原油脱硫工程方案设计.docx
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原油脱硫工程方案设计
目录
1总论1
1.1设计依据1
1.2设计原则1
1.3遵循的主要规范、标准1
1.4研究范围2
2项目背景及建设必要性3
2.1项目背景3
2.2建设必要性6
3自然条件和基础数据8
3.1气象条件8
3.4基础资料9
3.5设计参数9
4设计方案10
4.1硫化氢腐蚀机理及除硫方法10
4.2脱硫方案18
4.3方案比选21
5主要工程量23
6投资估算24
6.1编制依据24
6.2投资估算结果24
7存在问题和建议25
1总论
1.1设计依据
1）《XXXXXXXXXXX原油脱硫工程项目建议书》，塔里木油田公司开发事业部轮南作业区2010年1月；
2）XXXXXXXXXXX现场收集资料。
1.2设计原则
1）符合国家及行业的现行设计规范和标准。
2）满足现场生产需要和安全环保要求。
3）充分利用已建设施，做好工程的衔接。
4）立足当前，兼顾长远，提高综合经济效益。
1.3遵循的主要规范、标准
1、
《输送流体用无缝钢管》
GB/T8163-2008
2、
《石油天然气工程设计防火规范》
GB50183-2005
3、
《油气集输设计规范》
GB50350-2005
4、
《输油管道工程设计规范》
GB50253-2003
5、
《石油天然气工程总图设计规范》
SY/T0048-2000
6、
《含硫气田安全输送规程》
SY6506-2000
7、
《大气污染物综合排放标准》
GB16297-1996
8、
《控制钢制设备焊缝硬度防止硫化物应力开
SYT0059-1999
裂技术规范》
9、
《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应
SY/T0599-2006
力腐蚀开裂的金属材料要求》
1.4研究范围
根据现场调研及与生产单位初步结合意见，本次方案研究内容主要是对XXXXXXXXXXX含硫原油进行脱硫。
2项目背景及建设必要性
2.1项目背景
XXXXXXXXXXX位于新疆维吾尔自治区巴州轮台县轮南镇西侧，主要负责轮古地区试采单井的稀油配送和原油中转，其中原油接收能力为1000吨/天，稀油配送能力为500吨/天。
XXXXXXXXXXX主要工艺流程和平面布置详见图2.1和2.2。
图2.1XXXXXXXXXXX主要工艺流程图
图2.2XXXXXXXXXXX平面布置图
XXXXXXXXXXX主要工艺流程介绍如下：
XXXXXXXXXXX来油大部分为XXXXXXXXXXX卸油台，另外还有12口单井来油（目前只有3口井在生产），经联合计量间（图2.3）汇入DN250生产汇管，再由气液分离器（图2.4）进行气液分离。
分离出的气作为燃料气、输送至气举井或直接去火炬燃烧。
分离出的油水混合液经5000m3热化学沉降罐和5000m3净化油罐进行油水分离。
分离出的油进入2000m3稀油罐进行掺稀，再输送至至下游处理。
分离出的水进入2000m3污水沉降罐，沉降后输送至注水井或去站外晒水池。
图2.3联合计量间
图2.4气液分离器
XXXXXXXXXXX来油详见表2.1。
混液总量1276吨，油量547吨，水量729吨，大部分为卸油台来油。
现场了解到，XXXXXXXXXXX最大日处理混液为1700吨。
表2.1XXXXXXXXXXX来油表
序号
名称
液量（t）
油量（t）
水量（t）
备注
1
卸油台来油
1098
518
580
2
LG15-6
注水
3
LG15-4
93
21
72
4
LG15-18
关井
5
LG15-3
66
6
60
6
LG15-5C
关井
7
LG15-15C
关井
8
LG15-11
关井
9
LG15-9
关井
10
LG15-8
关井
11
LG15-1
关井
12
LG15
关井
13
LG15-7
19
2
17
总量
1276
547
729
2.2建设必要性
由于XXXXXXXXXXX原油含硫化氢，5000m3热化学沉降罐、5000m3净化油罐、2000m3污水沉降罐、2000m3稀油罐、卸油台4座零位罐（4×50m3）、装油台10座高架罐（10×50m3）顶气相硫化氢均高达500ppm以上。
由于罐顶气相中含有H2S，当气体泄漏时极易造成工作人员中毒。
《含硫油气田硫化氢防护安全管理规定》中指明：
当空气中H2S浓度超过15mg/m3（10ppm）时应预警，并佩戴正压式空气呼吸器方可进入现场；当H2S浓度超过30mg/m3（20ppm）时应立即撤离现场，并采取相应防护措施。
原油中含有H2S，使金属表面受到非均匀性的电化学腐蚀，产生硫化铁腐蚀产物。
尤其是罐底边缘在自身压力的作用下产生硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）和应力导向氢致开裂（SOHIC），形成层状的剥落与局部的蚀坑，降低钢材强度，造成突然性的破裂事故，对安全生产造成潜在威胁。
从硫化氢高毒性对人员的伤害和强腐蚀性对设备的破坏考虑，XXXXXXXXXXX含硫原油脱硫工程非常必要。
3自然条件和基础数据
3.1气象条件
轮南油田位于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古族自治州轮台县内，距轮台县城东南方向约38km。
油田所处区域地势较为平坦，海拔高度930m左右，属暖温带大陆性气候。
降水稀少，夏季炎热，冬季干冷，春季升温快而不稳，秋季降温迅速。
年温差和日温差均较大，光照充足，热量丰富，蒸发强烈，无霜期较长，风沙活动频繁。
县境可分为平原和山区两个气候区。
气象资料详见表3-1。
表3-1气象资料表
序号
项目
单位
数量
备注
1
一般海拔高度
m
930
2
相对湿度
％
46
3
风速
年平均
m/s
1.8～3.1
最大风速
m/s
27
4
最大风频风向
NE
5
气温
年平均
℃
10.6
年平均最低
℃
-6.0
极端最高
℃
41.4
2000年7月12日
极端最低
℃
-25.5
1975年12月11日
6
降水量
年平均降水量
mm
65.6
冬季占8％
一日最大降水量
mm
45.7
1978年6月10日
最长连续无降水日
d
185
1970.8.17～1971.2.17
7
冻土
深度
一般冻土深度
cm
80
最大冻土深度
cm
120
8
日照
年平均日照时间
h
2658
年日照百分率
％
63
9
年平均蒸发量
mm
2070
10
最大积雪厚度
cm
21
1973年3月1日
11
年平均无霜天数
d
192
12
抗震设防烈度
0.15g
（相当于7度）
13
年雷电日
d
23.7
3.4基础资料
油品物性：
原油密度（20°C）：
0.889g/cm3
动力粘度（50°C）：
5.177mPa.s
含蜡（W%）:
2.6～7.19%
凝固点：
-28℃～26℃
硫化氢含量（气相）：
500ppm
3.5设计参数
计量站汇管操作压力：
0.45MPa
气液分离器操作压力：
0.37MPa
XXXXXXXXXXX最大日处理混液：
1700吨
4设计方案
4.1硫化氢腐蚀机理及除硫方法
4.1.1金属腐蚀的定义
金属腐蚀是指金属与周围介质发生化学或电化学作用而导致的变质和破坏，主要分为化学腐蚀、电化学腐蚀、细菌腐蚀和应力腐蚀。
化学腐蚀：
是指金属表面与非电解质直接发生纯化学作用而引起的破坏。
也就是说金属直接和介质接触引起的金属离子的溶解过程，在金属表面均匀发生，腐蚀速度缓慢。
钢铁在空气中或土壤里的腐蚀就属于这种情况。
这是一种氧化-还原的纯化学变化过程，即腐蚀介质中的氧化剂直接同金属表面的原子相互作用而形成腐蚀产物。
腐蚀过程中，电子的传递是在金属与介质间直接进行的，因而没有腐蚀微电流的产生。
电化学腐蚀：
是指金属表面与离子导电的介质（电解质溶液）发生电化学作用而产生的破坏。
也就是金属和电解质组成原电池所发生的金属电解过程。
任何一处按电化学机理进行的腐蚀反应至少包含一个阳极反应和一个阴极反应，并以流过金属内部的电子流和介质中的离子流联系在一起。
阳极反应，是金属离子从金属转移到介质中和放出电子的过程，阴极反应则是介质中氧化剂组分吸收来自阳极的电子还原过程。
金属与电解质之间存在一个带电的界面，与此界面有关的因素都会影响腐蚀过程的进行。
其实质是浸在电解质溶液中的金属表面上形成了以金属为阳极的腐蚀电池。
包括异金属接触产生的腐蚀原电池、钢管本身成分含量复杂产生的原电池、氧浓差产生腐蚀原电池、盐浓差腐蚀原电池和直流杂散电流腐蚀、交流杂散电流腐蚀。
细菌腐蚀:
细菌对钢铁的腐蚀机理较为复杂，但主要在一些土壤中有以下三种细菌参加腐蚀过程：
硫酸盐还原菌、硫氧化菌、铁菌三种。
应力腐蚀：
对应力腐蚀的机理看法不一，最常见的说法是在有应力部位存在某个缺陷点，即活性源，该点在电化学腐蚀和应力的共同作用下，产生裂纹，并快速向纵深发展。
应力腐蚀主要发生在罐底边缘等部位。
4.1.2硫化氢物理和化学特性
硫化氢的分子量为34.08，密度为1.539kg/m3。
而且是一种无色、有臭鸡蛋味的、易燃、易爆、有毒和腐蚀性的酸性气体。
H2S在水中的溶解度很大，水溶液具有弱酸性，如在1大气压下，30℃水溶液中H2S饱和浓度大约是300mg/L，溶液的pH值约是4。
H2S不仅对人体的健康和生命安全有很大的危害性，而且它对钢材也具有强烈的腐蚀性，对石油、石化工业装备的安全运转存在很大的潜在危险。
干燥的H2S对金属材料无腐蚀破坏作用，H2S只有溶解在水中才具有腐蚀性。
在湿硫化氢环境中，硫化氢会发生电离，使水具有酸性，硫化氢在水中的离解反应式为：
H2S＝H+＋HS－
HS－＝H+＋S2－
由于硫化氢在水中的离解，钢材产生电化学反应。
阳极：
Fe-2e→Fe2+
阴极：
2H++2e→2H→H2↑
阳极反应产物：
Fe2＋＋S2－→FeS↓
钢材受到硫化氢腐蚀以后阳极的最终产物就是硫化亚铁，该产物通常是一种有缺陷的结构，它与钢铁表面的粘结力差，易脱落，易氧化，且电位较正，因而作为阴极与钢铁基体构成一个活性的微电池，对钢基体继续进行腐蚀。
4.1.3硫化氢腐蚀机理
金属表面在硫化氢的离解作用下受到非均匀性的电化学腐蚀，生成硫化亚铁，形成层状的剥落与局部的蚀坑。
硫化氢对金属的腐蚀主要有氢鼓泡（HB）、氢致开裂（HIC）、硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）和应力导向氢致开裂（SOHIC）。
1）氢鼓泡（HB）
腐蚀过程中析出的氢原子向钢中扩散，在钢材的非金属夹杂物、分层和其他不连续处易聚集形成分子氢，由于氢分子较大难以从钢的组织内部逸出，从而形成巨大内压导致其周围组织屈服，形成表面层下的平面孔穴结构称为氢鼓泡，其分布平行于钢板表面。
它的发生无需外加应力，与材料中的夹杂物等缺陷密切相关。
2）氢致开裂（HIC）
在氢气压力的作用下，不同层面上的相邻氢鼓泡裂纹相互连接，形成阶梯状特征的内部裂纹称为氢致开裂，裂纹有时也可扩展到金属表面。
HIC的发生也无需外加应力，一般与钢中高密度的大平面夹杂物或合金元素在钢中偏析产生的不规则微观组织有关。
3）硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）
湿H2S环境中腐蚀产生的氢原子渗入钢的内部固溶于晶格中，使钢的脆性增加，在外加拉应力或残余应力作用下形成的开裂，叫做硫化物应力腐蚀开裂。
工程上有时也把受拉应力的钢及合金在湿H2S及其它硫化物腐蚀环境中产生的脆性开裂统称为硫化物应力腐蚀开裂。
SSCC通常发生在中高强度钢中或焊缝及其热影响区等硬度较高的区域。
硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）的特征：
在含H2S酸性油气系统中，SSCC主要出现于高强度钢、高内应力构件及硬焊缝上。
SSCC是由H2S腐蚀阴极反应所析出的氢原子，在H2S的催化下进入钢中后，在拉伸应力作用下，通过扩散，在冶金缺陷提供的三向拉伸应力区富集，而导致的开裂，开裂垂直于拉伸应力方向。
硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）的本质：
SSCC的本质属氢脆。
SSCC属低应力破裂，发生SSCC的应力值通常远低于钢材的抗拉强度。
SSCC具有脆性机制特征的断口形貌。
穿晶和沿晶破坏均可观察到，一般高强度钢多为沿晶破裂。
SSCC破坏多为突发性，裂纹产生和扩展迅速。
对SSC敏感的材料在含H2S酸性油气中，经短暂暴露后，就会出现破裂，以数小时到三个月情况为多。
硫化氢应力腐蚀和氢致开裂是一种低应力破坏，甚至在很低的拉应力下都可能发生开裂。
一般说来，随着钢材强度（硬度）的提高，硫化氢应力腐蚀开裂越容易发生，甚至在百分之几屈服强度时也会发生开裂。
硫化物应力腐蚀和氢致开裂均属于延迟破坏，开裂可能在钢材接触H2S后很短时间内（几小时、几天）发生，也可能在数周、数月或几年后发生，但无论破坏发生迟早，往往事先无明显预兆。
某出口管弯头硫化氢应力腐蚀开裂
4）应力导向氢致开裂（SOHIC）
在应力引导下，夹杂物或缺陷处因氢聚集而形成的小裂纹叠加，沿着垂直于应力的方向（即钢板的壁厚方向）发展导致的开裂称为应力导向氢致开裂。
其典型特征是裂纹沿“之”字形扩展。
有人认为,它也是应力腐蚀开裂（SCC）的一种特殊形式。
SOHIC也常发生在焊缝热影响区及其它高应力集中区，与通常所说的SSCC不同的是SOHIC对钢中的夹杂物比较敏感。
应力集中常为裂纹状缺陷或应力腐蚀裂纹所引起，据报道，在多个开裂案例中都曾观测到SSCC和SOHIC并存的情况。
4.1.4影响硫化氢腐蚀的因素
影响硫化氢腐蚀的因素主要有硫化氢浓度、湿度、温度、pH值和氯离子。
硫化氢浓度：
钢腐蚀速度随H2S浓度的增加而提高，在150ppm左右达到最高点；浓度大于150ppm后腐蚀速度降低：
浓度超过600ppm后，腐蚀速度基本不变。
湿度：
H2S溶于水后，吸附在钢表面的HS-加速阴极放氢，HS-和S2-阻滞氢原子结合成分子逸出，促进氢分子向金属内渗透。
温度：
当温度升高时，腐蚀速度加快。
但在较高温度下，溶解的H2S量减少，腐蚀速度呈下降趋势。
在22℃左右，钢对应力腐蚀则最敏感。
pH值：
随pH的增加，钢材发生硫化物应力腐蚀的敏感性下降，pH≤6时，硫化物应力腐蚀很严重；6＜pH≤9时，硫化物应力腐蚀敏感性开始显著下降，但达到断裂所需的时间仍然很短；pH＞9时，就很少发生硫化物应力腐蚀破坏。
氯离子：
在酸性油气田水中，带负电荷的氯离子，基于电价平衡，它总是争先吸附到钢铁的表面，因此，氯离子的存在往往会阻碍保护性的硫化铁膜在钢铁表面的形成。
但氯离子可以通过钢铁表面硫化铁膜的细孔和缺陷渗入其膜内，使膜发生显微开裂，于是形成孔蚀核。
由于氯离子的不断移入，在闭塞电池的作用下，加速了孔蚀破坏。
4.1.5硫化氢的清除方法
原油中硫化氢的清除方法主要有加药除硫和气提除硫两种。
1）加药除硫
加药除硫主要有加注无机碱、有机碱和高活性有机化合物三种类型。
加无机碱是在原油中加入NaOH，KOH或混合碱，中和反应除去硫化氢。
H2S+NaOH→NaHS+H2O
加有机碱在原油中加入胺（如MEA），中和反应除去硫化氢。
H2S+胺→盐
加高活性有机化合物是在原油中加入特殊结构的高活性有机化合物，可以与油中的H2S发生不可逆化学反应，生成水溶性的烷基硫化物，且易于从系统中分离。
H2S+脱硫剂→烷基硫
加注无机碱、有机碱和高活性有机化合物三种加药脱硫方法的优缺点比较详见表4.1。
表4.1三种加药脱硫方法优缺点比较
名称
优点
缺点
无机碱
1.反应迅速
2.设备简单，价格低廉
3.可单独使用，或结合使用
4.生成物热稳定性好，对金属无腐蚀
1.对H2S不具选择性，用量不宜控制
2.过量易造成碱性腐蚀，造成设备碱脆
3.影响原油破乳
4.增加燃料中的钠含量
5.对下游加工工艺有影响
有机碱
1.反应迅速
2.无钠
1.可逆反应
2.弱酸/碱平衡
3.H2S清除非特效
活性有机化合物
1.处理不同范围内的硫化氢，是不可逆化学反应，反应迅速
2.受温度影响小，常温及低温下即可脱硫
3.选择性脱除硫化氢，用量小，脱硫效率高
4.不腐蚀、不结垢、不乳化、不改变原油物性
5.反应产物为烷基硫化物，比油重，能溶于水，方便从系统中分离
6.对下游炼厂没有副作用
7.产品安全，是非易燃易爆品，对人体及环境无害
1.价格较高
2）气提脱硫
利用惰性气体（N2/CO2）从气提脱硫塔底部吹进，不断带走油气界面上的硫化氢饱和蒸汽，从而达到脱除原油中的硫化氢，降低原油腐蚀性、消除环境污染的作用。
气提除硫具有如下优点：
●纯物理原理，不影响原油品质
●对下游加工工艺没有影响
●不对设备造成额外腐蚀
气提除硫具有如下缺点：
●设备复杂，价格昂贵
●运行费用大
●受外界条件影响大
●引起油品蒸发损耗
●脱除硫化氢效率比加药除硫低
在下一节脱硫方案和方案比选中，将对加药除硫和气提除硫这两种原油脱硫方法进行详述，并进行技术经济比较，确定最佳方案。
4.2脱硫方案
4.2.1加药除硫方案
在联合计量间DN250生产汇管后，加注高活性有机化合物脱硫剂，工艺流程见图4.1。
图4.1加药除硫工艺流程
在5000m3热化学沉降罐、5000m3净化油罐、2000m3污水沉降罐、2000m3稀油罐、卸油台4座零位罐（4×50m3）、装油台10座高架罐（10×50m3）顶上加装高活性有机化合物脱硫剂雾化喷头。
通过硫化氢探测仪探测罐顶气相硫化氢浓度，如果硫化氢浓度超标（>20ppm），则将信号远传至脱硫剂联动装置，启动脱硫剂雾化喷头，将雾化高活性有机化合物脱硫剂喷入罐顶气，脱除硫化氢，防止气体泄漏时造成工作人员中毒。
罐顶雾化喷除硫化氢工艺流程见图4.2。
图4.2罐顶雾化喷除硫化氢工艺流程
加药除硫方案主要设备见表4.1。
表4.1加药除硫主要设备材料表
序号
主要设备材料
单位
数量
备注
1
药剂储罐
座
1
2
加药泵
台
1
3
硫化氢探测仪
个
18
4
雾化喷头
个
36
5
脱硫剂联动装置
套
2
在联合计量间生产汇管后加注高活性有机化合物脱硫剂和在罐顶雾化喷除气相中的硫化氢是加药除硫方案的两个组成部分。
生产汇管后加注高活性有机化合物脱硫剂是加药除硫的主体，主要脱除原油中的硫化氢，防止金属表面受到非均匀性的电化学腐蚀，尤其是罐底边缘在自身压力的作用下产生的硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）和应力导向氢致开裂（SOHIC）造成设备破坏。
在罐顶雾化喷除气相中的硫化氢是补充，主要脱除罐顶气相中的硫化氢，防止油气泄漏造成人员中毒现象。
4.2.1气提除硫方案
在联合计量间后，气液分离器之前，设置一座硫化氢气提塔，利用惰性气体（N2/CO2）从气提脱硫塔底部吹进，不断带走油气界面上的硫化氢饱和蒸汽。
惰性气体（N2/CO2）带走硫化氢后，从气提脱硫塔顶部输至硫化氢吸收塔，脱硫后输至气举井或去火炬燃烧。
脱硫原油从硫化氢气提塔底部输至气液分离器，气液分离后，进入热化学沉降罐和净化油罐。
惰性气体（N2/CO2）来源空气燃烧装置，烧净空气中的氧气，防止氧气和原油混合产生爆炸性气体。
空气烧净氧气后剩下N2/CO2，经过滤器、空冷器、缓冲罐、空压机进入硫化氢气提塔底部。
气提除硫工艺流程详见图4.3。
图4.3气提除硫工艺流程图
惰性气体（N2/CO2）和油水混液的气液比约为10sm3/sm3，XXXXXXXXXXX最大日处理混液为1700吨，来油密度0.889，体积流量约为2000sm3/d，这就需要每天20000方的惰性气体（N2/CO2）。
惰性气体（N2/CO2）来源空气燃烧装置，每天大约需要燃烧1000sm3天然气。
CH4+2O2→CO2+2H2O
另外，为了防止空气中的固体杂质带入原油，需要设置空气过滤器。
为了防止空气温度太高，加速油品蒸发损耗，需要设置空冷器。
气提除硫方案主要设备见表4.2。
表4.2气提除硫主要设备材料表
序号
主要设备材料表
单位
数量
备注
1
燃烧装置
台
1
2
空气过滤器
台
1
3
空冷器
台
1
4
空气缓冲罐
台
1
5
空气压缩机
台
1
6
硫化氢气提塔
座
1
7
硫化氢吸收塔
座
1
4.3方案比选
4.3.1技术优缺点比较
技术优缺点比较详见表4.3。
表4.3技术优缺点比较表
名称
优点
缺点
加药除硫方案（高活性有机化合物脱硫剂）
1.设备简单，反应迅速，效率高
2.不影响原油品质
3.对设备、人员无危害
1.每天原油流量波动大，且脱硫剂用量小，不宜控制，需要罐顶雾化除硫配合使用
气提除硫方案
1.纯物理反应，无任何副作用
2.不影响原油品质
3.对设备、人员无危害
1.设备复杂，反应慢，效率不高
2.难以控制气体用量
3.空气燃烧不完全，混入气提塔容易产生爆炸性气体环境危险
4.对周围设备、工艺造成影响
5.气提脱硫会引起油品的损耗
6.需要每天消耗1000sm3天然气
7.无法解决装卸油台油气中含硫化氢问题
4.3.2投资对比
投资对比详见表4-4。
表4-4加药除硫和气提脱硫投资对比表
方案
名称
工程投资
（万元）
其他费用
（万元）
预备费用
（万元）
总投资
（万元）
加药除硫
382.06
45.85
64.2
492.09
气提脱硫
604
72.48
101.5
777.95
加药除硫效率高，设备简单，施工方便，对设备、人员无危害，投资相对少，综合比较推荐采用加药除硫。
5主要工程量
主要工程量详见表5.1。
表5.1主要工程量表
序号
主要工程量
单位
数量
备注
1
药剂储罐
座
1
2
加药泵
台
1
3
硫化氢探测仪
个
18
4
雾化喷头
个
36
5
脱硫剂联动装置
套
2
6
无缝钢管DN20
m
200
7
无缝钢管DN50
m
200
6投资估算
6.1编制依据
1）中国石油天然气股份有限公司颁发的《石油建设工程项目可行性研究投资估算编制办法》（油计字[2006]945号）。
2）中国石油天然气股份有限公司颁发的《石油建设安装工程概算指标》2005年。
3）中国石油天然气股份有限公司颁发的《石油建设安装工程预算定额塔里木油田单位估价汇总表》2001年。
4）主要设备、材料费参照当前信息价格并按规定计算运杂费。
6.2投资估算结果
本次《XXXXXXXXXXX原油脱硫工程》投资估算详见表6.1。
表6.1投资估算表
序号
费用名称
单位
数量
估算价值（万元）
设备购置
安装工程
建筑工程
其他
合计
A
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