王福全 常小虎

    9月10日，顺北油田联合站生产数据显示，混烃脱硫单元运行近两个月以来，混烃总硫含量控制在0.016毫克/立方米，远低于规范要求的指标0.05毫克/立方米。该联合站采用的是西北油田自主研发的混烃分馏脱硫技术。截至目前，该技术已经在西北油田4座联合站应用，累计处理含硫混烃12万吨，产品硫含量达标率实现100%，综合创效4600余万元。

    据悉，该技术今年9月获得国家发明专利授权。与国外技术相比，混烃分馏脱硫技术具有流程短、投资低的显著优点，工艺流程将传统的3级流程优化为1级，单套装置可以降低建设投资1000万元，运行费用可降低成本87.5%。

    几年前，塔河油田12区的部分混烃在检测中，首次发现硫含量超标。混烃中硫含量超标，在国内油田开发中极为少见，相关的治理经验更是缺乏。

    塔河油田12区是西北油田原油上产的重点区块，原油处理后生产的混烃年产量多年保持在1.9万吨以上。硫含量超标将导致混烃品质下降，无法满足下游用户质量需求。同时，也会降低混烃等级，影响销售价格，造成效益损失。

    西北油田研究人员将含硫混烃净化作为重点研究方向，围绕解决脱硫、碱渣处理、低成本三个阶段进行攻关，实现了含硫混烃净化处理的多次突破。

    “我们自主研发了混烃碱脱硫工艺，脱硫效果良好。但脱硫过程中产生的副产品碱渣不仅不环保，而且难处理，这为推广应用新技术带来了很大阻碍。”西北油田分公司石油工程技术研究院地面规划研究所所长赵毅介绍。

    他们对国内外相关技术进行广泛调研，从多种方案中优选出微生物碱渣处理法，即培育特殊的菌种，利用微生物对硫化物的分解能力，实现碱渣的绿色处理。这一方案试验效果虽好，但在现场应用中，细菌无法大规模繁殖。分析发现是由于塔河油田的水质矿化度高，不利于细菌快速繁殖。

    研究人员又采用氧化法进行碱渣处理，但该技术处理过程中需要添加浓硫酸与催化剂，反应环境存在高温风险，安全性不能得到保证。研究人员再次转变思路，将复杂的化学反应脱硫方式转向物理法净化方式，终于探索形成混烃分馏脱硫技术。该技术采用气液平衡原理，利用组分沸点不同实现硫分离，脱硫处理后无二次衍生品，绿色环保。

    经过5年攻关，2018年，西北油田在塔河油田三号联合站现场试验混烃分馏脱硫技术并获得成功，这一突破实现了混烃硫脱除由化学法向物理法的转变，在国内属首次成功研发。2019年，混烃分馏脱硫技术获得集团公司科技进步奖二等奖，今年9月，获得国家发明专利授权。