普光高含硫气田特大型天然气净化厂关键技术解析

普光气田是国内目前大规模开发的含硫量最高的高酸性气田,其天然气具有高压、高含H₂S、含CO₂的特点。建设处理规模120×10⁸ m³/a的天然气净化厂,面临天然气净化难度大、硫磺储运技术和安全要求高、生产工艺及安全控制复杂等诸多技术难题。目前国内尚无百亿立方米级天然气净化以及配套硫磺成型与安全储运技术。为此,在优选评价国内外先进净化工艺的基础上,确定了适合普光气田的高含硫天然气净化工艺,并首次应用了气相固定床水解COS、中间胺液冷却、MAG-液硫脱气、特大型火炬放空、液硫湿法成型等国际先进工艺和专利技术。开发了国内首例特大型散装硫磺料仓、首例5 000 m³液硫储罐、首套硫磺流水线转运以及快速定量装车系统,实现200×10⁴ t/a硫磺储运系统的全方位实时监控和安全运行。配套开发先进、灵活、可靠的生产过程控制与安全控制系统,确保整个净化厂处于安全、有效的受控状态。高含硫天然气净化关键技术应用于普光气田后,装置运行平稳,产品质量合格,各项安全保障到位。为其他大型高酸性气田的天然气净化提供了示范和借鉴。     

高含硫天然气净化技术现状及研究方向

高含H₂S和CO₂的“双高”天然气净化技术面临天然气气质和尾气排放标准的双重挑战,脱除有机硫,减缓溶剂变质。进一步提高硫磺回收装置总硫回收率是“双高”天然气净化技术面临的主要问题。在回顾国内外高含硫天然气脱硫脱碳和硫磺回收技术现状的基础上,分析了现有高含硫天然气净化技术存在的问题,即硫、碳含量“双高”天然气净化脱硫溶剂循环量大、装置能耗高、脱硫溶液易变质、新标准下硫磺回收尾气排放难以达标和硫磺回收装置效率难以提升等,进而提出了物理溶剂脱硫脱碳技术、天然气脱硫脱碳溶剂变质与复活技术、高效H₂S直接氧化工艺技术和天然气中COS水解技术等新的研发方向,以期形成适用于“双高”天然气净化的系列配套技术,助推我国高含硫天然气的高效开发。     

普光气田高含H2S天然气中硫含量及临界析出压力测定

普光气田高含H₂S天然气中的单质硫含量及临界析出压力是研究硫沉积问题首先要获取的两项关键参数,为此,基于气相色谱定量测定方法（外标标准曲线法）,利用从普光104-1井取得的井下气样、DMDS-DMA高效溶硫剂及气相色谱-质谱联用仪等样品和仪器,首次测定出普光气田高含H₂S天然气中的硫含量为0.78 g/m3（每标准立方米气样中的硫含量）,处于未饱和状态;进一步结合测定的不同压力下气样中硫的饱和含量变化曲线确定出临界析出压力为30.5 MPa;对比气田目前地层压力认为地层中尚未发生硫析出和沉积现象。      

高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究

普光气田是我国迄今为止开发的规模最大、丰度最高的特大型海相碳酸盐岩整装气田,天然气中H2S含量高达13%～18%(φ),CO2为8%～10%(φ),有机硫化合物高达340.6mg/m3,常规脱硫脱碳工艺无法适用。该文通过对高含硫工艺技术进行研究分析,制定了普光气田天然气净化工艺路线,选用甲基二乙醇胺(MDEA)作为吸收溶剂,通过催化反应脱除天然气中有机硫,设置级间冷却器控制CO2的吸收,吸收溶剂通过串级吸收、联合再生,降低了装置能耗和运行成本。该工艺在普光气田应用后,外输产品气中H2S含量在6mg/m3以下,CO2含量低于3%(φ),总硫含量低于200mg/m3。     

高含H2S气田水及闪蒸气处理新技术探讨

高含H₂S气田集输站场内原料气分离器在气水分离过程中产生的气田水,在低压闪蒸过程中会闪蒸出大量H₂S等有毒气体,采用常规的燃烧排放方式处置这部分气体,所产生的SO₂浓度远远超过了国家的相关标准。采用HYSYS及PROMAX等软件建模分析气田水的闪蒸气与原料气中H₂S含量的关系,通过理论计算闪蒸气燃烧所产生的SO₂浓度,提出采用金属隔膜式压缩机将闪蒸出的H₂S等酸性气体增压回流至原料气管线,一同输送至天然气净化厂进行脱硫及硫磺回收处理,实现高含H₂S气田集输站场闪蒸气体零排放。     

含硫气井络合铁脱硫工艺技术及经济适应性研究

目的 确定含硫气井采用络合铁脱硫工艺进行脱硫净化的技术及经济适应性。方法 分析了络合铁脱硫工艺的原理、流程及特点,根据含硫气井工业应用实例,研究提出了络合铁脱硫工艺的技术及经济适应性条件。结果 在技术性方面,络合铁脱硫工艺适用于任何H₂S含量的天然气脱硫,H₂S脱除率可达到99.9%以上,且脱除效果稳定,短期内不受H₂S含量波动的影响;CO₂脱除率由吸收塔运行压力及原料气中CO₂含量决定;对不同含量的甲硫醇、乙硫醇脱除率可分别达到97%、92%以上,对羰基硫的脱除率约为6.51%～35.02%;合理硫容应为药剂及电耗综合成本最低时的硫容,不同的运行工况,合理硫容也不同;工艺产生的单质硫目前主要以硫膏形式脱除及处理,对硫磺进行经济、环保的回收处理是络合铁脱硫工艺的一个难点。在经济性方面,开展了工艺完全成本分析,提出了在潜硫量为12.35 t/d的条件下工艺的经济极限H₂S含量及经济极限处理量的计算公式。结论 上述研究结果对络合铁脱硫工艺技术优选、优化及经济效...     

天然气中有机硫化合物脱除工艺评述

天然气中有机硫化合物脱除技术的研发和选择是川东北地区高含硫气田开发的关键技术之一。为此, 综合了分析国内外天然气中有机硫化合物脱除工艺技术。目前已开发出的多种类型工艺中, 应用最为广泛的是以Sufinol法为代表的物理/化学混合溶剂吸收法。中国石油西南油气田公司天然气研究院最近也针对罗家寨、渡口河等高含硫气田所产天然气中同时含有一定量有机硫化合物的情况，开发成功了一种新型物理/化学混合溶剂（CT8 20）。提出原料气中有机硫含量不太高且又以COS为主时，可以采用混合胺溶剂；结合脱除有机硫的要求，高含硫天然气净化工艺流程也有很多改进，其中最重要的是组合/串级流程；建议西南油气田公司加紧开发相关有机硫脱除工艺技术，包括在还原-吸收法尾气处理工艺中应用物理/化学混合溶剂进行选吸脱硫的技术, 探索适用于脱除原料气中有机硫的空间位阻胺、与天然气中有机硫水解（转化）有关的催化剂研制、应用于物理/化学混合溶剂脱硫（及有机硫化合物）的新型物理溶剂。     

普光气田净化厂净化装置管线的材质升级改造

普光气田天然气净化厂是以普光气田高含硫天然气为原料,生产商品气。该厂天然气净化联合装置多处管线存在腐蚀问题,对原料气管线、胺液系统部分富胺液管线、酸水汽提管线、净化水管线进行材质升级改造,提高了装置、系统的运行可靠性。     

TEA+DETA混合胺液脱除天然气中H2S性能优选

运用小型反应釜及再生实验装置对三乙醇胺(TEA)+二乙烯三胺(DETA)混合胺液与N-甲基二乙醇胺(MDEA)+DETA混合胺液进行天然气中H₂S吸收、再生实验,并对不同配比的TEA+DETA混合胺液进行实验。通过分析吸收负荷、吸收速率、再生率指标优选出较优的脱H₂S胺液配比,并将其运用到工艺实验装置中。结果表明:TEA+DETA混合胺液与传统的MDEA+DETA混合胺液相比具有更优的H₂S脱除性能与胺液再生性能;在3种不同摩尔配比中,配比为2.4:0.6的TEA+DETA混合胺液为最优的胺液配比;配比为2.4:0.6的TEA+DETA混合胺液在工艺实验装置中表现出了良好的脱H₂S性能与胺液再生性能。     

低共熔溶剂脱除硫化氢的研究进展

涉及天然气、煤制气和石油裂解气等气体的生产过程会产生大量含硫酸气，其中硫化氢(H₂S)既是一种剧毒气体，也是重要的硫资源。随着环保和减碳政策的实施，含硫酸气中的H₂S脱除问题受到广泛关注，低共熔溶剂作为一种新兴的溶剂被应用到含硫酸气的净化中。分析、总结了低共熔溶剂的合成方法及性质，综述了低共熔溶剂在H₂S脱除方面的机理研究及应用，讨论了H₂S脱除技术所面临的问题，并对低共熔溶剂作为脱硫剂的发展趋势进行了展望。     

普光高含硫气井生产管柱合理管径优选

普光气田高含硫气井在生产过程中会出现硫沉积、冲蚀、积液和形成水合物等问题,如果生产管柱管径合理可以延缓或避免出现这些问题。为此,针对普光气田高含硫气井的生产特点,以现有生产管柱优选方法为基础,通过分析高含硫气井临界携硫颗粒流量、临界携液流量、冲蚀流量和井口水合物生成条件,确定不同尺寸油管的合适产气量范围,再结合气井配产和井筒压力损失,优选出高含硫气井生产管柱的合理管径。利用该方法,对普光气田的高含硫气井P井进行了计算分析,结果表明,在当前生产管柱管径下,P井产气量大于冲蚀流量,井筒会发生冲蚀,为保护生产管柱,延长修井周期,将该井的产气量调整到当前生产管柱管径的合适产气量范围内,调整后该井生产稳定。采用该方法不但可以优选生产管柱管径,而且可以在现有生产管柱情况下,将产气量调整到当前生产管柱的合适产气量范围内。      

新国标《天然气》对元坝天然气净化厂的影响及解决方案

元坝天然气净化厂采用UDS-Ⅱ复合溶剂脱除天然气中的H 2S、CO 2及有机硫等杂质,产品天然气达到国家标准GB 17820—2012《天然气》一类气指标。随着国家环保要求日益提高,2018年国家颁发新版GB 17820—2018《天然气》标准,元坝天然气净化厂现有工艺无法满足新标准要求。为此,根据元坝净化厂天然气脱硫工艺及产品气的特点,增设COS水解或分子筛精脱硫设施的方案均能有效提升产品质量,满足了新国标的要求。若进一步降低产品气总硫含量,还需加大对天然气净化工艺的开发力度才能实现。     

普光气田地面集输系统硫沉积原因分析及对策

普光气田天然气富含H2S和CO2,自投产以来,地面集输管线和设备装置硫沉积现象较为普遍,造成分酸分离器压差过大、节流阀堵塞、排液不畅等问题,直接影响到气井正常生产。通过对硫堵情况较严重的P3011-1井现场勘察和原因分析,依托集气站原有流程利用硫溶剂加注配套工艺进行现场硫溶剂加注作业,最终使分酸分离器前后压差恢复至正常范围,下游集输管线及设施硫沉积现象基本消除,外输天然气气质得到改善,效果明显。硫溶剂加注配套工艺的成功应用,为解决普光气田及同类高含硫气田地面集输系统硫沉积问题提供参考。     

普光气田集输系统腐蚀状况分析及防治措施

对普光气田集输系统进行了腐蚀状况统计分析,2010年5月普光气田3号线全部监测挂片的腐蚀速率平均值为0.032 mm/a,总的统计数据趋势是分离器液相出口处腐蚀速率最高达到0.045 mm/a,其次是加热炉进口处为0.040 mm/a,腐蚀速率最低的是分离器气相出口处为0.019mm/a。通过模拟试验对腐蚀因素进行了X-射线衍射分析,结果表明集输系统材质主要受H2S,CO2及单质硫腐蚀,积液矿化度对材质也有一定的腐蚀作用。由缓蚀剂评价试验确定了3号和1号缓蚀剂结合使用的最佳方案。介绍了优化后缓蚀剂的预涂膜、连续加注和批处理的3种加注方式,经优化后集输系统气相和液相的腐蚀速率基本控制在0.030 mm/a以内。     

普光气田高含硫天然气粘度计算模型优选与评价

通过试验可以测定高含硫天然气的粘度,但费用高,危险性大.以室内试验数据和Elsharkawy提供的测试数据为基础,采用未校正的Dempsey模型、Lee模型、LBC模型、DS模型、Londono模型,以及YJS校正法、Standing校正法和Elsharkawy校正法,计算了普光气田高含硫天然气的粘度,并与试验测试值进...     

川东北地区元坝气田与普光气田长兴组气藏特征对比分析

通过天然气地球化学特征、地层水地球化学特征对比分析表明,元坝气田和普光气田长兴组气藏天然气中烃类气体均以甲烷为主,非烃气体H2S含量普光气田高于元坝气田;元坝气田天然气甲、乙烷碳同位素明显重于普光气田;普光气田长兴组气藏水型为重碳酸钠型与氯化钙型,元坝长兴组气藏水型为氯化钙型,显示元坝气田长兴组在油气聚集和赋存方面可能...     

普光气田高含硫气井安全快速优质钻完井配套技术

普光气田是目前中国已发现的最大的高含硫天然气田,天然气储层埋藏深, 其天然气具有高温、高压、高含硫的特点,钻井面临喷、漏、塌、卡、斜、硬、毒等世界级难题。为此,围绕高含硫气井安全钻井技术、快速钻井技术和优质固井技术的科技攻关、配套和现场示范应用,形成了普光气田安全优快钻井集成配套技术：①配套了70 MPa封井器、内防喷工具组合为主的双加双井控装备,确定钻井液安全密度附加值,强化钻井液、加重料、堵漏材料的储备和硫化氢监测及检测,井控安全率达到了100%,井喷失控事故率为0;②普光陆相地层集成应用空气、雾化、泡沫、氮气、空气锤等钻井技术快速钻进易漏、易塌、地层出水出气等复杂地层,海相地层应用PDC+螺杆复合钻井技术,全井钻井周期平均缩短了33%,平均机械钻速提高了61.21%;③应用耐腐蚀防气窜胶乳水泥浆体系、高强低密度水泥浆体系并综合应用尾管悬挂、正注反挤、分级固井等工艺技术,技术套管固井合格率为94.7%,产层套管固井合格率达100%、优良率为83%。实现了该气田高含硫气井安全、快速、优质钻完井的目标。     

安全仪表保护系统(SIS)在高酸气田的应用

普光气田是国内迄今为止规模最大、含H2S和CO2浓度最高的特大型整装海相气田,因H2S具有剧毒、高腐蚀性,SIS系统的运用对保证生产的正常运行及周边居民的安全至关重要。普光气田投产两年多以来,SIS系统工作正常,保障了集输系统的安全平稳运行。通过介绍普光气田SIS系统的组成、结构和功能,系统总结现场运行和管理经验,客观分析SIS系统在火气监控、逻辑关断等方面的作用,为SIS系统在高酸气田生产中的应用提供借鉴,对今后高酸气田的安全开发具有参考意义。