靖边气田属于中含CO2、低含H2S气藏，井口天然气中H2S含量呈“北高南低”分布，CO2呈“北低南高”分布[1]。天然气中H2S、CO2含量均超出GB 17820—2018《天然气》规定的商品天然气标准，必须经过净化处理后才能供给下游用户[2]。由于靖边气田原料气中CO2和H2S物质的量比在80以上，属于典型的高碳硫比、低含H2S的天然气，为达到国家商品天然气气质指标的要求，选用醇胺法进行脱硫脱碳[3-4]。
醇胺法是目前进行大规模气体净化的主流工艺[5-7]。醇胺化合物分子结构的特点是其中至少有一个羟基和一个胺基。羟基的作用是降低化合物的蒸气压，并增加其在水中的溶解度；而胺基则为水溶液提供必要的碱度，促进对酸性组分的吸收。其中，甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液在吸收H2S和CO2时发生的主要反应见式（Ⅰ）及式（Ⅱ）。
醇胺工艺装置在生产过程中，各类塔器均可能产生发泡现象[8-13]。发泡时塔内气液流动状态极不稳定，给装置的平稳运行和产品气气质带来不利影响[14-15]：轻则引起塔内压差上升、液位波动，造成产品气中总硫含量短时间超标；重则发生液泛，造成溶液损耗或处理量下降，甚至导致装置停产[16-18]。
消泡剂可以有效地解决装置发泡及拦液问题[19]。消泡剂的发展经历了有机类消泡剂、聚醚型消泡剂、有机硅型消泡剂及聚醚改性有机硅型消泡剂等。聚醚改性有机硅消泡剂等第四代消泡剂为目前使用效果最好的新一代消泡剂，其主要成分是聚醚和有机硅等有机物组分[20-22]。现场装置目前使用的消泡剂为进口聚醚改性有机硅型消泡剂KS-604，2023年，累计加注消泡剂量超过300 L，加注次数达到386次，导致运行成本较高。为了保证装置的长期稳定运行，解决进口物资采购受限和运行成本高的问题，急需寻找一款国产消泡剂进行替代[23]。
本研究为了对比不同类型消泡剂对模拟起泡胺液的消泡效果及影响，从共6类、18种消泡剂中优选出聚醚型消泡剂A-604，再通过室内实验分析对比A-604与KS-604的消泡性能，最后通过现场试验分析了消泡剂A-604的适用性，优化了消泡剂A-604的加注方案。
在温度为30 ℃、气速为500 mL/min、通气时间为5 min、压力为0.25 MPa的实验条件下，筛选评价了18种消泡剂。
主要试剂包括：质量分数为40%的MDEA溶液、质量浓度为50 mg/L的SWQ-03泡排剂、18种消泡剂（消泡剂的型号及类型见表1）。
主要仪器包括：氮气罐、流量控制器、水浴槽、发泡管、曝气管、恒温套管、支架、软管等，MDEA溶液消泡剂性能评价装置见图1。
在质量分数为40%的MDEA溶液中加入质量浓度为50 mg/L的SWQ-03泡排剂，在模拟起泡胺液中加入质量浓度为5 mg/L的消泡剂，考查不同消泡剂的消泡效果和胺液的表面张力变化情况。
实验结果见图2。由图2可知，消泡剂的消泡效果排序为：X-288G（聚醚）=A-830（硅聚醚）=KS-604（聚醚改性有机硅型）=A-182（聚醚）＞A-604（聚醚）＞X-288B（聚醚）＞289（复合型）＞ XDP-3（复合型）＞DT-804＞KMKXP-15（改性聚醚）＞ X-299（聚醚改性硅）。其他3种国产有机硅类消泡剂和3种聚醚型消泡剂因消泡效果较差，故未在图2中体现。整体来看，聚醚型消泡剂的消泡效果较好。
用现场胺液经过超滤处理后的溶液体系开展起泡、消泡实验，不同消泡剂类型对起泡高度的影响对比情况见图3。由图3可知，X-288G（聚醚型）、A-604（聚醚型）、SY-6521（聚醚型）的消泡效果较好。总体而言，聚醚型消泡剂的消泡效果较好，室内实验筛选出的3种消泡剂效果相当，因需要在现场开展试验，对比价格等因素后，最终选用消泡剂A-604在天然气净化装置上进行应用及效果评价。
目的：研究在不同消泡剂加量条件下胺液的起泡、消泡变化情况。
方法：取系统内发泡贫液1 L，加入不同用量的消泡剂，再通入一定流量的氮气，测量起泡高度和消泡时间。
实验试剂：消泡剂KS-604为淡黄色乳胶液，是一种微甜味、无腐蚀、无刺激、弱酸性的聚醚改性有机硅型消泡剂，其辛基酚聚氧乙烯醚质量分数为3%~10%，兼具聚醚型消泡剂和有机硅型消泡剂的优点，但价格极其昂贵。消泡剂A-604是一款聚醚型消泡剂，是一种非离子型表面活性剂，主要成分是聚醚酯、高级脂肪醇和混合液态烃等。脂肪醇类消泡剂具有良好的分散性和稳定性，消泡速度快，抑泡时间久。
实验仪器：发泡管（见图4）、悬浮物仪和油组分测量仪。实验条件为：常压、室温、气速为300 mL/min（因现场净化装置胺液发泡严重，故调整为此值）、通气时间为1 min。
分别在1 L胺液中加入不同量的消泡剂A-604，结果如图5所示。由图5可知，随着消泡剂A-604加量的增加，溶液的起泡高度和消泡时间均减少，悬浮物质量浓度增加；当消泡剂加量≥35 mg/L时，其消泡能力基本不变。
将进口消泡剂KS-604在相同的实验条件下进行实验，当消泡剂加量为5 mg/L时，起泡高度为35 mm，消泡时间为10 s；当消泡剂加量为10 mg/L时，溶液起泡高度为0 mm，消泡时间为0 s。
通过对比消泡剂A-604和KS-604的实验数据，发现A-604在加量较小时消泡能力较差。
目的：模拟检修周期内消泡剂加量达到最高时胺液的起、消泡性能及过滤对消泡剂的去除情况。
方法：单套天然气净化装置全年加注消泡剂300 L，系统溶液量为150~200 m3，消泡剂在胺液中最大质量浓度为1 500~2 000 mg/L。从装置上取3组MDEA贫液各1 L，分别加入2 000 mg消泡剂KS-604和消泡剂A-604中，测试起泡高度、消泡时间和悬浮物质量浓度，并对高消泡剂加量的胺液用中速滤纸过滤，测试过滤前、过滤后的起泡、消泡时间及悬浮物变化情况。
3组1 L胺液在高消泡剂加量下进口消泡剂与国产消泡剂的对比结果如图6和图7所示。由图6和图7可知，在用滤纸过滤后，两种消泡剂在起泡、消泡实验中的起泡高度与消泡时间均有所增加，说明装置的过滤系统能过滤掉部分消泡剂，从而降低消泡剂的效果。通过观察滤纸过滤速度和对比测定胺液过滤前后悬浮物，发现消泡剂A-604在胺液系统中留存较多，说明其在现场装置中留存时间更长。因此，随着消泡剂加量的增加，装置内消泡剂质量浓度升高，A-604能更好地发挥抑泡作用。
为了进一步分析消泡剂A-604的消泡性能，现场采样，通过恒温水浴箱设定温度后经过水管循环维持发泡管温度为30 ℃，氮气瓶管线通过六通阀，连接压力表维持压力为0.25 MPa，连接浮子流量计控制流量为500 mL/min，流量计通过管线连接曝气头，曝气头伸至零刻度线以下。实验模型如图8所示。
向胺液中加入配制好的消泡剂溶液后，在发泡管中加入250 mL待测胺液至零刻度线，打开流量计，保持流量为500 mL/min，曝气头开始曝气。5 min后，记录胺液发泡高度及断气后的消泡时间，消泡剂加量对贫液起泡高度和消泡时间的影响如图9和图10所示。
由图9和图10可知，当消泡剂加量＜20 mg/L时，进口消泡剂KS-604的消泡效果略好于国产消泡剂A-604，消泡时间差异不大；当消泡剂加量≥20 mg/L时，两种消泡剂的消泡效果和消泡时间相当；现场天然气脱硫系统中的胺液约为150~200 m3，当消泡剂加量为3~4 kg（约3~4天的消泡剂加量）时，消泡剂在溶液中的质量浓度≥20 mg/L，故可认为消泡剂KS-604和A-604的消泡性能相当。
目的：研究国产消泡剂与现场装置的适配情况，评价消泡剂A-604的现场试验效果，优化调整国产消泡剂A-604在现场的添加方式及添加量。
方法：在国产消泡剂加注前，装置天然气处理量约280×104 m3/d，原料气进脱硫塔压力约为4.85 MPa，脱硫溶液循环量为90 m3/h；在天然气净化装置上进行为期1个月的消泡剂A-604现场试验。当装置发生拦液时，将原有现场加入1 L进口消泡剂KS-604的方案改为加入同样体积的国产A-604消泡剂，且每天对现场的溶液开展起泡、消泡试验和悬浮物、油分试验，同时，在装置发生拦液时，观察脱硫塔的液位与压差情况。
试验结果显示，在每次添加消泡剂后的12 h内，溶液的起泡高度和消泡时间变化不大。装置发生拦液期间，加注消泡剂A-604后的脱硫塔压差与液位变化趋势如图11所示，2024年5月13日和17日，在装置发生拦液后加入消泡剂A-604，脱硫塔液位上升，压差下降，约10 min后系统恢复正常；5月21日、5月27日和5月31日，系统发生二次拦液，在第2次加入1 L消泡剂A-604后，脱硫塔液位再次上升，压差再次下降，约10 min后系统恢复正常；6月3日，将加注量增至2 L后，脱硫塔液位上升，压差下降，约10 min后系统恢复正常，且短时间内没有发生二次拦液。
试验前，在拦液期间加注进口消泡剂KS-604，脱硫塔压差与液位的变化趋势见图12。从图12可以看出，脱硫塔拦液加注进口消泡剂KS-604后，脱硫塔压差下降，液位上升，且速度较快。
通过图11和图12可知，国产消泡剂A-604在1个月内累计加注6次，累计加注量为9 L。对比前一年同月进口消泡剂KS-604的加注情况，国产消泡剂A-604累计加注量少，加注频次低。国产消泡剂A-604对现场胺液的抑泡效果优于进口消泡剂A-604，但在加注后期，装置发生拦液时国产消泡剂A-604对拦液处理速度较慢，且在短时间内还会发生二次拦液，需要再加注一次才能解决装置拦液的问题；根据现场拦液情况统计，设计加注消泡剂A-604的量为2 L/次。应用该加注方案后，装置运行过程中未发生二次拦液，拦液频次平均为每4天1次，最低为每7天1次。
为了研究消泡剂A-604对胺液吸收H2S和CO2的影响，统计了拦液期间的贫、富液及酸气的化验参数，见表2。
由表2可知，在测试期间，受到上游干线气量调整的影响，装置气量和气质均有所变化，酸气中H2S含量升高，甲烷含量下降，再生后贫液中H2S含量略有增加，悬浮物质量浓度下降，试验期间产品气中H2S和CO2含量达标，表明消泡剂A-604的加入对胺液吸收CO2和H2S的性能无影响。
根据现场试验效果，一个月内累计加注消泡剂A-604共6次，累计加注量为9 L。而2023年5月进口消泡剂KS-604累计加注30次，累计加注量为30 L（见图13）。消泡剂A-604的价格约（5~7）万元/t，消泡剂KS-604的价格约40万元/t。通过计算，将进口消泡剂KS-604更换为国产消泡剂A-604，单套天然气净化装置每月可节省费用约1.1万元，全厂每年可节省约132万元。
1） 室内实验效果表明，当消泡剂加量＜20 mg/L时，进口消泡剂KS-604的消泡效果略好于A-604，但消泡时间差异不大；当消泡剂加量≥20 mg/L时，两种消泡剂的消泡效果相当，消泡时间也相当。现场天然气脱硫系统中胺液总量约为150~200 m3，当加入3~4 kg消泡剂时，即可达到≥20 mg/L的消泡剂加量要求，故可认为消泡剂KS-604和A-604的性能相当。
2） 室内常温常压高加量消泡实验的结果表明，国产消泡剂A-604在现场装置中留存时间更长，随着消泡剂的加注，装置内消泡剂含量升高，A-604能更好地发挥抑泡作用。
3） 现场试验结果显示，相比进口消泡剂KS-604，国产消泡剂A-604在加量较低时消泡速度稍差，但其抑制发泡的持久性更好。
4） 现场装置加注消泡剂方案调整为2 L/次后，拦液频次减少为平均每4天1次，最低为每7天1次，降低了装置的运行成本，表明国产消泡剂A-604具备替换进口消泡剂KS-604的潜力。
2025, Vol. 54 Issue (1): 31-37 2025, Vol. 54 Issue (1): 31-37