试论天然气净化中脱硫工艺的选择

刘泉洲 张楌 王志刚

陕西省延安市志丹县长庆油田分公司第一采气厂第四净化厂 邮编 717500

一、背景

天然气中含有酸性组分时，不仅在开釆、处理和储运过程中会造成设备和管道腐蚀，而且用作燃料时会污染环境，危害用户健康；天然气中CO2 含量过高会降低热值。因此当天然气中酸性组分含量超过商品气质量指标或管输要求时，必须釆用合适的方法将其脱除至允许值内，脱除的酸性组分称为酸气，其主要成分是H2S、CO2 及少量烃类，从酸性天然气中脱除酸性组分的工艺过程称为脱硫脱碳。天然气脱硫脱碳是天然气净化工艺的“龙头”，其类别也特别多，但主导工艺是胺法及砜胺法。

二、化学溶剂法

化学溶剂法是以碱性溶液吸收H2S 及CO2 等，并于再生时又将其放出的方法，包括使用有机胺的MEA 法，DEA 法，DIPA 法，DGA 法，MDEA 法及位阻胺法等，使用无机碱的活化热碳酸钾法也有应用。到目前为止，化学溶剂（主要是醇胺类）法是天然气脱硫中使用最为频繁的方法。

天然气胺法脱硫脱碳的工艺流程是基于醇胺与酸气（H2S 及CO2）的反应设置的；在加压及常温条件下胺液吸收天然气中的酸气，在低压及升温条件下使胺液吸收的酸气逸出，再生了的胺液可循环使用。因此，使用不同醇胺溶液的天然气脱硫脱碳装置的基本工艺流程是相同的。

天然气脱硫脱碳工艺主要分为吸收、闪蒸、换热以及再生部分。其中吸收部分主要是将天然气中的酸气（主要是H2S 与CO2）脱除至规定指标；闪蒸用于除去富液中的烃类（以降低酸气中的烃含量）；换热系统以富液回收贫液的热量；再生系统将富液中的酸气解析出来以恢复其脱硫性能。

三、物理溶剂法

物理溶剂法是利用H2S 及CO2 等酸性杂质与烃类在物理溶剂中溶解度的巨大差异完成天然气脱硫脱碳。特点如下：传质速率慢；达到高的H2S 净化度较为困难；溶剂再生的能耗低。物理溶剂法中酸气是溶解于其中故易于析出；具有选择脱硫能力。几乎所有的物理溶剂对H2S 的溶解能力均优于CO2，所以物理溶剂可以实现在H2S 及CO2 共存的条件下选择性脱除H2S；具有优皂的脱有机硫的能力；可实现同时脱硫脱水；烃类溶解量多、特别是重烃。物理溶剂对烃类、特别是重烃、尤其是芳烃有良好的亲和力，需采取有效措施回收溶解的烃以减少烃损失和降低酸气中的烃含量；酸气负荷与酸气分压大体成正比。由于物理溶剂法的酸气负荷大体上与天然气中的酸气分压成正比，当天然气中H2S 及CO2 的浓度较低且操作压力较低时，其溶液的循环量大大高于胺法；基本上不存在溶剂变质问题。

四、间歇法

在塔器内装填一定高度的孔隙性固体颗粒，称为固定床。气体通过固定床层时，固体与酸气发生化学反应，反应物截留在床层内，使天然气脱岀酸气。当床层为酸气饱和时，该塔器停止使用，再生或更新已饱和的床层，因而需有另一个塔器投入使用，使脱酸工作能连续进行。这种脱硫方法称间歇法。固体床也可为含某种化合物的浆液代替，浆液与酸气发生化学反应脱酸，浆液失去活性后更换新的浆液。工业上常用的海绵铁法、浆料（氧化锌、亚硝酸钠）法和分子筛法都属间歇法，但分子筛不与酸气发生化学反应，其脱酸原理属物理吸附。

间歇法的特点是：能较彻底地脱除低至中等含量的H2S 及有机硫，脱酸能力与压力基本无关，与CO2—般不发生反应；与胺法等需再生的工艺相比，投资较低；需两个以上接触塔，一个工作、另一个更新塔内充填物；要求进塔原料气洁浄，不含液固杂质。

五、膜分离法

用无孔聚合物薄膜分离气体内的某些组分，这种分离方法称膜分离。在膜的一侧为高压原料气，另一侧为低压侧，低压侧压力约为高压侧的10%～20%。气体分子在高压侧吸附，通过薄膜扩散，并在低压侧解吸。由高压侧经薄膜进入低压侧的气体称渗透气，而仍留在高压侧的气体为渗余气。由于气体内各组分的渗透速度不同，使气体组分得到一定程度的分离。用气体各组分通过薄膜渗透性能的区别，将某种气体组分从气流中分离和捏浓，达到天然气脱酸性气的目的。适用于从天然气内分岀大量CO2 的场合。据统计，陆上油气田90%以上的酸性天然气釆用醇胺吸收法和间歇法处理。在气量大、酸气负荷高的场合常使用建设费用较高、操作费用低廉的醇胺法。常把原料气硫含量作为判别参数，硫含量大于45kg/d 时使用醇胺法；低于9kg/d、且气体处理量很小时才考虑釆用建设费用低、操作费用较高的间歇法处理酸性天然气。

六、结语

以上介绍的各种脱酸气方法都有各自的特点、适用条件。在选择脱酸方法时一般应考虑以下因素：在天然气中，酸气的类型和各种酸性组分的含量；天然气处理量，压力，温度；是否需要选择性地脱除某种酸气组分，从酸气中回收硫磺的可行性；重烃和芳香烃在气体中的数量；管输要求、下游加工工艺要求，以及销售合同、环保等强制性要求等。由于脱酸工艺还在不断发展，改变现有脱酸溶剂配方就可能使某种脱酸方法改变性能、适应范围扩大、操作费用下降。