我想知道天然气的脱水过程。
2原料气条件
哈萨克斯坦某油气处理厂伴生天然气的主要情况如下:
1)处理能力600×104m3/d(标准状态为0℃，101.325kPa，下同)；
2)压力为0.7MPa，为满足管道输送压力和净化工艺的需要，装置压力为6.8MPa经升压站升压后；
3)主要部件
成分
成分(摩尔%)
C1
75.17
C2
9.44
C3
7.21
补体第四成份缺乏
3.35
C5+
1.06
二氧化碳
0.71
H2O
0.51
H2S
36克/立方米
硫醇硫
500毫克/立方米
3商品天然气的技术指标
该厂的商业天然气将出口到国际管道，必须满足ост 51.40-93标准的要求。要达到的主要技术指标是:
1)厂压6.3MPa；
2)水露点≤- 20℃；
3)烃露点≤- 10℃；
4)硫化氢(H2S)≤7mg/m3；
5)硫醇硫(以硫计)≤16mg/m3；
6)低燃烧热值≥32.5MJ/m3。
4工艺路线的初步选择
根据原料天然气的条件和商品天然气的技术指标，工厂总工艺流程图如图1所示。
油田伴生天然气经增压站增压后，进入天然气脱硫脱水装置处理，需要脱除天然气中大部分H2S和RSH，以满足产品天然气中H2S和硫醇硫含量的技术指标。同时，需要脱除天然气中大部分的水，以满足天然气水露点的技术指标。同时，为了回收更多的液化气和轻油产品，脱水深度需要满足后续轻烃回收装置要求的水露点≤-35℃的要求。但原料气中CO2含量较低，为0.71%(mol)，商品天然气低燃烧热值≥32.5MJ/m3，可不考虑脱除。
天然气脱硫脱水装置处理的清洁天然气通过轻烃回收装置回收天然气中的轻烃(C3以上)，生产液化气和轻油产品，使商品天然气达到烃露点≤ -10℃的技术指标。
脱硫装置脱除的酸性气体主要由H2S、RSH、CO2、H2O等组成。，输送至硫磺回收装置回收硫磺，硫磺产品由硫磺成型设施生产。硫磺回收装置的尾气经尾气处理装置处理后，燃烧后排入大气。
本文以下部分主要讨论如何为脱硫脱水装置选择合理的工艺方案，使脱硫脱水装置产品气中硫化氢和硫醇含量合格，水露点满足商品天然气和后续轻烃回收装置的要求。
5脱水工艺方案的初步选择
常用的脱水工艺包括溶剂脱水和固体干燥剂吸附。溶剂吸收法具有设备投资和操作费用低的优点，更适合大流量的高压天然气脱水。其中三甘醇溶液脱水法应用最广，但其脱水深度有限，露点降一般小于45℃。固体干燥剂吸附法脱水的干气露点可低于-50℃。
由于本方案脱水装置中天然气的露点≤-35℃，很难实现溶剂脱水，因此需要采用固体干燥剂脱水工艺，如分子筛脱水工艺。
6脱硫、脱硫醇工艺方案的初步选择
本方案处理的伴生气含H2S 36g/m3，硫醇500mg/m3，天然气处理量达到600×104m3/d，处理量较大。目前，我国单台脱硫装置的最大处理能力仅为400×104m3/d/d..
常用的脱硫方法和醇法脱硫包括液体脱硫和固定床脱硫。
如果采用单一的固定床脱硫方法，如分子筛脱硫脱醇工艺，根据本方案待处理天然气的流量和含硫量，10天需脱除的硫化氢量为2.16×106kg，显然需要约500个DN3000的分子筛脱硫塔。
目前国内成熟可行的液体脱硫工艺是醇胺法。由于含硫天然气中同时存在硫醇，因此可以选择砜胺法脱除硫化氢和硫醇。该工艺成熟，可将天然气中的硫化氢脱除至≤7mg/m3，天然气中硫醇的平均脱除率为75%，因此产品天然气中硫醇硫含量为1.25mg/m3，达不到硫醇硫≤1.6mg/m3的技术指标。此时，可以使用固定床硫醇脱除工艺，例如分子筛硫醇脱除工艺，来脱除天然气中剩余的硫醇。
在该方案中，天然气中的硫醇也可以通过碱洗脱工艺脱除。为了减少碱的消耗和生产过程中产生的废碱量，在之前的乙醇胺脱硫装置中需要采用单乙醇胺工艺来脱除天然气中大部分的硫化氢和二氧化碳。
7脱硫脱水工艺方案的比选
根据5和6，脱硫脱水工艺有两种可行方案:
1)方案一:磺酰胺脱硫+分子筛脱水脱硫醇。
该方案的流程框图如图2所示。增压站增压后的含硫天然气进入磺酰胺脱硫装置，脱除几乎全部的H2S和75%的硫醇，然后进入分子筛脱水脱硫醇装置，脱除水分和残留硫醇。净化后的天然气由轻烃回收装置回收，以回收液化气和轻油产品。脱水脱硫醇装置中的分子筛再生气需要加压后返回砜胺脱硫装置进行脱硫，这是一个循环过程。
2)方案二:单乙醇胺脱硫+碱洗脱硫醇+分子筛脱水。
该方案的流程框图如图3所示。增压站增压后的含硫天然气进入单乙醇胺脱硫装置脱除几乎全部的H2S和CO2，然后进入碱洗脱硫醇装置脱除几乎全部的硫醇，脱硫后的天然气进入分子筛脱水装置脱水，净化后的天然气输送至轻烃回收装置回收液化气和轻质油品。来自脱水装置的分子筛再生气需要加压，然后返回脱水装置进行脱水，这是一个循环过程。
7.1方案一流程特点
1)磺酰胺脱硫装置采用环丁砜和甲基二乙醇胺水溶液作为脱硫剂，溶液的主要成分为甲基二乙醇胺、环丁砜和水，重量百分比为45:40:15，既有化学吸收又有物理吸收，还能部分脱除有机硫化物(硫醇平均脱除率在75%以上)。溶液中的甲基二乙醇胺对吸收H2S具有良好的选择性，减少了CO2的吸收，大大减少了溶液的循环量，降低了再生系统设备的规格和尺寸，如再生塔、贫富液换热器、溶液过滤器、酸性气体空冷器等。从而减少投资，减少再生所需蒸汽和溶液冷却所需循环水，节能效果更加显著。
2)分子筛脱水脱硫醇装置利用分子筛的吸附特性，选择性脱除天然气中的水和硫醇。与传统的碱洗工艺不同，分子筛工艺可以选择性脱除硫化氢和硫醇，但不能脱除CO2，与碱洗工艺相比可增加天然气外输2×104m3/d。
分子筛脱水和脱硫醇是不同的分子筛，两种不同的分子筛床一般布置在同一个吸附塔中。
7.2方案二的工艺特点
1)-乙醇胺脱硫是典型的化学吸收过程。该方法只能脱除微量有机硫，对H2S和CO2几乎没有选择性吸收。