国二类气）；但其行业标准规定小于7mg／m3，可看出其发展趋势；

（2）未规定CO2含量指标（与用户协议解决）；

　　（3）规定有硫醇含量（我国未规定）；比较合理，因为硫醇含量会影响腐蚀问题；

　　（4）含水量指标有冬夏之分（我国仅有交接点温度）；说明该标准比我国更严；

　　（5）规定有机械杂质及氧含量和气味强度。

这三项指标在我国标准中均未规定，实际上这三项指标非常重要，比如机械杂质高会造成管道磨损，进而加重腐蚀，又如气味强度，涉及到使用天然气的安全问题。

2．2奥伦堡加工厂天然气净化工艺

2．2．1脱硫装置工艺流程和主要设备

　　奥伦堡天然气加工厂于1979年全部建成投产，共有8套脱硫装置，工艺和设备均从法国引进，脱硫溶剂为二乙醇胺（DEA）。

　　脱硫装置的流程见图1。

图1与典型的醇胺脱硫流程稍有不同，贫液分两股进入吸收塔，一股流入塔顶第25块塔板（从塔底算起），另一股流入塔中部第15块塔板。

　　每套脱硫装置又分为两条生产线，每条生产线有一个吸收塔和一个再生塔及塔的附属设备如换热器、冷却器、分离器、闪蒸罐、再生塔的回流分配系统、重沸器等，即一条生产线具有独立操作的所有设备，只是再生溶液罐、溶液过滤器及消泡剂注入系统为装置共用。

每个吸收塔的天然气设计处理量为25×108m3／a（约750×104m3／d），吸收塔直径3．6m，有25块塔板；再生塔直径2．7m／3．7m（上部／下部），有32块塔板（22块为蒸发段，10块为调节-冷却段）。

奥伦堡加工厂开始建设时，从国外进口的吸收塔和再生塔，均采用整砌式鲍尔环填料，使用了较长时间，由于检修时装卸、清洗工作量很大，故后来改用了穿流式筛孔塔板（CиTчаTая　TареJIKаΠроваJIьHоготиΠа），这种塔板无降液管，向上流的气体与下流的液体同时流过同一筛孔，在筛板上形成一定高度的气液二相接触层，根据液气比，计算出筛孔的开孔率，筛孔直径要比有降液管筛板塔的要大，液气比要很稳定，即塔板的弹性较小，塔板就能够很平稳的操作，奥伦堡加工厂脱硫装置吸收塔和再生塔很成功地应用了这种塔板。

　　该厂脱硫装置后来又采用了全俄碳氢化合物原料研究院（BHииYC）开发的一种新型塔扳，其示意结构见图2。

　　这种塔板的型号为BHииYC—14M，气液二相的接触在两个环状间隙中进行，一是气体在通道3与圆锥体5之间，另一是在下流管2与泡罩4之间。

直径大于1．2m的吸收塔，板间距为1m。

1995年，奥伦堡加工厂脱硫装置两个吸收塔采用这种塔板更换了原来塔内的鲍尔环填料，脱硫液为DEA+MDEA。

这种塔的弹性较大，当该厂脱硫装置主要吸收塔采用穿流式塔板后，因弹性较小难以适应原料天然气的波动，而BHииYC—14M塔板则可用于调节原料天然气的波动量。

奥伦堡天然气加工厂使用BHИИYC—14M塔板与过去用的鲍尔环填料的性能对比见表1。

表1BHИИYC—14M塔板与鲍尔环填料吸收塔的性能和结果对比

项目

BHииYC-14M

鲍尔环填料

天然气处理量：

104m3/h

　　　　　　　104m3/h

20～30

480～720

20～26．5

480～636

天然气进塔压力MPa

5．4～5．6

5．5～5．7

全塔的压力降，MPa

0．018～0．020

0．028～0．030

天然气温度，℃：

进塔

　　　　　　　　出塔

15～18

47～50

20～24

51～54

吸收剂

DEA+MDEA

DEA

吸收剂在溶液中的含量，%

10+10=20

20

溶液循环量，m3/h

360～400

230～440

天然气中H2S含量，%

1．78～2．11

1．9～2．5

天然气中CO2含量，%

0．84～0．98

0．75～0．95

净化气中H2S含量，mg/m3

14．8～19．1

7．6～96．4

溶液中硫化物含量，g/l:

贫液

　　　　　　　　　　　富液

0．8～1．01

23～27

0．8～1．0

25～30

H2S脱除率，%

99．95～99．96

99．74～99．98

CO2脱除率，%

86．0～96．8

＞97．9

　　表1说明，脱硫吸收塔使用BHИИYC—14M塔板后，压力降比鲍尔环填料小，脱硫率也可达99．95％-99．96％。

净化气中H2S含量稍大一些，不符合＜7mg/m3，要求，但该厂最后还有吸附法脱硫装置。

2．2．2DEA溶液更换为DEA+MDEA混合溶液

　　奥伦堡厂多年使用DEA溶液脱硫工艺的经验表明25％DEA工艺在长期运转中稳定可靠，只是再生能耗较高。

但是，俄罗斯不生产DEA，从国外进口，价格昂贵，耗费大量外汇。

20世纪80年代全苏（俄）天然气研究院开始对脱硫工艺使用甲基二乙醇胺（MDEA）进行实验室研究和中试，并开始生产MDEA。

　　1986～1987年，全苏天研院与奥伦堡天然气加工厂协作，在脱硫生产装置上进行MDEA替代DEA的工业性试验，获得满意的结果，由于MDEA是选择性脱硫溶剂，净化气中含有一定量CO2，虽然商品天然气质量标准中对CO2含量未作规定，但该厂净化气要供给氦气厂作原料气，不允许含有较高量的CO2，因此MDEA脱硫工艺未能应用。

　　1992年在奥伦堡天然气加工厂脱硫生产装置上采用DEA+MDEA混合溶液进行非选择性脱硫的工业性试验，试验成功后推广用于生产。

实践表明，MDEA溶液与DEA+MDEA混合溶液脱硫工艺操作参数基本相近，只是前者较之后者液气比更小一些。

由于前者是选择性脱硫，净化气中CO2含量为0．94％～1．09