含硫化氢低压气体解决方案

文海龙，胡 伟，董 超，杜 虹

（海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

1 项目背景

国内部分油田产液中存在H2S，在实际设计工程中，油处理系统按照按350psig 和125°F（2 413kPaG，51.7℃）的工况条件下，在计量分离器气体中的H2S浓度为500×10-6进行设计考虑。在设计过程中发现除油气处理系统外，含油污水处理系统在降压后其设备上部气体空间将从污油水中闪蒸出H2S 气体并可能聚集而导致其冷放空气体中含有高浓度H2S。

高浓度硫化氢的存在对工程产生两个主要方向的影响，首先硫化氢为有毒气体，尤其是高浓度的硫化氢将对平台作业人员的安全产生严重威胁，其次对于管道及设备材料的选取是否能满足相关规范的抗硫化氢的要求。因此，结合工程项目的实际状态，通过合理论证和方案比选解决由于硫化氢的存在而带来的潜在风险是十分必要的。

2 基础数据分析

2.1 工艺组分模拟分析

对低压水系统（斜板、气浮，生产水罐，核桃壳，注水缓冲罐）开展HYSY 分析。通过计算分析水系统闪蒸汽存在如下特点，闪蒸汽混合气量较少约800Sm3/h；热值低，不可点燃；H2S 浓度高，变化范围最高达7 000～11 000×10-6；硫化氢组分分压超过0.3kPaA。

2.2 结论数据分析

根据HYSY 数据分析，低压水系统闪蒸气硫化氢浓度非常高，远超过人员接触安全上限，就地放空已无法满足安全需求，需重新寻找替代方案；闪蒸气体气量少、压力低、无法被有效点燃；硫化氢分压超过0.3kPaA，需要重新评估水系统管线及设备材料的可用性。

2.3 低压水系统管线及设备材料选择可用性分析

由于硫化氢分压已超过材料选择报告要求的0.3kPaA，但整个水系统为低压系统，根据规范《GBT 20972.3—2008 石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料》描述，低于0.45MPa 的水处理设备是不在考虑硫化氢影响之内的，水处理系统压力为200kPa 以下，因此，根据标准水处理系统可不考虑硫化氢影响；同时同区域类似平台水系统已安全运行多年，因此结合规范标准要求和工程项目实际业绩情况，排除系统材料重新选取，目前材料选取可以满足设计及规范要求。

3 低压硫化氢气体处理方案比选

根据工程经验并结合项目的实际情况，对于含硫化氢的气体处理方案主要有三个研究方向：

1）对气体进行加压，加压后进入闭排系统并引入临近平台火炬臂与可燃气体混合后燃烧；

2）增加脱硫设备，通过吸附或其他化学原理脱除H2S 后放空；

3）含硫化氢气体集中高架直接放空。

3.1 加压后进入闭排系统与可燃气体混合后燃烧方案

3.1.1 方案基本流程

此方案通过增加真空压缩机将含硫化氢闪蒸汽增压后进入闭排/火炬系统，基本流程如图1所示：

图1 基本流程示意图

3.1.2 方案分析

3.1.2.1 技术方案优点

通过闭式排放可避免H2S 扩散可能带来的操作风险，同时通过临近平台火炬臂燃烧后可彻底避免有毒气体的扩散。

3.1.2.2 技术方案缺点

从安全性的角度分析，由于水系统各个设备均为常压罐，各个罐体均设PVSV 保护阀。当罐内压力不足时，空气可通过PVSV 进入罐内，以确保罐体不会被压溃，这会导致闪蒸气有空气存在的可能性，将空气引入闭排火炬系统与可燃气体掺混，存在回火、爆燃等风险。

从可操作性角度分析，各个气源设备的操作压力为2～6kPaG，为保证水系统的正常工作，对方案中新增的真空泵、仪表控制回路和阀门操作要求很高，缓冲罐的压力波动范围极小，一旦超压或失压，将会触发整个水系统的关断；同时，各常压设备耐真空能力有限（-2kPaG），存被抽瘪的风险。

3.1.2.3 技术方案综述

该方案存在影响火炬系统和常压设备安全，系统难以稳定操作等风险，且无法为PVSV 应急泄放工况下找到安全合适的泄放方式等问题，技术方案风险高。

3.2 脱硫后冷放空方案

3.2.1 方案基本原理

目前脱硫方案有多种分类。如按照脱硫工艺为干法、半干法和湿法；按照脱硫产物的处理方法分为回收法和抛弃法；按照吸收机理为化学法和物理法；按照脱硫剂分为钙法、钠法、氨法、双碱法和磷酸盐法等；按照吸收剂是否可再生和循环使用情况分为再生法和非再生法。目前从世界各国主要烟气脱硫技术的应用情况来看，应用最多的是湿式再生烟气脱硫技术。而湿式再生烟气脱硫的工艺差别与使用的脱硫设备有关。

本文基于北京化工大学超重力技术的脱硫方案进行分析对比。含硫废气进入反应器，在脱硫剂的作用下，尾气中的硫化氢直接氧化成单质硫，脱硫尾气气液分离后直接排放。含单质硫的富液进入缓冲罐，再进入沉降再生槽，鼓入氧气，使脱硫剂再生，再生后的脱硫剂通过贫液泵返回超重力反应器继续与硫化氢反应，分离后的硫磺浆泵入硫磺颗粒分离系统，脱水形成硫磺饼，脱出的水循环回再生槽。

3.2.2 方案分析

3.2.2.1 技术方案优点

通过脱硫系统的设置，可以脱除绝大多数气体中所含硫化氢，开车和停车方便，达到稳定时间短，填料层具有自清洗作用，安装维修方便，可以降低硫化氢放空带来的风险，同时有利于平台环保。

3.2.2.2 技术方案缺点

目前现有的H2S 脱除或吸附方案均不能完全的脱除和吸附，如上述方案脱硫后其排放尾气硫化氢浓度50～100×10-6，仍然高于人可直接接触不产生伤害的浓度水平，其依然要通过设置高架放空来解决后续尾气问题，脱硫解决不彻底；对于现有工艺系统，低压气体的脱硫需要考虑在脱硫设备中气体压降可能带来的问题，系统PCV 均需更换或重新设定；此外，保守估计此成套装置整橇尺寸10m×5m×7m，另外预留5m×5m 的湿硫磺存储场地，整个油气处理平台需要重新搭建结构并要对硫磺存储重新进行安全性评估，并且需要采用设备作为吸收和再生装置，因此还存在再生能耗高、设备体积大、工艺长、投资运行成本高的缺点。

3.2.2.3 技术方案综述

该方案解决H2S 问题不彻底，仍需高架冷放空方案进行配合；同时，设备占地面积过大，对实际项目而言可能带来安全评价、建造、调试、安装和后期维护的一系列风险，投资大，效果不明显。

3.3 含硫化氢气体集中高架直接放空

3.3.1 方案基本原理

集中收集平台低压含硫化氢气体，在平台寻找合适高处合适位置直接大气放空，含硫化氢气体在大气中自由扩散，其浓度不断降低，直至油田作业人员可接触位置扩散后气体硫化氢含量低于人体伤害值。

3.3.2 方案分析

3.3.2.1 高架冷放空位置选取

通过总体布置分析，目前主发电机烟囱为油田设施最高点，高于上层操作层27m，且其巨大的烟管可作为放空管线的支撑结构；此外，根据气体组分的分析此气体为不可燃气体，主发电机烟囱的高温气体对其无影响，因此通过分析确定冷放空管布置于主发电机烟囱侧，依托主发电机烟囱结构作为其支撑点。为保证放空气管线压降及扩散效果，管汇尺寸取12寸，管汇顶端缩径为2寸，泄放背压小于2kPaG，排放口喷射速度约100m/s，排放口高度为60m（海拔），与主发电机排烟管平齐。

3.3.2.2 扩散分析

集中冷放空后，通过Phast 软件对放空气体进行扩散分析，结合国内外相关规范标准，一般认定硫化氢对人体有伤害的阈值浓度为10×10-6，因此在计算硫化氢放空扩散分析时，主要以10×10-6浓度扩散范围为边界条件。从以往分析结果上看，雾天条件下对硫化氢的扩散最不利。

3.3.3 增加空气放大器的冷放空方案分析

从高架冷放空自由扩散分析可知，在浓雾条件下的含硫化氢气体10×10-6浓度扩散影响范围可影响到周边关键感触点。由于在浓雾状态下空气较为稳定，云团扩散较慢，如能提升流体速度、增加干扰并主动稀释的情况下，其扩散效果应向好的方向发展。通过对新技术的追踪，考虑在冷放空口位置增加空气放大器，通过混合空气稀释原有气体、增大气体扰动并提高含硫化氢气体的放空口喷射速度。

空气放大器的基本原理为流体力学的附壁效应，用少量压缩气体作为气源，以接近音速的高速通过一个可调节的、内部环形的喷口喷出，这种管状的高度气体沿前段喷出，在其后形成一个巨大的真空区，带动周边气流一同向前高速喷出，产生的气体量可达驱动气体量的10～50倍，具体如图2所示。

图2 脱硫工艺原理图

图2 空气放大器基本原理图

在冷放空出口增加空气放大器后，通过现有空压机可提供公用气约75Sm3/h，可以驱动近800Sm3/h 闪蒸气+1 100Sm3/h 空气，从其喷口喷出，具有明显提高放空口喷射速度以及稀释效果。增加空气放大器后，重新对浓雾状态下以10×10-6和5×10-6浓度的硫化氢重新进行扩散分析，结论显示其扩散云团均未到达关键感触点，扩散效果较未增加空气放大器前极大提升。

4 结论

通过上述三个主要研究方案的优缺点分析，在技术层面，低压硫化氢气体加压进入闭排存在影响火炬系统和常压设备安全，系统难以稳定操作等风险；硫化氢吸附方案存在吸附无法一次解决问题，其残余气体硫化氢含量依然超标，仍然需要后续处理，且后续单质硫的存储风险和人员伤害风险增大，上述两个方案技术可执行性较低。对于工程实际实施而言，增加空气放大器的冷放空方案可执行性强，产品体积小，技术原理简单可靠，易维护，投资费用低，且能起到较大的气体稀释和扰动效果，是不利气象条件下提高气体扩散度的良好解决方案。