天然气净化(处理)工艺原理及流程

天然气净化（处理）工艺原理及流程一、天然气净化工艺原理及流程xxx单元。（一、脱硫单元1、天然气脱硫的原因和意义天然气中含有的HS、CO和有机硫等酸性组分，在水存在的情况下会腐蚀2 2金属; 含硫组分有难闻的臭味、剧毒、使催化剂中毒等缺点CO2

为不可燃气体，影响天然气热值的同时，也影响管输效率。特别是，HS2HSmg/m3就会使人2流泪、头痛，高浓度的硫化氢对人有生命危险；HS（400℃以上）2竭、呼吸麻痹而死亡。游用户的使用等益处。同时还可以化害为利，回收资源。将天然气中的硫化氢分离后经克劳斯反应制成硫（99.9个领域都有着广泛的用途。从高含量CO2

的天然气中分离出来的高纯度的CO2

可用于制备干冰，也可用于采油上回注地层以提高原油的采收率。2、天然气脱硫、脱碳的方法法三类。化学吸收法料气中的酸性组分（HSCO）2 2表醇胺法、改良热钾碱法、氨基酸盐法。改良热钾碱法已成功地用于从气体中脱除大量CO，也可用来脱除天然气中2的CO2

HS2KCO+CO+HO→2KHCO2 3 2 2 3KCO+HS→2KHCO+KHS2 3 2 38%以上，CO/HS2 2作影响较大，吸收压力不宜低于2MPa。美国和日本合成氨厂很多采用这种方法脱CO。美国装置数超过100套，日2本装置数超过500套。物理吸收法物理吸收法是基于有机溶剂对原料气中酸性组分的物理吸收而将它们脱除，溶剂的酸气负荷正比于气相中酸性组分的分压。富液压力降低时，随即放出所吸收的酸性组分。物理吸收一般在高压和较低的温度下进行。N-乙二醇二甲醚法和磷酸三丁酯法。物理吸收法具有如下特点：一般在高压和较低的温度下进行；溶剂酸气负荷高，适宜于处理酸气分压高的原料气；溶剂不易变质，腐蚀性小，能脱除有机硫化物；化率较化学吸收法低。① 冷甲醇法冷甲醇法是以甲醇为吸收剂，在低温（低于-50℃）下吸收酸性气体的物理吸收法。甲醇在高压低温下CO2

HS21.0MPaHS2②聚乙二醇二甲醚法聚乙二醇二甲醚法（Selexol法）用聚乙二醇二甲醚作溶剂，旨在脱除气体中的CO2

HS。由于聚乙二醇二甲醚具有吸水性能，因而该法还能同时产生2一定的脱水效果。化学—物理吸收法化学—物理吸收法是一种将化学吸收剂与物理吸收剂联合应用的酸气脱除一种醇胺化合物，但常用的是二异丙醇胺（DIP）和甲基二乙醇胺（MDEA。湿式氧化法ADA（蒽醌法PDS湿式氧化法具有以下特点：脱硫效率高，可使净化后的气体含硫量低于5.0mg/m3；HS2可在常温和加压状态下操作；大多数脱硫剂可以再生，运行成本低。干法脱除酸性气体所谓干法，是应用固体材料吸附、化学反应、气体分离等技术脱除天然气中HSCO2 2干法脱除酸气技术通常用于低含硫气体处理，特别是用于气体精细脱硫。大部分干法脱硫工艺由于需要更换脱硫剂而不能连续操作，还有一些干法如锰矿法、氧化锌法等，脱硫剂均不能再生，脱硫饱和后要废弃，一方面会造成环境问题，另一方面会增加脱硫成本。①氧化铁法氧化铁法是用氧化铁（即人们熟知的海绵铁）HS，是一种古老而知名的2气体脱硫方法，迄今仍在许多特殊用途的领域中广泛应用。②分子筛法硫化物，同对硫化氢一样具有很大的化学亲合力，因此，分子筛不仅可以除去HS，而且对CS2 2量降至0.4ppm（0.53mg/m3）以下。现在，美国已经有多个工业分子筛装置在运转。3、甲基二乙醇胺、二乙醇胺的脱硫、脱碳原理醇胺类化合物（MEA、DEA、MDEA等）中至少含有一个羟基（OH）和一个胺基2则为水溶液提供必要的碱度，促进酸性组分的吸收。天然气脱酸性气体常用的醇胺有一乙醇胺、二乙醇胺胺（DGA)、二异丙醇胺（DIPA)、甲基二乙醇胺（MDEA）等。一乙醇胺（MEA）MEAHS5mg/m3以下。它既可脱HS，也可脱CO2 2 2MEA的酸气负荷。二乙醇胺（DEA）DEAMEACOSCO2

的反应速度较慢，因而DEA与有机化合物反应而造成的溶剂损失量少。对有机硫化物含量较高的原料气，用DEA脱硫较有利。DEACO2

HS2甲基二乙醇胺（MDEA）MDEA是用于天然气脱硫的烷醇胺类化合物中受到普遍关注的一种溶剂。该HS2和抗降解性强、反应热较低、腐蚀倾向小、蒸气压较低等优点。xxx气田目前使用的脱硫溶剂主要有甲基二乙醇胺（MDEA）和二乙醇胺表2.1 几种常用醇胺的物理和化学性质MEA DEA61.9 105.14表2.1 几种常用醇胺的物理和化学性质MEA DEA61.9 105.14MDEA119.17备注相对摩尔质量相对密度（20℃）1.017（20％）1.0919（30％）1.0418（20％）沸点，℃101.3kpa170.4268.4230.66.67kpa100.0187.2164.01.33kpa68.9150.0128.0蒸汽压(20),pa28.0〈1.33〈1.33凝固点，℃10.228-14.6水中溶解度（20℃）100%96.40%100%黏度（mpa..s)24.1（20℃）380（30℃）101（20℃）甲基二乙醇胺的化学分子式：CHCHOH2 2CHN3－CHCHOH2 2主反应：H2S+R3N===R3NH++HS-(瞬间反应)CO2+R3N (不反应)副反应：3CO2+H2O === H++HCO- (极慢反应)3R3N+H+ ===R3NH+(瞬间反应)R3N+H2O ===R3NH++OH-(慢反应二乙醇胺的化学分子式：CH2CH2OHNHCH2CH2OH主反应：2RNH+HS=== （RNH）S (瞬间反应)2 2 2 22RNH+HO+CO===（RNH）2CO2 2 2 2 2 3副反应：(RNH)2CO+HO+CO === 2RNHHCO2 2 3 2 2 2 2 32RNH+CO=== RNCOONHR2 2 2 22（RNH）S+HS === 2RNHHS2 2 2 2MDEACO2

的反应速率较慢，对HSMDEA2CODEACO度脱除CO2

2的目的，使净化气中满足CO2

2含量＜3%的要求。二乙醇胺（DEA）为仲40%,5%左右4、工艺流程和设备2.1从图中可见，所涉及的主要设备是吸收塔、汽提塔、换热和分离设备。（40％MDEA（45％）相比，可节约能耗25％左右。但在运行图2.1 典型的醇胺法工艺原理示意图我们将以第一净化厂为例，讲述天然气净化厂的主要工艺流程。天然气的总流程气总站的配气区，经过计量后输往各下游用户。各集气干线来气 清管区 集气区 脱硫单元各下游用户 配气区 脱水单元图2.2 各净化厂内天然气流程示意图清管区进行清管收球作业。集气区对高含杂质气流进行二次分离。脱硫单元利用重力沉降、过滤分离的方法除去含硫天然气中的游离水及固体杂质，然后采用化学吸收方法，脱除原料气中的硫化氢及部分二氧化碳。脱水单元进料气为脱硫单元来的湿净化天然气。采用99.6％（W）三甘醇（TEG）作脱水剂，脱除湿净化天然气中的饱和水，脱水后天然气外输至集配气单元。配气区量。1）天然气流程从集气区来的原料天然气经过重力分离器和过滤分离器分离出液体和固体MDEAHSCO2 2带的MDEA液滴后进入脱水单元。详细的流程示意图见图2.3。图2.3 脱硫单元内天然气流程示意2）甲基二乙醇胺溶液流程HSCO2 2HSCO2 2过贫富液换热器换热至85℃左右后进入再生塔顶，经加热、降压再生，解析出循环使用。再生用热源由蒸汽或热媒提供，重沸器的温度一般控制在110℃～115℃。装置或酸气焚烧系统，酸液打回流，以控制再生塔顶温度。图2.4 脱硫单元胺液循环流程（二、脱水单元1、天然气脱水的意义天然气在进输气管道中将逐渐冷却，天然气中的饱和水蒸汽逐渐析出形器的液体捕集器损坏。管道中有液体存在，会降低管线的输送能力。成管道内腐蚀，缩短管道的使用寿命，同时增大了爆管的频率。水在管道中容易形成水合物，堵塞管道，影响正常生产。为了保护天然气的长输管道，提高管线输送效率，天然气进入输气管道之前，必须进行脱水处理。2、天然气脱水的方法及特点学名三乙二醇醚，分子式为HO(CH2)2O·(CH2)2O·(CH2)2OH，主要物理特性见2.2沸器后，在常压、高温情况下将水分蒸发出去，再加上干气汽提,可得到浓度大99％的三甘醇贫液，贫液循环再利用。该工艺具有以下特点：(30～60℃损失小、投资和操作费用省等优点。品气的温度，减小了对长输管道管输能力的影响。物，保持溶液清洁，有利于装置长周期运行。可以避免专为三甘醇再生而设置中压蒸汽系统。表2.2三甘醇的物理特性相对分子量冰点℃密度(20℃)沸点℃理论热分解温度℃ 再生温度℃粘度Pa·s(20℃)150.2-7.21.1254 285.5206.7 176.7～20447.81033、脱水工艺流程和设备脱水单元主要的工艺设备有脱水塔（泡罩塔盘2.5图2.5 三甘醇脱水工艺原理流程图脱水单元的天然气流程从脱硫单元来的湿净化天然气进入脱水塔底，从下向上与从上而下的TEG贫液逆流接触，其中的H02中分离出携带的三甘醇溶液后进入集配气总站配气区。三甘醇循环流程甘醇富液换热后，再泵送至吸收塔循环使用。（三）硫磺回收单元硫磺回收装置是脱硫单元配套环保工程，主要是将脱硫单元脱除的酸气转化成硫磺，尾气进酸气焚烧单元焚烧后经烟囱排入大气。核心单元（反应单元）为系列连续化生产，辅助单元（硫成型单元）为间歇生产。主要生产装置有：硫回收单元、硫磺成型和包装、硫磺仓库10－27×104m3/dHS21.－3.4％（mol。12–30×104m3/dHS21.5－3.59％（mol。Clinsulf-DO1、Clinsulf-DOClinsulf-DO工艺由德国Linde公司开发，采用该公司独特的内冷式Clinsulf反应器将HS直接氧化为单质硫。该工艺允许酸性气体流量范围为2500～50000m3/hHS,HS2 21～20%,ClausClinsulf-Do一种选择性催化氧化工艺。HSO2 2而不发生H、CO及低级饱和烃的氧化反应。反应原理如下：2HS+3/2O=====SO+H02 2 2 22HS+SO=====3/xS+2HO2 2 x 22、工艺流程简述序号H序号HS（％）2反应器温度（℃）硫蒸汽冷凝点（℃）TI-1512(℃）备注O1/2HS0.42200℃2 2后，进入反应器中，在催化剂的作用下酸气中的硫化氢和氧气发生放热反应生HS2控制依据见下表，自反应器出来的硫蒸气经过硫冷凝器、硫分离器后，液态硫进入液硫储槽后，由液硫泵将液体硫磺输送到硫固化冷凝器，通过布料器均匀收集于包装料斗中。半球状颗粒硫磺从包装料斗中自由落下，由产品包装称自动包装，采用叉车送入硫磺仓库储存。尾气进入酸气焚烧单元焚烧后排放。详2.6。序号H序号HS（％）2反应器温度（℃）备注11.325921.526832.029242.531653.032463.4338表2.3硫磺装置尾气温度（TI-1512）控制依据11.3259180190-19521.5268192202－20732.0292206216－2218888008图2.6 硫磺回收流程示意3、产品硫磺性质及规格符合国家标准GB/T2449-92。外观：亮黄色纯度：水分：≤0.1％（wt）灰分：：≤0.03％（wt）有机物：≤0.03％（wt）（四）酸气焚烧单元HS2化成SO2

后排入大气。在硫磺回收装置建成以后，本单元主要处理