靖边气田450×104m3/d规模天然气脱硫脱碳装置工艺设计

摘要

长庆气田含硫天然气具有以下特点：CO2含量较高，一般大于 5%；H2S 含量低，一般小于0.1%；CO2/H2S(摩尔比，下同)较高，比值一般在90～664之间(川渝气田的碳硫比低于10)；有机硫化物含量很少；气体温度较低（3～18℃）等特点。需要在深度脱除H2S的同时，大量脱除CO2才能满足国家Ⅱ类商品气质量要求（H2S含量≤20mg/m3，CO2含量≤3%），脱碳时醇胺液消耗量大、易发泡、能耗/水耗高，同时天然气净化所涉及的原料气天然气属于易燃、易爆的有毒气体，防护等级要求高；另外长庆气田所在区域水资源匮乏，需开展节水工艺技术研究难题。 面对困难与挑战，首先采用高碳硫比天然气MDEA+DEA混合溶液脱硫脱碳主体工艺，优化形成溶液选择、酸气负荷、溶液配比等主要工艺技术参数，采用混合醇胺溶液所需循环量仅为 MDEA 溶液循环量的64.4%，装置单位能耗（MJ/104m3天然气）约为MDEA溶液的83.31%；相对于活化MDEA溶液，混合胺溶液的价格也仅为活化MDEA的一半，循环量仅增加10%，且无专利技术壁垒。然后优化高碳硫比天然气净化工艺流程，采用“三级分离”的天然气预分离技术、无外加热源提高原料气温度技术、超低负荷塔盘选型应用技术、醇胺富液消泡综合应用技术，耐腐蚀应用技术，降低了装置建设投资和运行费用；其次应用SIL III级认证的紧急停车系统应用技术，在脱硫吸收塔、湿净化气分离器排液系统中创新了采用液位3选2+双截断的ESD-SIL III等级，保证高压吸收系统与低压再生系统之间的高可靠隔离；再其次创新导热油加热为主、蒸汽补充为辅的供热节水技术，不仅提高装置自动化水平，减小劳动强度，同时将脱硫脱碳装置水消耗量由4.25×104t/a减少为1.08×104t/a，大大降低了对当地水系统的影响，也减少了污水的排放量。 利用该研究成果建设的靖边气田第四、第五天然气净化厂脱硫脱碳装置运行稳定，净化气中H2S和CO2含量达到和优于设计指标，满足国家规范要求。

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