浅谈天然气处理工艺的优化

摘要：当今天然气处理所面临的主要任务进行研究 ,研究这些技术对影响整体天然气厂设计的是脱酸气、脱硫、脱 CO 2、脱水、脱汞等,以及如何将其应用到整体天然气厂的设计中。以及相关的处理工艺的选择和优化。鉴于气体处理设备投资巨大 ,应对处理工艺的选择湿式溶剂吸收工艺脱除酸气是最经济的方法 ,进行研究 ,找出最经济适用的处理工艺。

关键词：天然气处理 工艺 优化

天然气处理通常是为了满足以下三种应用的要求 :即到 L N G (液化天然气)厂进行原料气处理、N GL (天然气凝析液)厂的液相处理和使天然气达到销售管输标准的处理。天然气中所含杂质的种类及含量影响着三种不同应用的处理成本。

1、天然气中的杂质

工业上常用的天然气脱水方法有 :①吸收 (三甘醇脱水) ;②吸附 (分子筛或硅胶) ;③冷冻 (投加甘醇/甲醇) ;④渗透 (薄膜)。前两种方法是利用液体吸收剂 (三甘醇)或固体干燥剂 (分子筛、硅胶等)的吸水性 ;第三种方法采用冷却法 ,将水分子冷凝成液相 ,加甘醇或甲醇抑制剂的作用是防止水合物形成和结冰 ;第四种方法是利用水分子和烃分子穿过半透性聚合物膜速度差别来实现分离。气体经过冷却脱除游离水后 ,采用分子筛 ( 3A或 4A类型)吸附可进一步将净化气的含水量降至渐下降 ,一般使用 2～4年就要进行更换。如能对分子筛的吸附、生和老化机理进行详细研究 ,优化装置的操作参数 ,就可以实现真正意义上的降本。

2、气相处理的理论

通常采用固定床吸附或分子筛脱除汞。在脱汞领域 ,最新的进展主要在汞的检测技术方面 ,目前检测装置可将金属汞脱至低于该检测范围。

3、凝液相处理的工艺

天然气凝液液相处理与炼油厂的液烃处理和凝析液处理相似。一般采用胺溶剂工艺可将 H 2 S和COS脱至适当的指标 ( H 2 S为 10 mg/ kg ,COS为 5mg/ kg)。液烃要进一步水洗 ,以回收其中携带的胺。目前各种常用的碱法脱硫工艺可达到深度脱硫 ,烃相产品也必须水洗以降低碱含量。通常液烃必须用分子筛干燥 ,以防止 COS和水重新转化成H2 S。当前新工艺的研究主要集中在开发新型接触装置和减少污染物的排放方面。

4、天然气气相处理工艺的选择

对可使用溶剂处理工艺的 ,技术和操作方面的原则体现在经济因素上 ,即这种处理要求选择最佳的溶剂。现分别论述如下 :

(1)酸气脱除工艺的基本要求是使处理后的净化气符合产品指标要求。

(2)在净化气合格的前提下 ,另一个主要指标是可靠性。在溶剂气体处理工艺中 ,溶剂起泡是一个关键问题。起泡的原因多种多样 ,其对各种酸气脱除工艺的影响程度与所采用的设备有关。结垢、腐蚀等问题与采用的溶剂 (胺的类型)、操作管理水平和材料选择有关。若装置的设计和操作适当 ,运行期间几乎不会发生重大的腐蚀或结垢问题。

(3)为了降低设备投资和操作成本 ,总是希望溶剂能够保持较高的酸气负荷。实际上酸气负荷取决于最大平衡负荷并且受溶剂腐蚀程度的制约。在含CO 2的原料气中选择性脱 H 2 S时 ,溶剂对 H 2 S和CO 2的吸附能力有明显的不同。如果溶剂要同时脱除硫醇 ,也可以据此确定溶剂的循环量。

(4)随着工艺技术的改进 ,许多装置的溶剂替换量明显减少。减少新鲜溶剂补充的负面影响是降解产物积累 ,特别是酸性成分和重质降解产物积累 ,已成为气体厂的一大难题。中和只能使杂质沉淀。若溶剂的质量降到无法避免腐蚀和结垢的程度时 ,补救措施是更换溶剂 ,或就地再生溶剂。

(5)混合溶剂可以脱除大量的有机硫 ,但水基(纯化学)溶剂却不能。若在主吸收工艺中采用水基溶剂 ,必须为分子筛再生气设计一套单独的混合溶剂或物理溶剂流程。

(6)由于溶剂携带烃类造成损失也是影响工艺选择的一个经济因素。若胺再生系统排出的酸气中含有硫组分 ,那么酸气中烃的含量将决定着酸气是否需要焚烧。若含硫量高 ,所含的烃类将影响后续硫回收装置的设计。

(7)基于胺与酸气气液平衡 ,降低温度有利于降低溶剂上方酸气的平衡分压 ,从而增加吸收的驱动力 ,但是低温下溶剂的粘度增大 ,会阻碍酸气成分从气体向液体的传递 ,并且 MD EA溶剂中所使用的活化剂成分在高温下作用效果更好 ,有些 MD EA配方在极低温度下变得不稳定 ,还会发生组分分离。

(8)较高进料气温度将使净化气温度也较高 ,这将影响下游的分子筛脱水干燥效果。不论分子筛的作用是纯粹用于脱水 ,还是兼作脱有机硫 ,对净化气进行冷却分离总是有益的。冷却温度受水合物形成温度的限制。

(9)影响酸气脱除技术优化选择的非技术因素如下 :①许可证费和专利费 ;②技术支持 ;③工艺供应商的工程设计和操作经验 ;④选择专利溶剂可能会受限于一家公司供货。

脱除 H2 S和大量 COS通常采用壳牌 Adip工艺。当所要脱除的总量少又必须满足很低含量的指标时 ,则采用后续碱洗完成脱 H2 S ,同时用吸附剂脱除微量的 COS。碱处理工艺的难题是废碱的处置。

5、单纯去脱 CO2与脱 H2 S/ CO2的对比

工艺方案的投资取决于进料气中杂质的类型、含量及环保要求。脱水和脱汞段的成本主要取决于处理量。若采用无水溶剂 ,脱水的费用则非常低廉。脱汞床的大小主要由接触时间和处理量所决定。研究得出的结论为 :若 CO 2含量小于 15 %～20 % mol ,且处理量大时 , Sulfinol工艺较各种纯物理工艺更为经济 ;各种水溶剂工艺和混合溶剂工艺的基建投资没有明显差异。如果进料气含 H2 S和有机硫化合物 ,则气体处理成本会明显增加。对于所含的有机硫成分 , Sulfinol经常是首选工艺 ,因为它可以一步脱除 H2 S、CO2、COS和硫醇。若进料气的 H2 S和 CO2含量很高 ,脱硫醇不会额外增加成本 ,只有在 H2 S和 CO2含量很低时 ,脱硫醇才决定着酸气脱除装置的大小。若 SO2排放受限制 ,需增设硫回收装置 ,通常选择克劳斯装置。随着进料酸气 H2 S含量的减少 ,克劳斯装置的成本相应增加。进料气中 H2 S/ CO2最小比率以及硫醇含量是最终工艺选择和取得最经济有效设计的关键因素。通过表 3可发现 H2 S对液化厂预处理工段各种成本的影响。

得出结论 :同为一套L N G装置 (300×104 t/ a)由于增设了脱 H 2 S ,气体处理的成本大幅度增加 ;关键因素是需要酸气浓缩 (在该实例中)和回收硫。若 CO 2含量很高 ( > 20 % V) ,则需对气体处理装置排出的酸气专门进行浓缩 ,以便提供合格的克劳斯进料气。处理成本需额外增加 10 %～ 90 %的投资费用。H 2 S/ CO 2比率愈低 ,满足克劳斯进料气要求的成本就愈高。

6、结论

迄今为止 ,在天然气处理工艺中 ,应用溶剂处理技术的范围比较广。随着含硫量的增加 ,选择经济有效的处理系统的范围明显变窄。此外必须考虑环保对废弃物的限制。对于每个气体开发新项目关键是进行工艺选择研究 ,以设计出经济适用的处理系统。