西北油田采油二厂员工对原油进入脱硫塔管线紧急切断阀进行检查。胡 强 摄

    □曹 俊  刘青山

    6月11日，顺北沙漠，云高天蓝，风停沙息。

    在五号联合站，西北油田石油工程技术研究院地面所副研究员李鹏和同事正在为液化气脱硫项目补充收集资料。这个活儿，他干了整整13年。

    站在一大群巨型罐体中间，仰望一座座在阳光下折射出耀眼白光的脱硫塔、丁烷塔,李鹏清晰记得在大漠里建起这些脱硫装置的所有细节。自2014年起，西北油田石油工程技术研究院组建技术团队，开始对脱硫工艺进行全面技术改造和升级。当时，负压气提脱硫与稳定一体化技术和混烃脱硫技术在国内外尚无相关报道。

    “就像打游戏，开局就挑了高难度的关卡。最初的工作是在没有建设先例、没有装置体系，甚至没有工艺方向的情况下开始的。经过不懈努力，现在我们有了超大型装置、成熟工艺，还有12项国家专利。两座脱硫装置投产验收时还被专家评为国际领先。”李鹏说。

    现在，他们正在开展液化气有机硫萃取法脱除技术项目攻关，尝试采用膜技术实现对液化气中甲硫醇的脱除。这又是一次从无到有的新挑战。

    负压气提脱硫技术

    灵感之光织成技术之虹，量的积累推动质的提升

    据统计，世界大多数油气田伴生的硫化氢含量普遍低于5万毫克/立方米，而在西北油田这个数值高达8.5万毫克/立方米。

    原油在集输中进行脱硫一直是西北油田开发的辅助工艺。原来的脱硫工艺和装置很简单，就是在一组大罐上架管线，压缩机大罐抽气后通过加药脱硫外输。这种化学脱硫工艺成本高、腐蚀性强，而且严重影响油品品质，每年仅脱硫剂就要花费上千万元。

    2009年，随着环保标准的提升和安全管理的规范，传统的化学脱硫技术面临淘汰。然而，当时国内各油田均无其他可替代工艺。于是，西北油田石油工程技术研究院“跨界”寻找技术方向，把目光投向了炼化领域。最终，一家炼油厂处理量并不大的微正压硫化氢脱除装置为技术人员打开了思路。

    运用这个装置的原理，技术团队形成了二号联每日可处理原油1.4万多吨的微正压气提硫化氢脱除工艺——将原油加热分离后送入脱硫塔，原油与塔下部逆向的干净气接触，硫化氢则被干净气从塔顶带入轻烃站处理。改造完成后，原油中残余硫化氢含量由原来的35~70毫克/立方米降到22毫克/立方米，装置的原油平均脱硫率达到68.76%。

    微正压气提硫化氢脱除工艺的先进性和实用性毋庸置疑，然而在技术团队看来，68.76%的脱硫率并不是最优解。在进行技术梳理时，有人灵光一现：“脱硫一次不行，那脱两次呢？”于是，技术团队又开始了两段气提硫化氢脱除工艺应用的研究，并在三号联落地实施，建成了单塔两段气提脱硫装置，工艺过程大致相近。

    2010年1月，西北油田组织技术专家对两段气提硫化氢脱除工艺进行现场评价，原油中硫化氢脱除率为79.1%，残余硫化氢含量小于15毫克/立方米。

    工艺叠加虽然使脱硫率有所提升，但效果有限。在期望获得更大的技术突破时，又是一个偶然的灵感为技术团队带来了新的契机。

    在查阅资料的过程中，技术人员从亨利定律（在一定温度下，气体在液体中的溶解度和该气体的平衡分压成正比）中受到启发，提出在脱硫塔内建立负压环境，通过降低硫化氢在原油中的溶解度来促进两者分离的想法。至此，对西北油田高含硫原油开发具有决定性作用的负压气提脱硫与稳定一体化技术雏形初现。

    该技术不但可在双平堰双溢流筛板塔内形成负压环境进行脱硫，而且基于硫化氢在稠油中溶解性、相平衡特性研究，从原油收率、原油蒸汽压、加热温度、综合能耗等多方面对比，建立了数模体系进行量化控制，脱硫率可达92.16%，处理成本由18元/吨降至2.2元/吨，净化油含硫化氢小于6毫克/立方米，1万吨原油可增加混烃50吨。

    混烃脱硫技术

    化学难题物理解决，油气至净确保大漠至美

    尽管负压气提脱硫技术已初步解决了原油中高含硫的难题，但多种硫化物随干净气冷凝后进入混烃中，又带来了新的挑战——除了含量0.68%的硫化氢，还有大量的甲硫醇等有害硫化物质需进行脱硫处理。

    国内油田混烃脱硫通常采用碱洗脱硫法，工艺简单、投资少，但存在处理成本较高、环保风险大的不足。西北油田每年仅处理巨量的含硫废水和碱渣硫化物，成本就十分惊人，而且使用的氢氧化钠净化剂与硫反应生成硫化钠，常有浓郁的臭鸡蛋味从厂区飘出，大煞风景。

    技术团队加快研发脚步，对净化药剂进行多轮次筛选调整，试图降低药剂对环境的影响。但试验结果要么是药剂难以发挥脱硫作用，要么仍会对环境造成污染，这就像一个悖论，总是难以两全。化工工艺离不开药剂，药剂无论如何改性似乎都跳不出这个“怪圈”。

    当时，混烃脱硫技术在国内鲜有报道，在走访了众多大型炼厂后，技术团队终于找到了一种用物理方法进行混烃脱硫的技术。化学难题用物理方式解决，这也许是脱硫技术环保突围的一条较好路径。

    2017年7月，在塔河油田三号联轻烃站，新建成的混烃分馏脱硫装置完成了一次精彩的“出圈”。

    在巨大的脱硫塔旁，两座丁烷塔并不起眼，但围绕它们展开的一系列工艺过程，完美消除了碱洗法混烃脱硫的缺陷——含硫混烃加热后进塔，利用分馏原理将硫化氢、部分混烃变成气相由塔顶带出；塔顶设置冷却和回流装置，待气相冷凝后，其中大部分的混烃又变为液相重新回流进塔，而硫化氢和少量的混烃则以气相进天然气处理系统进行脱硫处理。一系列流程之后，最终从塔底出来的混烃含硫量完全符合标准。当时的现场测试显示，混烃总硫脱除率达到95.5%。

    从此，曾经的异味消失了。石油工业与生态环境，在这片戈壁滩上共同谱出一首和谐发展之歌。

    液化气脱硫技术

    横的移植转化为纵的突破，理论之花结出技术之果

    当西北油田塔河区块脱硫技术成果频出、一路高歌猛进时，2021年2月2日，新投产的顺北五号联突然出现了液化气总硫超标的问题。同年3月，三号联轻烃站再次出现同样的情况。

    统计近一年的报告，技术团队发现原料气中有机硫含量逐渐升高，且组分以甲硫醇为主。在天然气处理装置后端的凝液回收单元，大量的甲硫醇残余汇集至液化气中，导致液化气总硫含量超标。他们分析后认为，这可能是油田开发后期地下流体物性发生变化造成的。

    出现问题就必须解决。如何实现液化气脱硫，又成为技术团队全力探索的新方向。和以往的每一次挑战一样，这一次仍没有任何先例可循，一切从零开始。他们从炼化企业的工艺里寻找实例线索，从相近学科的基础理论和领先技术中借鉴思路，努力让理论之花结出技术之果。

    经过多次研究探讨，技术团队受膜理论启发，把广泛用于液体处理的膜技术引入气相脱硫，对液化气有机硫萃取法脱除技术展开了专项攻关。膜技术的原理是利用膜的选择性分离实现料液不同组分的分离、纯化、浓缩。与传统过滤不同的是，它可以在分子范围内进行分离，并且是一种物理过程，不需要发生相的变化和添加助剂。

    然而，理论想要转化成实践成果，往往难以一蹴而就。目前，国内炼化企业虽已引入了这项技术，但仍需少量添加以氢氧化钠为主剂的碱液作为萃取剂，产生的污水直接进入污水处理系统。化学药剂的用量大大降低了，但仍未完全实现纯物理分离。

    引进该工艺，对于油田联合站来说，不仅存在配套污水处理系统增加成本的问题，而且采用不可再生的萃取液仍会造成环境污染风险。为此，技术团队采取了两步走规划：先从萃取液研制入手，研制出适合西北油田液化气物性的可再生UDS脱硫剂，确保整个分离过程环保无污染，同时实现液化气有机硫的脱除；等项目投运后，再进行物理方法的提升优化。

    据技术人员介绍，项目第一步的技术构想为“纤维膜反应塔+UDS脱硫剂”。在脱硫塔内，液化气和碱液顺着网状的金属纤维向下流，因附着力不同，碱液会先于液化气流动，再被纵横的金属纤维拉成一层极薄的膜，形成碱膜；液化气中的烃类在碱膜上发生充分的酸碱反应渗出，有机硫则析出进行特殊处理，使液化气的脱硫进入分子领域。这一技术传质效率高、接触面积大、设备投资少，且处理能力强。

    目前，该项目已完成实验室试验，有机硫脱除率在58.9%~70.5%，脱除后液化气总硫小于343毫克/立方米，满足液化气指标要求。