张 斌

(中海油能源发展边际油田开发项目组 天津300457)

流花油田伴生气脱硫回收利用研究

张 斌

(中海油能源发展边际油田开发项目组 天津300457)

介绍了伴生气脱硫的方法，遴选出适合流花油田南海“胜利号”生产储油轮(FPSO)伴生气系统脱硫的方案。通过分析对比，推荐使用超重力脱硫方案。超重力脱硫的优点是增强了传质过程，整个设备占地面积小，相对于塔式设备高度较低，非常适合在海上平台、FPSO和船舶上使用。作为首个在海上应用的伴气气脱硫装置，该研究为今后海洋石油平台类似伴生气脱硫积累了经验，具有一定的参考价值。

超重力 脱硫 伴生气 FPSO

0 引 言

中海石油(中国)有限公司深圳分公司流花作业区，位于香港东南200,km左右的南海东部海域。流花油田共有两个海上设施，即南海“挑战号”平台和南海“胜利号”生产储油轮(FPSO)。流花11-1油田生产的原油经水下生产管汇系统收集并输送至南海“胜利号”FPSO处理，2012年流花4-1油田投产后，其物流也送至“胜利号”FPSO处理。目前，FPSO处理系统的三相分离器和电脱水器分离出的油田伴生气均送至火炬系统放空燃烧，伴生气中H2S含量较高。为提高流花油田资源利用当量，对 FPSO系统油田伴生气实施脱硫净化回收，改造了现有锅炉，以烧伴生气替代原油，实现了 FPSO系统节能减排、降耗增效的目标。

1 工程背景

流花油田现有两台热介质锅炉，主要原料是处理合格的原油。油田伴生气放空量为 2×104～3×104,Sm3/d。流花 4-1油田投产后，根据预测数据最大达到 5.7×104,Sm3/d。由于伴生气中H2S含量很高，最高超过了1×104,m L/m3，现有的大量伴生气无法利用，同时锅炉每年消耗原油约 5,400,m3，造成了资源的极大浪费。因此，有必要回收利用这部分伴生气，以节约原油。

2 主要技术数据

根据本项目的整体实施思路(见表1)，后期预计增加伴生气发电机，产品气质量需达到伴生气发电机要求。根据伴生气发电机要求，产品净化气H2S含量要求≤20,mg/m3，同时也满足锅炉的使用要求。考虑到流花 4-1油田投产后，产气量可能会有所增加，伴生气处理量应设置为 3.5×104,Sm3/d，同时为后期产量的增加预留相关接口。

3 流花油田伴生气回收利用方案

3.1 伴生气脱硫的主要方法

脱除伴生气中的硫化物的方法较多，一般分为湿法脱硫和干法脱硫两大类。

3.1.1 湿法脱硫

湿法脱硫是采用溶液吸收的方法进行脱除，根据其吸收和再生性质，又可分为物理吸收法、化学吸收法和物理化学吸收法。①物理吸收法是利用 H2S在溶液中的溶解度性质，通常在加压条件下吸收，减压、加压或气提解吸将 H2S释放出来，并使溶液再生。在吸收过程中不发生化学反应。常用的物理吸收法有水洗法、甲醇法等。②化学吸收法是利用在吸收过程中某种化学反应达到消除 H2S的目的，这类方法有较好的净化效果和较好的选择性。在化学吸收中，利用H2S溶液具有酸性和还原性的特点，又可分为中和法和氧化法。中和法是利用 H2S溶液的酸性，采用碱性吸收剂来吸收。从经济角度考虑，欲使吸收剂可以再生后使用，必须选择能与H2S发生可逆反应的弱碱为吸收剂。常用的碱性吸收剂有NaHCO3溶液、氨水和各种烷基醇胺等。氧化法首先利用碱性溶液吸收 H2S，然后借溶液中载氧体的催化作用把被吸收的 H2S转化为元素S，使溶液获得再生。常用的氧化法有氨水催化法、改良 ADA法、栲胶法等。③物理化学吸收法是化学吸收法和物理吸收法的综合，如环丁法等。

表1 流花油田伴生气组份及伴生气气量Tab.1 Com position and volume of associated gas in the LiuHua oilfield

3.1.2 干法脱硫

干法脱硫采用固体脱硫剂来脱除硫化物。干法脱硫最早采用的是 Fe(OH)3法和活性炭法。但近代化学合成工业常用干法脱硫作为脱除有机硫和精细脱硫的一种手段，如 Fe2O3法、ZnO法、钴钼加氢法和分子筛法等。

3.2 流花油田伴生气脱硫方案选择

干法脱硫多用于精细脱硫，整个脱硫设备及填料的更换占地面积较大，不适合本项目的要求。而氨水催化法、改良ADA法、改良PDS法、LO-DES法、栲胶法等湿法脱硫，虽在陆地上都已成熟应用，但其设备占地面积大，且多用较高的塔式设备，考虑到 FPSO的操作环境始终处于摇晃或颠簸状态，塔式设备的操作不易稳定，且过高的设备对 FPSO的稳定性也会产生影响。

综合各种脱硫方法的特点，本项目推荐采用超重力脱硫法，该方法属于湿法脱硫的一种，由于使用了体积较小的超重力机替换传统的塔式设备，此方法具有独特的优势：①传质强度高，可大幅度减少设备体积，降低设备投资，增强传递效应；②采用改进的铁基脱硫剂，气液在高速旋转中接触脱硫，脱出精度高，脱硫效率达 99%以上；③物料在设备内的滞流时间短，仅为 10-2～10-3s；④易于操作，易于开停车，可在数分钟内达到稳定状态；⑤不易发泡，填料不易堵塞，维修方便，填料易于更换，且填料价格便宜；⑥不受震动与颠簸的影响，安装要求简单，可垂直、水平或任意方向安装，适用于海上石油平台、船舶等；⑦占地小，投资适当，处理量大，即使工况大范围变化，通过调节转速和药剂流量依然能够达到要求，且受原料气含硫量的影响较小(见图1)。

图1 超重力脱硫系统流程图Fig.1 Flow chart of high gravity desulfurization system

3.3 流花油田伴生气超重力脱硫方案

3.3.1 流程概述

来自 FPSO三相分离器和电脱水器的含 H2S伴生气，经过入口缓冲分液罐，分离出液相后由超重力脱硫机的气相进口进入超重力脱硫机内，与脱硫液逆流接触，在超重力的作用下，将气体中的 H2S脱除至小于 20 mg/m3。脱硫后的伴生气由超重力脱硫机的气相出口排至出口缓冲分液罐缓冲，成为净化气，送至用户。

3.3.2 流程图(见图1)

3.3.3 伴生气脱硫原理

使用脱硫剂溶液脱除气体中的硫，脱硫剂中包括络合铁、消泡剂、稳定剂、NaHCO3等化学药剂，这些化学药剂属于粉剂，反应的基本原理如下：

① 碱液吸收含硫原料气中的H2S到液相：

Na2CO3＋H2S→NaHS＋NaHCO3

② Fe3+＋与HS-反应生成单质硫：

Fe3+＋(络和态)＋HS-→Fe2＋(络和态)＋S↓＋H+

③ 再生塔中通入空气将Fe2＋氧化成Fe3＋，脱硫液再生：

4Fe2＋(络和态)＋O2＋2H2O→4Fe3＋(络和态)＋4OH-

④ 总反应：

2H2S＋O2→2S↓＋2,H2O脱硫溶剂在超重力脱硫机中吸收了 H2S之后成为含有大量硫的富硫液，富硫液在富硫液缓冲罐内缓冲，加入沉降药剂后进入超重力再生机，并通入O2(空气)进行脱硫溶剂的再生，以避免污染环境和浪费脱硫剂，同时在超重力再生机内被 O2氧化成硫单质，这些硫单质处于硫末的状态。再生之后，富硫液中硫的含量大大减少，成为贫硫液，从超重力再生机的底部流出，由沉降液提升泵输送到沉降罐中进行沉降分离，分离出的含硫较高的液体从沉降罐的底部进入下一级的离心分离机以分离出浓缩的硫单质。在沉降罐中分离出的上层清液和离心分离机分离出的稀液由于富含脱硫剂，被送至贫液罐回收，并加入新鲜的吸收药剂(包括络合铁、杀菌剂、消泡剂、NaHCO3、去离子水等)实现了脱硫溶液的再生。最后，使用贫液泵将再生后的脱硫溶液送回至超重力脱硫剂循环使用。

3.3.4 硫单质回收

硫磺的理论回收量计算：

R0——硫磺的理论回收量，kg/d；

G——原料气的气量，Sm3/d；

g1——原料气中硫化氢含量，g/ Sm3；

g2——净化后气体中的H2S含量，g/ Sm3；

32——S元素的相对原子质量；

34——H2S的相对原子质量。

通过计算，流花油田伴生气经过脱硫处理，回收的硫磺最大产量为350 kg/d。离心分离机浓缩得到的单质硫约有20%的含水量，暂时考虑装在 2 m3的玻璃钢罐内，定期返回陆地处理。

4 结 论

超重力脱硫法通过优化气液接触的环节，从很大程度上减小了设备尺寸，对 FPSO的稳定性影响较小。该方法通过改变脱硫液的循环量，使装置具有较大的操作弹性。实际装置为闭式循环，减小了运行过程H2S气体对环境的影响。由于在超重力机中 H2S气体和液体的接触时间极短，减小了对设备的腐蚀。本项目回收利用伴生气，减少了原油消耗及伴生气的排放，回收了硫磺，具有较大的经济效益和社会效益。作为首个应用在海上的伴生气脱硫装置，项目的成功运行对今后类似项目的研究与应用具有一定的参考价值。■

［1］ 《海洋石油工程设计指南》编委会. 海洋石油工程设计概论与工艺设计[M]. 北京：石油工业出版社，2007.

［2］ 马慧明，陈萍，蔡晓霞，等. 位组胺超重力脱硫技术评述[J]. 河南化工，2010，27(5)：21-23.

［3］ 王剑，张晓萍，李恩田，等. 天然气脱硫技术研究现状与发展趋势[J]. 常州大学学报，2013，25(3)：23-27.

Desulfurization and Recycle of Associated Gas in LiuHua Oilfield

ZHANG Bin
(CNOOC Energy Development Marginal Field Development Project Team，Tianjin 300457，China)

Desulfurization methods of oilfield associated gas were introduced and suitable desulfurization schemes for the Victory FPSO in LIUHUA oilfield in South China Sea were selected out. Through comparison and analysis，a high gravity desulfurization solution was recommended as this scheme enhances the mass transfer process，decreases whole block size，erects lower than normal tower equipment and is very suitable for applications in offshore platforms，FPSOs and ships. This study，as the first offshore application of an associated gas desulfurization device，accumulates experience for similar desulfurization projects in the future and has a certain reference value.

high gravity；desulfurization；associated gas；FPSO

TE992.1

：A

：1006-8945(2015)03-0051-03

2015-02-09