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��This paper reviews various purification methods of treating natural gas with high CO₂/H₂S ratio,and points out their merits and demerits,as well as application ranges.     

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磨溪气田自１９９１年投入工业性开采以来，在开采过程中井下管系与地面设备出现了严重的腐蚀问题，文章针对磨７０井井下管系的四种主要腐蚀特征进行了剖析，认为，造成腐蚀的主要原因是气田中含有Ｈ２Ｓ和ＣＯ２，这在整个磨溪气田都代表性。根据Ｈ２Ｓ和ＣＯ２对管系的腐蚀机理，对应采取的防腐措施提出了几点建议。     

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本文给出了计算H_2S、CO_2在单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二甘醇胺(DGA)、二异丙醇胺(DIPA)、甲基二乙醇胺(MDEA)、三乙醇胺(TEA)及二种化学物理溶剂[环丁砜(SF)—DIPA,环丁砜(SF)—MDEA)]等水溶液中溶解度所必需的拟平衡常数。这些醇胺水溶液的适用范围几乎覆盖了整个酸性天然气处理领域。也简要地介绍了H_2S、CO_2在一种新型溶荆一位阻胺AMP(2氨基2甲基1丙醇)水溶液中的溶解度数据。     

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本文讨论了由于环丁砜(SF)与水的物性本质差异导致了甲基二乙醇胺(MDEA)在环丁砜水中溶液中的pK_a值低于在水中的pK_a,使得H_2S、CO_2在环丁砜——甲基二乙醇胺水溶液中的溶解度和在MDEA水溶液中有明显不同。     

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采用复合吸收剂同时脱除低含硫天然气中Ｈ２Ｓ和Ｈ２Ｏ是经济而有效的一种方法。文章介绍在室内试验的基础上将复合吸收剂——ＭＥＡ＋ＴＥＧ混合物在大庆天然气公司１００＃天然气脱水装置（１５×１０４ｍ３／ｄ）上进行工业性试验，考查这种复合剂在原有装置流程、操作条件及设备不变的情况下，同时脱Ｈ２Ｓ和Ｈ２Ｏ的可行性。结果表明能达到预期的效果。     

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采用电化学方法模拟某含H₂S和CO₂的高温高压气井腐蚀环境,研究了咪唑啉衍生物对N80油管钢的缓蚀机理和缓蚀行为。结果表明：该咪唑啉衍生物能与介质中的硫化物共同与铁原子配位，产生稳定的吸附膜,属于阳极型缓蚀剂，其缓蚀机理为“负催化效应”，在较强的阳极极化条件下的脱附行为服从金属基底原子离子化溶解对缓蚀剂的冲击脱附模型，对裸钢或已经发生了腐蚀的油管钢都能起到较好的防护作用，能抑制H₂S导致的局部腐蚀。     

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文章通过对长焰煤、气煤、焦煤和无烟煤分别吸附CH₄、N₂和CO₂单组分气体的研究,探讨了不同煤级煤吸附3种单组分气体的特征以及相互间的差异性,发现CO₂/CH₄和CH₄/N₂值随煤级和平衡压力的变化而变化,并非简单的2倍关系。之后评价了几种常用吸附模型模拟煤吸附不同气体的效果,所选模型包括Langmuir方程、BET方程、D—A方程和D—R方程,优选出了更适合于描述煤吸附气体行为的吸附模型。研究结果表明,n=1时的D—A方程更适合于描述煤吸附CH4行为,Frendulich方程和Henry方程则适合于描述低煤级煤吸附N₂行为,而所选用的模型都不能合理解释无烟煤吸附CO₂的等温线在高压时出现的上翘现象。研究成果在煤层气的资源评价、产能预测、注气提高煤层气采收率技术以及CO₂在煤层中的封存技术等领域具有一定的科学意义。     

普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策

普光气田属高含H₂S、CO₂特大型海相气田,气层埋藏深,高含H₂S和CO₂,厚度为300～400 ｍ,在气藏储层研究、超深钻井技术、增产技术、井筒技术、地面工程技术等方面存在着某些世界级难题。为此,系统地分析了存在的主要技术问题,指出气藏地质、气藏工程基础研究亟待深化,安全、优质、快速钻井工程技术亟待配套提高,急需配套高含硫、巨厚气藏采气工艺和工程技术,高含硫气田的集输工艺技术还处于学习模仿阶段,“混合流体”的腐蚀机理及防护技术研究缺乏系统性和针对性,专用管材及设备国产化的研发有待加快,急需加快安全测控关键技术的研发和编制高H₂S气田开发的标准系列。还从气藏工程、钻（完）井工程、采气工程、集输工程、防腐工程和关键设备及材料等方面有针对性地探讨了重点攻关方向和关键技术。     

我国高含H2S/CO2气藏安全高效钻采的关键问题

我国高含H₂S/CO₂气藏天然气探明地质储量已经超过5000×10⁸m³，由于国内在高含H₂S/CO₂天然气藏钻探与开采方面缺乏系统的理论和成熟的工程技术，经常遇到系统失稳、压力失控、硫堵塞、工具失效及测试失败等棘手问题，不仅造成了巨大的直接经济损失，而且还严重制约了这类天然气藏的勘探开发与产能建设。为此，系统阐述了高含H₂S/CO₂气藏安全高效钻采的若干关键问题，包括：高含H₂S/CO₂气藏流体相态特征与渗流规律、元素硫积机理与防治、天然气水合物形成与防治、基于超临界流体相态与压力传递规律的井控及预报、高含H₂S/CO₂气藏安全开发模式等，以期为这类气藏的安全、高效生产提供帮助。     

高含硫气井酸压液体技术研究

通过对普光1井、普光2井岩心分析,确定该区域储层为纯碳酸盐岩储层,碎屑岩和粘土矿物含量很低,盐酸溶蚀率均在90%以上,研究确定采用以盐酸为基液的酸压液体系列技术,进行了不同酸液浓度对钢片的腐蚀试验分析,鲜酸和残酸腐蚀速率对比试验,饱和H2S的鲜酸和残酸腐蚀速率对比试验,筛选了合适的缓蚀剂,研发了适合该储层酸压条件的铁离子稳定剂和硫沉淀控制剂、助排剂。根据储层高温、高含硫、低孔与低渗的物性特征,研发并形成了适合储层酸压改造的前置液加胶凝酸多级交替注入的深度酸压工艺技术以及配套的酸压液体体系。为普光气田主体及周边储量评价和该类气藏的进一步改造提供了可靠的参数和技术支撑。     

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��The equilibrium solubility of sour gas mixture of H₂S and CO₂ in MDEA aqueous solution (2.5kmol/m³),had been determined at 40�� and 100��.The scope of partial pressure of H₂S is 0.03��149.35 kPa and that of CO₂ is 1��416.85 kPa.A solubility isoline chart of the sour gas mixture of H₂S and CO₂ is shown in this paper also.     

含H2S/CO2气田中基于腐蚀风险的管道完整性设计

管道系统的完整性管理贯穿于全生命周期,涵盖设计、建设、投产、运行、延寿各个阶段,设计是整个生命周期中的起点,因此,在管网设计中融入完整性概念十分重要。腐蚀是一种与时间有关的危害因素,将贯穿于管网系统的运行阶段,对于含H2S/CO2气田集输管网系统,腐蚀问题会影响管道完整性。针对H2S/CO2气田,介绍工程设计阶段材料选择过程中需要考虑的主要因素、腐蚀风险评估的方法以及腐蚀控制框架的基本要求,为管网设计期间融入基于腐蚀风险的管道完整性设计理念提供参考。     

高含H2S井地面计量全封闭流程工艺初探

为安全环保的开发高含H2S井,利用密闭空间带压流体单一流向的原理,高压地层流体首先通过分离器进行一级分离后液体进入缓冲罐进行二级分离,带有残存气体的原油再通过除硫装置进入环保罐进行三级分离。与此同时,借助H2S在线监测仪、大气环境监测仪、密闭环保罐监测仪对设备内的H2S进行实时监测,最终实现全部气体经过充分分离和燃烧,使得工作环境中的H2S含量低于安全限值。     

高压（含H2s）油水井测试防电缆脆断施工工艺改进

通过高压油水井测试施工工艺流程的改进，避免测试施工中出现电缆腐蚀和测井井下仪器落井事故的发生。该工艺可降低施工风险，提高测试成功率，适用于注水井特别是高压注水井剖面测试。     

高含H2S环境中CO2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响

通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂（SSC）、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,在H2S与CO2共存环境中和在H2S腐蚀环境中P110套管钢的强度（抗拉强度（bσ）和屈服强度（sσ））和延伸率（δ）下降,发生晶间断裂。与单一H2S环境相比,在H2S和CO2共存环境中钢的强度和延伸率下降程度较小、脆化率小、SSC敏感性低、氢渗透速率（J）小。在不同腐蚀环境中钢的氢渗透电流密度（J）都呈现随时间（t）延长急剧增加到峰值,然后缓慢下降直到出现稳态。在高含H2S腐蚀环境中,CO2提高了腐蚀产物膜的致密性,降低了膜中FexSy含量,减少了钢的氢原子渗透量,从而降低钢的氢脆敏感性。     

Optimal activated carbon for separation of CO2 from (H2 + CO2) gas mixture

Seven types of activated carbon were used to investigate the effect of their structure on separation of CO₂ from (H₂ + CO₂) gas mixture by the adsorption method at ambient temperature and higher pressures. The results showed that the limiting factors for separation of CO₂ from 53.6 mol% H₂ + 46.4 mol% CO₂ mixture and from 85.1 mol% H₂ + 14.9 mol% CO₂ mixture were different at 20 C and about 2 MPa. The best separation result could be achieved when the pore diameter of the activated carbon ranged from 0.77 to 1.20 nm, and the median particle size was about 2.07 lm for 53.6 mol% H₂ ? 46.4 mol% CO₂ mixture and 1.41 lm for 85.1 mol% H₂ + 14.9 mol% CO₂ mixture. The effect of specific area and pore diameter of activated carbon on separation CO₂ from 53.6 mol% H₂ ? 46.4 mol% CO₂ mixture was more significant than that from 85.1 mol% H₂ ? 14.9 mol% CO₂ mixture. CO₂ in the gas phase can be decreased from 46.4 mol% to 2.3 mol%–4.3 mol% with a two-stage separation process.     

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��This paper states the application s tuation of methyl diethanolamine (MDEA) process in gas desulfuration recently and discusses the technological process, the design of eguipment, the operation conditions and the research trends It is pointed out that as this process is superior in saving energy, it must be considerably developed in the years ahead.     

醚类助溶剂在超临界二氧化碳中的浊点压力及对二氧化碳-C16混相压力的影响

助溶剂和CO₂ 对提高原油采收率有着协同增效作用。研究超临界CO₂ -助溶剂体系的浊点压力和与原油的 混相压力,对于CO₂ 提高原油采收率及CO₂ 埋存有着重要意义。使用改进的CO₂ 相平衡实验装置,采用根据光敏 原理改进的测量方法,研究了3种助溶剂二乙二醇二甲醚（DDME）、三乙二醇二甲醚（TEDM）、四乙二醇二甲醚 （TGDE）在CO₂ 中的浊点压力,考察了温度、助溶剂加量、助溶剂类型的影响;然后将这3种醚类助溶剂和常见的 助溶剂乙醇对比,研究其降低CO₂ -C_{16/sub> 混相压力的效果。结果表明,随着温度的升高,DDME、TEDM、TGDE的浊 点压力逐渐升高,且呈现出低临界会溶温度（LCST）相行为。随着加量的增大,DDME、TEDM、TGDE的浊点压 力逐渐升高,但增幅较小。DDME、TEDM、TGDE的极性越来越大,其与CO2 之间的分子间作用力逐渐减弱,导致浊点压力依次升高。在3种结构相似的醚类助溶剂中,DDME的浊点压力最低,TGDE的浊点压力最高。当 DDME的质量分数为3.0%、温度为60℃时,浊点压力仅为10.14MPa。DDME降低CO2 -C16 混相压力的效果最 好,在50℃时,1.0%DDME可使混相压力的降幅达到11.25%,高于乙醇的10.62%。在温度低于50℃时,TEDM 的作用效果优于乙醇,但高温下乙醇效果略优于TEDM和TGDE。DDME具有较低的浊点压力和较好的降低混 相压力的能力,与CO2 具有较好的配伍性,也适用于地层压力较低的油藏。}