赵军友 刘崇宁 贺庆强 李天长 赵路豪 毕晓东 田亚敏

中国石油大学(华东)

喷射引流法天然气脱硫技术研究

赵军友 刘崇宁 贺庆强 李天长 赵路豪 毕晓东 田亚敏

中国石油大学(华东)

天然气中的含硫酸性物质会引起管道腐蚀、环境污染、催化剂中毒等问题，对天然气进行脱硫不仅能避免上述问题，还可以增大天然气管道内的传输体积。研究了一种喷射引流器装置对天然气进行脱硫的技术，脱硫过程中选取碳酸钠溶液作为脱硫剂。介绍了喷射引流器的原理，对喷射引流器的结构设计进行过程推导和计算，然后通过实验验证了所设计喷射引流器的引射比，并计算了天然气的脱硫率。实验结果表明，喷射引流器结构设计合理，同时表明该技术可有效地对天然气进行脱硫处理。

天然气脱硫 喷射引流器 引射比 脱硫率

在国内天然气气田中，H2S体积分数高于1%的天然气储量约占国内天然气总储量的25%，对天然气进行脱硫处理是各含硫气田的必然选择。天然气脱硫处理存在诸多益处，如：减缓输气管道的腐蚀、减少对大气的污染、避免催化剂中毒等[1]。

目前，对天然气进行脱硫的工艺很多，总体上有湿法脱硫、干法脱硫、生物脱硫和膜分离4种方法[2-7]。本研究利用喷射引流器装置，以碳酸钠溶液作为脱硫剂进行天然气脱硫，属于湿法脱硫[8]。喷射引流器装置结构简单，装置内天然气中的硫化物与碱性溶液充分接触发生反应，可在降低天然气脱硫装置能耗的同时，提高天然气脱硫的效率。

1 喷射引流法天然气脱硫新工艺

碱性溶液经过增压后进入喷射引流器，由于压力能转换成速度能，在喷射引流器的喷嘴周围形成真空负压腔，将未脱硫的天然气卷吸进入喷射引流器中，天然气中的硫化物与碱性物质发生中和反应进行脱硫，混合后的流体进入后处理装置中。脱硫过程中使用采样装置1采集未脱硫的天然气，使用采样装置2采集脱硫后天然气，两个采集样本进入分析器进行分析，计算脱硫率。若脱硫率未达标，及时自动调整碱性溶液浓度，获得更好的脱硫效果。其技术路线见图1。

2 喷射引流器原理及结构设计

2.1 喷射引流器原理

图2为喷射引流器三维模型图。喷射引流器通常由喷嘴、吸收室、喉管、扩压管4部分组成，见图3[9]。进入装置以前，压力较高的介质为工作流体，以很高的速度从喷嘴出来，在喷嘴附近形成负压，将另一入口处压力较低的介质吸入喷射引流器，共同经过喉管、扩压管流出。其中，被吸入喷射引流器的流体叫做引射流体。

2.2 喷射引流器的设计计算

(1) 喉管面积与喷嘴出口面积之比最优值m见式(1)。

(1)

式中:m为喉管面积与喷嘴出口面积之比最优值，无量纲；p0为工作液体压力，Pa；ps为引射气体压力，Pa。

(2) 引射流体体积流量与工作流体体积流量之比为引射比，其设计值见式(2)[10]。

(2)

(3) 与混合流体产生激波状态时进行比较，见式(3)。

(3)

式中：q为式(2)中的设计值，无量纲；pt为喉管处混合流体的压力，Pa；p2为喉管出口断面处混合流体压力，Pa；g为重力加速度，m/s2；p1为喷嘴出口处工作液体的压力，Pa；rs为引射气体容重，N/m3；zs为引射气体出口位置高度，m；r0为工作液体容重，N/m3；z0为喷嘴出口位置高度，m；vs为引射气体出口处速度，m/s。

若q不满足上述条件，则需调整参数重新进行计算，直至满足上述条件为止。

(4) 与吸入气体产生激波状态进行比较，见式(4)。

(4)

式中：μt为喉管入口流量系数；μ1为喷嘴流量系数；k为气体绝热系数；R为摩尔气体常量，J/(mol·K)；Tk为气体绝对温度，K；若q不满足上述条件，则需调整参数重新进行计算，直至满足上述条件为止。

(5) 在得出适合的m、q后，根据已知的引射气体体积流量Qs，可以求得工作液体的体积流量Q0，Q0=Qs/q，根据推导过程及经验公式，进而可以得出喷射器尺寸，见式(5)[11]。

(5)

式中：d1为喷嘴出口直径，m。

根据所得喷嘴出口直径d1可得出以下尺寸参数：

基于上述推导过程，按工作液体压力1 MPa、引射气体压力0.1 MPa、引射气体体积流量13 m3/h进行喷射引流器设计，结构尺寸见表1。

表1 喷射引流器结构尺寸Table1 Structuresizeofspraydrainagedeviceq(设计值)md1/mmd0/mmL/mmδ/(°)dt/mmLk/mmα/(°)LD/mmdc/mm95412660954756590

3 实验过程及数据

3.1 引射比的实验验证

图4为实验操作平台，实验所用原料气为甲烷与H2S混合气，H2S质量浓度为75 mg/m3，碱性溶液为物质的量浓度1 mol/L的碳酸钠溶液。实验目的是验证喷射器结构设计的引射比和检测实验后原料气含硫量[14]。实验操作过程如下：使用液体流量计记录碳酸钠溶液的体积流量，离心泵对碳酸钠溶液进行增压，高压碳酸钠溶液进入喷射引流器前由压力传感器测量其压力，喷射引流器引射流体一端接入混合原料气，由于高压碳酸钠溶液进入喷射引流器引起的负压作用，原料气被吸入装置中与高压碳酸钠溶液充分混合，然后经过连接管排入储存装置。实验时，使用调频器改变离心泵工作状态，使其将碳酸钠溶液分别增压至0.6 MPa、0.8 MPa、1.0 MPa，在这3个压力条件下进行3组实验，每组实验中，每间隔10 min记录1次碱性溶液流量和气体瞬时流量，同时对处理后的原料气含硫量进行检测并记录。

表2是具体实验数据，图5是关于验证引射比的实验数据记录与结果。从结果中可以看出，增压后碳酸钠溶液的压力为设计值1.0 MPa时，引射比均值为8.67，与引射比设计值的误差较小。随着压力值依次降低至0.8 MPa、0.6 MPa，引射比数值也随之减小。

表2 引射比实验数据Table2 Experimentaldataofinjectionratio实验压力/MPa10．80．6实验次数/次123412341234原料气流量/(m3·h-1)12．53612．25212．36612．47011．23010．6899．7309．5248．4988．7438．7818．203液体流量/(m3·h-1)1．4341．4281．441．4221．3441．2421．2961．3021．1821．1881．1881．176引射比8．748．588．598．778．368．607．477．317．197．347．396．97

3.2 脱硫率实验结果

实验所用原料气为CH4与H2S的混合气，H2S质量浓度为75 mg/m3，碱性溶液采用物质的量浓度为1 mol/L的碳酸钠溶液。其中脱硫率的计算公式见式(6)[15]。

(6)

式中：η为脱硫率；Ci为原料气中H2S质量浓度，mg/m3；C0为处理后气体中H2S质量浓度，mg/m3。

表3是处理后的原料气中H2S含量的实验数据，图6是对实验数据结果的整理。从中可以看出，脱硫率在96.2%到97.5%之间，但当压力低于1 MPa时，脱硫率有所提高。究其原因，一是压力低于1 MPa时，气体与液体流量比的降低导致原料气中的H2S与碱性溶液反应更加充分，因而脱硫率有所提高；二是压力降低时，流体流速降低，碱性物质与H2S反应时间更加充分[16]。基于这种情况，要对能耗及脱硫率的要求进行综合考虑，选择合适的工作压力条件[17]。

表3 脱硫后实验数据Table3 Experimentaldataafterdesulfurization实验压力/MPa10．80．6实验次数/次123412341234脱硫后ρ(H2S)/(mg·m-3)2．5152．7352．7852．6102．3052．2452．0802．1602．0202．0352．9401．905脱硫率/%96．696．496．396．596．99797．297．297．397．397．497．5

4 结 论

本研究利用喷射引流装置作为天然气主要处理装置，采用碳酸钠溶液作为天然气脱硫剂，研究了喷射引流器的结构设计过程和引射比的计算，通过实验验证了喷射引流装置设计的合理性，计算了天然气脱硫率，得出以下结论：

(1) 引射比的设计值与实验结果误差较小，证明喷射引流器的理论计算是正确的。

(2) 实验表明，引射比的大小与外界工作条件，尤其是工作流体压力和引射流体压力大小关系紧密，当工作流体压力低于设计值时，引射比会随着压力的降低而降低。

(3) 对能源利用及脱硫效果进行综合考虑，通过计算，认为0.8 MPa、1 mol/L分别为本实验最佳工作压力和最佳碳酸钠溶液物质的量浓度。

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Study on natural gas desulfurization technology byinjection and drainage method

Zhao Junyou, Liu Chongning, He Qingqiang, Li Tianchang, Zhao Luhao, Bi Xiaodong, Tian Yamin

ChinaUniversityofPetroleum(HuaDong),Qingdao,Shandong,China

Sour gas containing hydrogen sulfide will cause the pipeline corrosion, environmental pollution, catalyst poisoning and other problems. Desulfurization of natural gas can not only avoid the above problems, but also increase the transmission volume of natural gas pipeline. A kind of injection drainage device for natural gas desulfurization was studied, and the sodium carbonate solution was chosen as the desulfurization agent in the process of desulfurization. The principle of injection drainage device was introduced. The process of structure design for spray drainage device was derived and calculated. Then the injection ratio was proved through experiment, and the rate of natural gas desulfurization was calculated. The experimental results showed that the structure of the spray drainage device was reasonable, and the technology could be applied to natural gas desulfurization effectively.

natural gas desulfurization, spray drainage device, injection ratio, desulfurization rate

山东省科技发展计划项目“超声波辅助喷射引流除尘”(2014GSF117033)。

赵军友(1963-)，男，中国石油大学(华东)机电工程学院副教授，主要从事石油机械教学及科研工作。

E-mail：zhaojy@upc.edu.cn

TE644

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.04.001

2016-12-05；编辑：温冬云