作者：于淑珍 胡康 徐文龙 梁倚伟 李彦彬 谈泊 郝晋美 单位：中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心 中国石油长庆油田分公司第二采气厂
橇装脱硫工艺
通过干、湿脱硫法及常用脱硫剂的对比，结合气田低含硫单井分布、分散脱硫等特点，考虑到工艺简单、低投资成本、通用性强、设备橇装化、移动性等要求，选用氧化铁干法脱硫设备进行苏里格气田橇装化设计。
1氧化铁脱硫原理常温氧化铁的脱硫基本原理是利用水合氧化铁（Fe2O3•H2O）脱除H2S，其反应式[4]为：脱硫：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工艺流程及结构设计
2.1基础条件与工艺流程天然气气质为井口原料气，其主要组分为CH4（915％）、总烃（9589％）、H2S（100～1000mg/m3），井口气量1.0×104～5.0×104m3/d。装置进口压力为1.4～0MPa，温度273K（常温）。脱硫工艺设计要求净化后工艺气体中硫的总含量小于20mg/m3。含硫天然气经原料气分离器去除游离水及粉尘杂质后进入脱硫塔，气体自上而下经过脱硫塔脱硫剂床层，净化气自脱硫塔下部流出，经过净化气分离器后进入下一个单元。设计脱硫塔2组，一用一备，当其中一组脱硫剂吸附的H2S达到饱和后，更换脱硫剂，此时，脱硫过程切换至另一组进行（图1）。
2.2结构设计（1）脱硫塔。以充分利用脱硫剂，减少硫容损失，降低脱硫成本为基础：①保证原料气气流尽可能均布在脱硫剂床层的顶部，并可均匀通过床层；②净化气出口应距离脱硫剂床层下表面300～600mm；③设置卸料人孔挡板，可减少脱硫剂的浪费；④结构设计应方便脱硫剂的装卸。（2）净化气分离器。装置运行过程中，由于脱硫剂的装填及压力波动易产生粉尘，为了防止粉尘随净化气进入后续管道，造成较大的压力损失，在脱硫塔下游设置气-固净化气分离器。净化气分离器可以确保净化器达到有效的过滤分离，并且保证脱硫下游单元的高效运行。
3装置工艺参数氧化铁固体脱硫装置（表1）分为主单元和辅助单元两大部分，其投资费用主要受设计压力和原料气中H2S含量的影响，运行费用则取决于H2S的含量，一旦H2S处理量过高，所需脱硫剂量及产生的废脱硫剂量将随之增多，导致废脱硫剂无法得到及时处理[5]。综合考虑经济性、脱硫处理规模、原料气中H2S含量、操作压力及脱硫剂更换周期等因素，设计脱硫剂更换周期为一个月，硫容15％，装置包括4塔、5个橇块（脱硫橇块2个，分离、放空及排污橇块各1个）。4服务模式比选固定设备投资模式：装置的固定投资费包括设备购置费179.75×104元、填料及脱硫剂费65×104元、仪表电气工程费65.25×104元、土建及安装工程费75×104元、技术设计费53×104元，总计436.5×104元。按照年运行成本计算：水电费8.68×104元，人工工资15×104元，更换脱硫剂费用55×104元，设备年维修及折旧费35.72×104元，该装置的年运行总费用为114.41×104元/年。市场委托服务模式：是指用户提出脱硫的委托条件和要求，无需进行固定资产投资，脱硫设备及服务全权交由乙方单位承担，用户按照年处理量及脱硫量供给服务费。根据上述设计条件，年处理天然气量约1800×104m3，年脱硫量为18.25t，总服务费约为200×104元/年。综合比较上述两种项目服务模式的优缺点，结合目前苏里格气田古气藏分布情况及气田开发需求，选择市场委托服务模式，以提高项目实施的灵活性。
应用效果
2011年3－8月，依照设计方案在苏里格气田苏A井首次进行了现场井口橇装脱硫运行试验，苏A井日产气量为4.5×104～5.0×104m3，井口H2S含量为981mg/m3，试验周期为6个月。经脱硫后，天然气的含硫量低于20mg/m3，达到净化要求。通过实时监测净化后天然气的含硫量，确定更换脱硫剂的时间，试验过程共使用脱硫剂6批次，脱硫剂平均更换周期34d。现场各项试验参数达到设计要求，脱硫效果显著，苏A井由原来的关井状态转变为脱硫达标并接入现有地面工艺流程的生产状态。按照目前外输天然气价格0.8元/m3计算，苏A井试验过程日产气量860×104m3，折合天然气年销售收入688×104元，井口橇装脱硫试验过程实际发生技术服务费用118×104元，折合天然气处理成本为0.13元/m3，经济效益显著。
井口橇装脱硫工艺设计优化合理，该设计方案在苏里格气田的成功应用，进一步证实了井口橇装脱硫工艺在解决古气井因含硫无法接入现有流程问题具有一定的可行性，为正常生产提供了新的技术思路，为气田整体高效开发提供了技术保障。