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摘 要： 伊拉克天然气处理厂在投运天然气处理厂脱硫单元期间，吸收塔频繁发生液泛，各参数大幅波动，造成产品气不合格而大量放空，同时造成下游发电厂不能正常运行，解决脱硫装置吸收塔液泛问题迫在眉睫。
关键词： 吸收塔;液泛;脱酸
一、引言
伊拉克天然氣处理厂（以下简称天然气处理厂）位于伊拉克米桑油田Buzurgan处理终端（BUT）南端，主要用来处理来自BUN，FAUQI和CPF的油田伴生气，伴生气中H2S平均含量2.1%（v），其处理过的天然气用作发电机发电。天然气处理厂设计日处理天然气200×104Nm3/d主要包含：气管汇、增压、脱硫、硫磺回收5个部分，脱硫单元采用湿法脱硫，以胺液（MDEA）作为脱硫剂。在投运天然气处理厂脱硫单元期间，吸收塔频繁发生液泛，各参数大幅波动，造成产品气不合格而大量放空。同时造成下游发电厂不能正常运行。
伊拉克米桑油田天然气处理厂脱硫单元于2018年2月27号投产开车，至4月30日脱硫单元吸收塔共发生液泛25次。液泛造成产品气不合格，3月和4月液泛共造不合格产品气放空达1016分钟，目前装置处理量100×104Nm3/d，则由液泛造成放空气量为：1016÷60×100×104÷24=70.5×104Nm3。
二、原因分析和要因确认
米桑油田天然气处理厂于2018年2月试车投产，无历史最好水平借鉴。米桑油田另有2列天然气脱酸装置（GSU），其工艺流程与天然气处理厂脱酸工艺基本一致，因此我们重点调查了另外2列脱酸装置（GSU）吸收塔运行情况，经调查得知，米桑油田脱酸装置（GSU）吸收塔液泛次数不超过2次/月。造成米桑油田天然气处理厂吸收塔液泛次数高的主要原因是胺液发泡，小组成员根据普光、元坝脱酸装置的运行经验，认为可以解决胺液发泡问题。
经过分析，造成脱硫单元吸收塔胺液发泡的主要因素有7项，操作人员经验不足、撇油槽堵塞、空冷器冷负荷过大、吸收塔脱硫剂选型不合适、胺液浓度大、胺液中烃类含量高、胺液过滤器滤芯脏堵。
班长协同对中控室内操岗操作人员进行模拟操作的考核，考核结果全部合格（75分以上合格），说明内操岗位人员可以胜任吸收塔操作。说明人员操作对胺液发泡这个症结的影响程度小，因此确认该因素为非要因。现场导通吸收塔撇油槽至闪蒸罐流程，稍开撇油管线上设置的导淋阀，可见液相顺利排出，说明吸收塔撇油槽可以顺利排油，没有堵塞，因此确认该因素为非要因。中控室检查贫胺液空冷器出口温度（TI1104）设定为40.5℃，处于自动控制模式，查看DCS电脑参数记录，该点温度TI1104始终稳定在40.5℃左右，现场检查就地温度表TG1104数值为39.5℃，说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度小，因此确认该因素为非要因。查阅资料和咨询设计单位得知常用脱硫溶剂有MDEA，DEA，MEA，DIPA，但目前国内外应用最广泛的是MDEA和以MDEA为主的复合脱硫剂，米桑油田中现有2套脱酸装置（GSU）使用同一型号、同一品牌MDEA效果良好。说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度小，因此确认该因素为非要因。天然气处理厂设计要求胺液（MDEA）浓度范围为：35%-45%，厂要求胺液浓度每天化验一次，小组成员查看了近2个月的化验记录（见图7），胺液浓度均在设计要求范围之内，说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度小，因此确认该因素为非要因。
由于现场化验室暂时不能分析胺液中重烃含量，小组将胺液闪蒸罐液位升高进行闪蒸罐撇油操作，从撇油槽中排出的液相中有明显的油水分层正常情况下，胺液中的烃类经过闪蒸作用，以闪蒸气的形式排出，胺液中很少含有烃，说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度大。检查DCS胺液过滤器压差趋势记录，发现PDIA1134（过滤器压差）从装置开车投产以来逐渐升高，目前数值为93KPa左右，厂家说明书建议滤芯更换压差值为200KPa。在现场胺液过滤器下游管线导淋阀取样，发现胺液较脏，说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度大。
最终确定了2条造成胺液发泡的主要原因：1、胺液过滤器滤芯脏堵，2、胺液中烃类含量过高。
三、问题解决
我们于2018年6月28日组织维保部门对胺液过滤器滤芯进行了更换 ，7天小组对过滤器下游管线进行胺液取样检查，均没有发现明显杂质存在。2018年6月28日，我们将闪蒸罐压力设定值修改为0.15MPa。在10天后小组进行了撇油作业，经过取样没有发现重烃，说明此项措施取得成效。
2018年6月28日，改造全部完成后，运行至10月30日，吸收塔共发生液泛8次，月均2次，解决了吸收塔频繁液泛的症结。
经过大家的努力，吸收塔液泛次数明显降低，在巩固期内试验撇油周期，经过几次试验，确认每月撇油1次即可满足生产要求。为了巩固取得的效果，小组对巩固措施进行了标准量化，建立了操作规程。通过本次活动，不仅提高了经济效益，还有效减少了装置放空造成的大气污染。我们用精湛的技术和服务，赢得了甲方和伊拉克业主的尊重和好评。
关键词： 吸收塔;液泛;脱酸
一、引言
伊拉克天然氣处理厂（以下简称天然气处理厂）位于伊拉克米桑油田Buzurgan处理终端（BUT）南端，主要用来处理来自BUN，FAUQI和CPF的油田伴生气，伴生气中H2S平均含量2.1%（v），其处理过的天然气用作发电机发电。天然气处理厂设计日处理天然气200×104Nm3/d主要包含：气管汇、增压、脱硫、硫磺回收5个部分，脱硫单元采用湿法脱硫，以胺液（MDEA）作为脱硫剂。在投运天然气处理厂脱硫单元期间，吸收塔频繁发生液泛，各参数大幅波动，造成产品气不合格而大量放空。同时造成下游发电厂不能正常运行。
伊拉克米桑油田天然气处理厂脱硫单元于2018年2月27号投产开车，至4月30日脱硫单元吸收塔共发生液泛25次。液泛造成产品气不合格，3月和4月液泛共造不合格产品气放空达1016分钟，目前装置处理量100×104Nm3/d，则由液泛造成放空气量为：1016÷60×100×104÷24=70.5×104Nm3。
二、原因分析和要因确认
米桑油田天然气处理厂于2018年2月试车投产，无历史最好水平借鉴。米桑油田另有2列天然气脱酸装置（GSU），其工艺流程与天然气处理厂脱酸工艺基本一致，因此我们重点调查了另外2列脱酸装置（GSU）吸收塔运行情况，经调查得知，米桑油田脱酸装置（GSU）吸收塔液泛次数不超过2次/月。造成米桑油田天然气处理厂吸收塔液泛次数高的主要原因是胺液发泡，小组成员根据普光、元坝脱酸装置的运行经验，认为可以解决胺液发泡问题。
经过分析，造成脱硫单元吸收塔胺液发泡的主要因素有7项，操作人员经验不足、撇油槽堵塞、空冷器冷负荷过大、吸收塔脱硫剂选型不合适、胺液浓度大、胺液中烃类含量高、胺液过滤器滤芯脏堵。
班长协同对中控室内操岗操作人员进行模拟操作的考核，考核结果全部合格（75分以上合格），说明内操岗位人员可以胜任吸收塔操作。说明人员操作对胺液发泡这个症结的影响程度小，因此确认该因素为非要因。现场导通吸收塔撇油槽至闪蒸罐流程，稍开撇油管线上设置的导淋阀，可见液相顺利排出，说明吸收塔撇油槽可以顺利排油，没有堵塞，因此确认该因素为非要因。中控室检查贫胺液空冷器出口温度（TI1104）设定为40.5℃，处于自动控制模式，查看DCS电脑参数记录，该点温度TI1104始终稳定在40.5℃左右，现场检查就地温度表TG1104数值为39.5℃，说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度小，因此确认该因素为非要因。查阅资料和咨询设计单位得知常用脱硫溶剂有MDEA，DEA，MEA，DIPA，但目前国内外应用最广泛的是MDEA和以MDEA为主的复合脱硫剂，米桑油田中现有2套脱酸装置（GSU）使用同一型号、同一品牌MDEA效果良好。说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度小，因此确认该因素为非要因。天然气处理厂设计要求胺液（MDEA）浓度范围为：35%-45%，厂要求胺液浓度每天化验一次，小组成员查看了近2个月的化验记录（见图7），胺液浓度均在设计要求范围之内，说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度小，因此确认该因素为非要因。
由于现场化验室暂时不能分析胺液中重烃含量，小组将胺液闪蒸罐液位升高进行闪蒸罐撇油操作，从撇油槽中排出的液相中有明显的油水分层正常情况下，胺液中的烃类经过闪蒸作用，以闪蒸气的形式排出，胺液中很少含有烃，说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度大。检查DCS胺液过滤器压差趋势记录，发现PDIA1134（过滤器压差）从装置开车投产以来逐渐升高，目前数值为93KPa左右，厂家说明书建议滤芯更换压差值为200KPa。在现场胺液过滤器下游管线导淋阀取样，发现胺液较脏，说明该因素对胺液发泡这个症结的影响程度大。
最终确定了2条造成胺液发泡的主要原因：1、胺液过滤器滤芯脏堵，2、胺液中烃类含量过高。
三、问题解决
我们于2018年6月28日组织维保部门对胺液过滤器滤芯进行了更换 ，7天小组对过滤器下游管线进行胺液取样检查，均没有发现明显杂质存在。2018年6月28日，我们将闪蒸罐压力设定值修改为0.15MPa。在10天后小组进行了撇油作业，经过取样没有发现重烃，说明此项措施取得成效。
2018年6月28日，改造全部完成后，运行至10月30日，吸收塔共发生液泛8次，月均2次，解决了吸收塔频繁液泛的症结。
经过大家的努力，吸收塔液泛次数明显降低，在巩固期内试验撇油周期，经过几次试验，确认每月撇油1次即可满足生产要求。为了巩固取得的效果，小组对巩固措施进行了标准量化，建立了操作规程。通过本次活动，不仅提高了经济效益，还有效减少了装置放空造成的大气污染。我们用精湛的技术和服务，赢得了甲方和伊拉克业主的尊重和好评。