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、設備橇裝化、移動性等要求，選用氧化鐵干法脫硫設備進行蘇里格氣田橇裝化設計。

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工藝流程及結構設計

2.1基礎條件與工藝流程天然氣氣質為井口原料氣，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。裝置進口壓力為1.4～0MPa，溫度273K（常溫）。脫硫工藝設計要求凈化后工藝氣體中硫的總含量小于20mg/m3。含硫天然氣經原料氣分離器去除游離水及粉塵雜質后進入脫硫塔，氣體自上而下經過脫硫塔脫硫劑床層，凈化氣自脫硫塔下部流出，經過凈化氣分離器后進入下一個單元。設計脫硫塔2組，一用一備，當其中一組脫硫劑吸附的H2S達到飽和后，更換脫硫劑，此時，脫硫過程切換至另一組進行（圖1）。

2.2結構設計（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：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凈化氣出口應距離脫硫劑床層下表面300～600mm；③設置卸料人孔擋板，可減少脫硫劑的浪費；④結構設計應方便脫硫劑的裝卸。（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生粉塵，為了防止粉塵隨凈化氣進入后續管道，造成較大的壓力損失，在脫硫塔下游設置氣-固凈化氣分離器。凈化氣分離器可以確保凈化器達到有效的過濾分離，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，所需脫硫劑量及產生的廢脫硫劑量將隨之增多，導致廢脫硫劑無法得到及時處理[5]。綜合考慮經濟性、脫硫處理規模、原料氣中H2S含量、操作壓力及脫硫劑更換周期等因素，設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服務模式比選固定設備投資模式：裝置的固定投資費包括設備購置費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、技術設計費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。市場委托服務模式：是指用戶提出脫硫的委托條件和要求，無需進行固定資產投資，脫硫設備及服務全權交由乙方單位承擔，用戶按照年處理量及脫硫量供給服務費。根據上述設計條件，年處理天然氣量約1800×104m3，年脫硫量為18.25t，總服務費約為200×104元/年。綜合比較上述兩種項目服務模式的優缺點，結合目前蘇里格氣田古氣藏分布情況及氣田開發需求，選擇市場委托服務模式，以提高項目實施的靈活性。

應用效果

2011年3－8月，依照設計方案在蘇里格氣田蘇A井首次進行了現場井口橇裝脫硫運行試驗，蘇A井日產氣量為4.5×104～5.0×104m3，井口H2S含量為981mg/m3，試驗周期為6個月。經脫硫后，天然氣的含硫量低于20mg/m3，達到凈化要求。通過實時監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。現場各項試驗參數達到設計要求，脫硫效果顯著，蘇A井由原來的關井狀態轉變為脫硫達標并接入現有地面工藝流程的生產狀態。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生技術服務費用118×104元，折合天然氣處理成本為0.13元/m3，經濟效益顯著。

井口橇裝脫硫工藝設計優化合理，該設計方案在蘇里格氣田的成功應用，進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有流程問題具有一定的可行性，為正常生產提供了新的技術思路，為氣田整體高效開發提供了技術保障。