《天然气净化工艺技术》由会员分享，可在线阅读，更多相关《天然气净化工艺技术（36页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、天然气脱硫工艺技术天然气脱硫工艺技术天然气净化的目的是脱除含硫天然气中的 H2S、CO2、水份及其它杂质（如有机硫等） ，使净化后的天然气气质符合 GB17820-1999天然气国家标准，并回收酸气中的硫，且使排放的尾气达到 GB16297-1996大气污染物综合排放标准的要求。天然气净化工艺一般包括脱硫、脱水以及硫磺回收和尾气处理等几个环节。一、天然气脱硫脱碳1、按照脱硫脱碳工艺过程本质可将其分为化学反应类、物理分离类、化学物理类及生化类等。化学反应类：包括胺法（对不同天然气组成有广泛的适应性） 、热钾碱法（宜用于合成气脱除 CO2） 、直接转化法（适用于低 H2S 含量的天然气脱硫，也可用
2、于处理贫 H2S 酸气） 、非再生性方法（适用于天然气潜硫量很低的工况）等。物理类：包括物理溶剂法（适用于天然气中酸气分压高且重烃含量低的工况）、分子筛法（适用于已脱除 H2S 的天然气进一步脱除硫醇 13X 和 5A） 、膜分离法（适用于高酸气浓度的天然气处理，可作为第一步脱硫脱碳措施，与胺法组合是一种好的安排） 、低温分离法（系为 CO2 驱油后的伴生气处理而开发的工艺）等。化学物理类：包括化学物理溶剂法（适用于天然气中有机硫需要脱除的工况，高酸气分压更有利，但重烃含量高时不宜用）等。生化类：包括生化法（尚待进一步发展，适用于低 H2S 含量的天然气脱硫）等。2、选择脱硫脱碳工艺所需资料及
3、影响工艺选择的因素选择脱硫脱碳工艺所需资料天然气 H2S 及 CO2 含量；天然气中有机硫含量，在含量高时应有硫醇、COS、CS2 及硫醚等的含量数据；天然气的烃组成；天然气处理量；进料天然气的压力与温度；产品天然气的质量要求（H2S、CO2、总硫、硫醇硫、水露点及烃露点等） ；产品天然气的下游安排，经输气管线送往用户还是进入 NGL 回收装置等。影响脱硫脱碳工艺选择的若干因素同时或选择脱硫 H2S、CO2 和有机硫等，产品天然气符合质量要求；与下游配套装置的衔接问题；废气、废液及废料的处理；工艺的复杂程度、可靠性及工业经验；投资费用；能耗及物料消耗费用；装置建设者的自身经验等。3、选择天然气
4、脱硫脱碳工艺的若干原则通常情况下规模比较大的装置应优先考虑应用胺法的可能性在原料气碳硫比较高（6）时，应采用 MDEA 选吸工艺；在脱除 H2S 的同时也需脱除相当量的 CO2 时，可采用 MDEA 与其它醇胺（如 DEA）组合的混合胺法；天然气压力较低，净化气 H2S 指标要求严格，且需同时脱除 CO2 时，可采用 MEA 法、DEA 法或混合胺法；在高寒或沙漠缺水地区，可以选用 DGA 法。原料天然气需脱除有机硫时通常应采用砜胺法需同时脱除有机硫、H2S、CO2 时，应选用砜胺（SulfinolD ） ；需选择脱除有机硫、H2S、适当保留 CO2 的工况，应选用砜胺（Sulfinol M）
5、 ；H2S 分压比较高的天然气以砜胺法处理时，其能耗显著低于胺法；当砜胺法仍无法达到所要求的净化气有机硫含量指标时，可续以分子筛法脱硫。在原料气 H2S 含量低、潜硫量不大、碳硫比高且无需脱除 CO2 时可考虑如下工艺潜硫量在 0.55t/d 间，可考虑选用直接转化法，如络合铁法、ADA-NaVO3 法或 PDS 法等；潜硫量0.1t/d（最多不超过 0.5t/d）时可选用非再生类方法，如固体氧化铁、氧化铁浆液等。高压、高酸气浓度的天然气可能需要在胺法和砜胺法之外选用其它工艺或者采用组合工艺主要脱除大量 CO2 的工况，可考虑选用膜分离法，物理溶剂法或活化MDEA 法；需同时大量脱除 H2S
6、和 CO2 的工况，可分两步处理，第一步以选择性胺法获富 H2S 酸气供克劳斯装置，第二步以混合胺法或常规胺法处理达净化指标；对于大量 CO2 需脱除的同时也有少量 H2S 需予以脱除的工况，可先以膜分离法处理继以胺法满足净化要求。4、各种胺法及砜胺法的工艺特点天然气脱硫的主要化学溶剂溶剂名称 缩写 化学式 摩尔质量（kg/kmol）伯胺类：一乙醇胺 MEA HOC2H4 NH2 61.08二甘醇胺 DGA H（OC2H4）2NH2 105.14仲胺类：二乙醇胺 DEA （HOC2H4 ）2NH 105.14二异丙醇胺 DIPA （HOC3H6 ）2NH 133.119! 叔胺类：三乙醇胺 T
7、EA （HOC2H4）3N 148.19甲基二乙醇胺 MDEA （HOC2H4 ）2NCH3 119.16;碱性盐类 碳酸钾 Hot Pot K2CO3 138.21化学吸收/解吸脱硫溶剂的工艺比较(理论使用参数)*溶剂名称质量浓度（%） 循环量（m3/min ） 溶剂酸气负荷 汽提蒸汽（mol/mol） （m3/m3） （kg/m3） （kg/hour）MEA 18 5.94 0.3 21.06 145 51,800DGA 60 3.5 0.25 35.75 180 37,800!DEA 25 3.47 0.62 35.98 130 27,100SNPA-DEA 25 1.96 1.1 63
8、.84 130 15,3001MDEA 35 3.48 0.5 35.92 120 25,100. K2CO3 30 6.25 0.3 20.02 60 22,500各种胺法及砜胺法的工艺特点工艺 MEA DEA DIPA MDEA DGA 砜胺型 砜胺型溶液浓度(%)1020 2040 2040 2050 5065 DIPA3050; 水:1520余为环丁砜 MDEA40 50水:15204余为环丁砜酸气负荷(m3/m3) 628 2275 1861 1652 3098 2 L- B4 g) N& E d# 2 i完全脱硫 H2S 及 CO2 选择脱除 H2S ! K6 |7 N# s) E
9、脱除 CO2 1 Z4 X/ i# Y7 _, & L# x g; B9 K, j脱除有机硫 能耗 高 较高 较低 低 高 较低 低9 d. H- X _/ s3 c& 醇胺变质 严重 较严重 较轻 轻 较严重 较轻 轻溶液复活 需要 不能 可以 不需要 需要 可以 不需要 I$ 1 ; T* P- i+ F- s; 腐蚀 严重 较严重 较轻 轻 较严重 较轻 轻3 e4 m0 C+ O 8 * P烃溶解度 低 低 低 低 较低 较高 较高( 2 I k注： 酸气负荷与溶液浓度、酸气分压及工艺条件有关； 选择脱除 H2S 工艺应当以 H2S 负荷评价，其 H2S 负荷高于常规胺法； 指因天然气
10、中 CO2、COS 及 CS2 所导致的醇胺变质情况； MEA 溶液复活仅能回收热稳定盐中的 MEA，DIPA 及 DGA 变质物可复原为母体物质； 因环丁砜是抽提芳烃的优良溶剂，如天然气中含有芳烃则尤为严重； DIPA 在常压及低压下有一定的选择脱除 H2S 能力； 活化 MDEA 法用于脱除 CO2； MDEA 可与其它醇胺组成混合胺法用于同时脱硫脱碳。不同工艺对比的量化法及排序法量化比较法：将各工艺的特性划分为六项，即投资费用（20） 、操作费用（30） 、工艺可靠性（15） 、工业经验（15） 、工艺复杂程度（10）和酸气质量（10） ，括号内的数值为该项特性的加权因子，加权因子总值为
11、 100，然后每一特性又分为 10 级。每一特性的级别值乘以加权因子则为每项特性得分，累计的总得分则是该工艺性能的量化结果，得分高者为优。排序比较法：将相对投资费用、溶剂首次装量费用、相对四年操作费用、专利使用费、运行经验、性能及适应性进行统一排序，排序累计小者为优。首先，说说脱硫方法选择原则 ) r在众多的脱硫方法中没有尽善尽美的绝对优越的方法，而是各有其特点和使用范围，在应用时需要根据实际情况进行相应的选择。 - E. E3 p8 p1 v: * k% o1）当酸气中 H2S 和 CO2 的含量不高，CO2 /H2S=5，且需选择性脱除 H2S 时，应该考虑采用 MDEA 法或其配方溶液法
12、。 $ 9 C8 n! x( W, q8 o) h3）酸气中酸性组分分压高、有机硫化物含量高，并且同时脱除 H2S 和 CO2 时，应采用 SufinolD 法。4）DGA 法适宜在高寒及沙漠地区采用。 5）酸气中重烃含量高时，一般采用醇胺法。天然气脱酸性气体技术从本章开始，将讨论油气田集气系统汇集的气体如何加工成符合商品质量的天然气，以及油气田的其他产品。未经加工的粗天然气一般需经图 7-1 所示的净化和加工单元，才能作为油气田产品销售。原料气包括：气井气、油气田各级分离器分出的气体和从原油稳定装置拔出的气体等。经分离除去液固杂质后，进入脱酸气单元，分出气体中的酸性组分 H2S，并送制硫厂回收硫磺；分出的 CO2 或注入地层，或销售，或放空。脱除酸气的气体，经脱水单元降低气体内的水含量。干燥后的气体
