朱洪林（中國石油西南油氣田公司川中油氣礦，四川 遂寧 629000）

0 引言

天然氣凈化裝置的設計壓力和處理能力由集氣、輸氣系統(tǒng)總工藝流程確定，裝置的操作彈性為設計負荷的50%～100%[1]。但在凈化裝置實際生產(chǎn)中卻會因各種原因，造成處理能力偏離設計的操作范圍。影響裝置處理能力的原因可能是單一因素引起，也可能多種因素綜合作用的結果；可能是原料氣氣質(zhì)（酸性組分、固液雜質(zhì)）、氣量變化造成的影響，也可能是裝置設備設施故障、溶液質(zhì)量下降或操作參數(shù)偏離規(guī)定的范圍造成[2]。文章通過收集相關故障現(xiàn)象，還原故障經(jīng)過，梳理出引發(fā)故障的本質(zhì)原因，制定恰當?shù)拇胧┗謴脱b置正常生產(chǎn)，為同類裝置處理類似問題提供借鑒。

1 故障現(xiàn)象

1.1 裝置概述

某天然氣凈化裝置設計處理含硫天然氣50×104m3/d，含硫天然氣主要成分除甲烷外，還含有2%的H2S，0.5%的CO2，裝置采用濃度為45%的MDEA水溶液作為脫硫溶劑，溶液循環(huán)量7～13 m3/h，再生塔頂溫度95～105 ℃，再生塔酸氣壓力80～100 kPa。脫硫裝置流程圖如圖1 所示。

圖1 脫硫裝置流程示意圖

1.2 現(xiàn)象描述

8月8日上午裝置生產(chǎn)正常，處理量在50×104m3/d左右，當日下午15:15 裝置處理量下降到48.54×104m3/d，隨后再下降兩次，處理量下降到44.28×104m3/d。之后的連續(xù)一周，裝置處理量繼續(xù)下降，最終下降到18.75×104m3/d。裝置處理量變化情況如表1 所示。

表1 裝置處理量的變化情況

2 原因分析

2.1 原料氣氣質(zhì)變化

查看8 月9 日、8 月11 日原料氣分析數(shù)據(jù)，原料氣硫化氫含量為25.81 mg/m3、25.16 mg/m3，原料氣二氧化碳含量為0.87%、0.79%，與7 月份裝置原料氣硫化氫平均含量25 mg/m3左右、二氧化碳含量0.8%左右比較，原料氣酸性組分含量無明顯變化。查看裝置原料氣重力分離器、過濾器，設備液位、差壓無明顯變化，查看溶液過濾器差壓和溶液顏色，均無明顯變化，說明原料氣氣質(zhì)穩(wěn)定，無固液雜質(zhì)夾帶情況發(fā)生。

2.2 胺液質(zhì)量

8 月11 日取裝置貧液樣品，肉眼觀察系統(tǒng)溶液清澈透明，呈淡黃色，無沉淀，溶液胺含量45.5%。為進一步了解裝置溶液質(zhì)量，取裝置貧液樣品送有資質(zhì)的檢測機構進行組分全分析，分析結果如表2 所示。

表2 裝置脫硫貧液分析報告單

從表2 可以看出，裝置系統(tǒng)溶液中有乙酸根、硫酸根這兩個指標偏高，且硫酸根近2 倍，說明裝置溶液發(fā)生了部分降解，貧液中熱穩(wěn)定鹽的累積，降低了有效胺的濃度，造成胺液脫除能力和效率下降[3]。

2.3 脫硫裝置其他參數(shù)變化

據(jù)了解，裝置8 月8 日上午生產(chǎn)正常，當時再生塔再生蒸汽用量為2.08 t，塔頂溫度102.2 ℃。下午技術人員下達指令要求裝置再生塔溫度控制在102 ℃以內(nèi)。于是操作人員在15:00 開始將再生蒸汽用量降為1.98 t，隨即再生塔頂溫度從102.2 ℃降為100.3 ℃，同時產(chǎn)品氣硫化氫含量、裝置處理量也相應發(fā)生了改變，表3 是裝置14 點到19 點的蒸汽用量、塔頂溫度、凈化度和處理量等參數(shù)的變化情況，圖2 為上述參數(shù)變化的趨勢圖。

表3 8 月8 日裝置部分參數(shù)統(tǒng)計表

圖2 8 月8 日裝置部分參數(shù)趨勢圖

2.4 綜合分析

從上述生產(chǎn)數(shù)據(jù)、分析數(shù)據(jù)及生產(chǎn)記錄進行事故經(jīng)過還原，開展綜合分析發(fā)現(xiàn)，裝置的各項參數(shù)變化是由調(diào)整蒸汽量開始的。8 月8 日技術人員發(fā)現(xiàn)再生塔頂溫度偏高，安排將再生塔頂溫度控制在102 ℃以內(nèi)，15:00 操作人員將裝置再生蒸汽用量降低0.1 t/h，大約10 min 以后再生塔頂溫度緩慢降低2 ℃，隨后產(chǎn)品氣中硫化氫含量持續(xù)增加，到16:50 硫化氫含量增加到5.85 mg/m3，接近產(chǎn)品質(zhì)量上限，于是操作人員降低原料氣處理量到46.32×104m3/d，凈化氣中硫化氫含量降低到5.61 mg/m3，裝置正常運行。運行一段時間后，再生塔頂溫度再次上漲超過102 ℃，于是操作人員再次降低再生蒸汽用量，再生塔頂溫度回落到102 ℃以下，之后凈化氣硫化氫含量開始上漲接近上限，操作人員不得已再次降低裝置原料氣處理量。這個循環(huán)持續(xù)下去后，再生蒸汽用量不斷下降，裝置原料氣處理量也不斷下降。

3 經(jīng)驗和教訓

本次裝置處理量下降的原因是不當生產(chǎn)參數(shù)調(diào)整引起的。首先在發(fā)出操作調(diào)整前，對本次調(diào)整的影響估計不足，重視度不夠，未能對參數(shù)調(diào)整可能引發(fā)的風險進行充分論證，其次在調(diào)整過程中裝置的生產(chǎn)參數(shù)變化的采取了不正確的應對措施，再有裝置運行異常后，未能及時與當前的參數(shù)調(diào)整結合分析，導致不良影響不斷擴大。

3.1 根據(jù)生產(chǎn)實際，確定適宜的再生塔頂溫度

裝置設計處理壓力4.0 MPa，硫化氫含量2%，二氧化碳含量0.5% 的原料氣50×104m3/d，設計循環(huán)量15 m3/h，再生塔頂溫度核定為（100±2）℃。但裝置在安裝過程中，再生塔出現(xiàn)標高錯誤，導致再生塔的操作壓力由60 kPa 上升到了90 kPa，由此再生塔頂溫度的操作溫度也從（100±2）℃上升到了（103±2）℃。操作指令的下達者在不了解裝置的實際情況的條件下，下達了錯誤的操作指令。

3.2 指令的執(zhí)行過程中，缺乏有效的糾錯措施

在操作層面，員工面對降低再生塔頂溫度控制在102 ℃以下的操作指令，僅僅是降低了0.1 t/h 蒸汽的操作，反應在操作參數(shù)的變化上就是再生塔頂溫度降到100.3 ℃，滿足指令要求，卻對該操作帶來的其他影響沒有多想。

在管理層面，技術人員下達指令后，操作人員的操作從現(xiàn)象上來說，達到了要求。技術人員明白該操作可能帶來的風險，安排分析人員對貧液中硫化氫含量進行了分析，分析結果顯示，貧液硫化氫含量為0.13 g/L，該含量滿足裝置對貧液中硫化氫含量的要求（<0.30 g/L），但比正常生產(chǎn)中的硫化氫含量（0.06 g/L）略高，但技術人員未對貧液硫化氫含量比正常生產(chǎn)時略高這一現(xiàn)象做進一步的分析分析，并采取適當?shù)募m偏措施。

在技術層面，貧液硫化氫含量低于工藝要求，卻出現(xiàn)了凈化氣中硫化氫含量偏高，分析這一現(xiàn)象表明裝置溶液活性不足。從裝置溶液的各項分析數(shù)據(jù)中發(fā)現(xiàn)有兩項指標超標，其他各項指標與參考指標相比，其值也偏大，接近參考值上限（見表2），表明系統(tǒng)溶液質(zhì)量較差，活性不高。技術人員在裝置后續(xù)異常情況的處置中，未能將凈化氣中硫化氫含量升高與溶液活性不高相聯(lián)系，造成處理問題方向性錯誤，延誤了異常情況的處置進度。

4 結語

（1） 胺液質(zhì)量是天然氣凈化裝置的關鍵控制因素，溶液質(zhì)量的變化，特別是活性降低，會改變裝置其他控制參數(shù)的控制范圍，在制定裝置關鍵參數(shù)控制范圍時應考慮這一因素的影響。

（2）在對裝置進行參數(shù)調(diào)整時，不僅要危害因素辨識的基礎上制定風險控制措施，還要隨時監(jiān)控過程的變化情況，分析相關參數(shù)的變化是否偏離通常狀況，研究偏離發(fā)生的原因并采取糾正措施，讓整個調(diào)整過程受控。