阿斯特拉罕天然气处理厂选择性地脱除气体中的硫化氢

阿斯特拉罕凝析气田 (АГКМ )分离的天然气中 ,含有约 2 5%的H2 S和 14%的CO2 。从天然气中完全回收这两种组分而得到的酸性气———作为用克劳斯 (Клаус)方法生产硫磺的装置原料 ,其CO2 含量达 35% ,H2 S含量为 6 0 %。改用选择性回收H2 S的方法 ,能大大地提高H2 S在酸性气中的浓度并减少克劳斯装置所处理的气体量     

阿斯特拉罕天然气处理厂选择性地脱除气体中的硫化氢

阿斯特拉罕凝析气田(AГKM)分率的天然气中,含有约25%的H2S和14%的CO2.从天然气中完全回收这两种组分而得到的酸性气--作为用克劳斯(Kлаус)方法生产硫磺的装置原数,其CO2含量达35%,H2S含量为60%.改用选择性回收H2S的方法,能大大地提高H2S在酸性气中的浓度并减少克劳斯装置所处理的气体量.     

ExxonMobil公司计划建从天然气中脱除二氧化碳的工业示范装置

ExxonMobil公司计划将投入1亿美元以上资金，建用于从天然气中除去二氧化碳（CO2）的受控凝固区（CFZ）技术工业示范装置。这套装置位于怀俄明州LaBarge附近ExxonMobil公司的ShuteCreek处理厂，它将处理约1400万立方英尺／天的天然气（CH4、CO2、和H2S的混合物），分离出CO2和H2S后重新注入储存区。预期2009年投产。     

一种用于酸性气处理的溶剂Sulfinol-X

Sulfinol—X是一种新发明的酸性气处理溶剂,用于脱除H2S、CO2、硫醇、COS及有机硫化物。该溶剂可用于新设计装置或现有改造装置,其目的是增加装置处理量,减少能耗、化学品消耗和废物处理,     

压力与油管钢CO2/H2S腐蚀速率的关系

采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同CO2和H2S分压下油管钢N80、P110的CO2／H2S腐蚀进行了研究。结果表明,随着CO2分压的升高,两种钢的CO2／H2S腐蚀速率均单调增加;随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为3psi时取得最大值。     

CO2/H2S介质下的缓蚀剂研究现状

针对川渝地区油气田因同时含CO2和H2S所导致的腐蚀问题,综述了CO2／H2S介质下的缓蚀剂研究现状。介绍了多种抗CO2／H2S腐蚀的缓蚀剂以及他们在油田的应用情况。强调加强CO2／H2S共存时缓蚀剂研究的重要性,并提出了该类缓蚀剂的发展方向及要注意的问题。     

用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田环境中的H2S/CO2腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE 0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H2S/CO2腐蚀行为.结果表明,0.5Cr钢在CO2腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H2S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率.在CO2分压为2MPa、H2S分压为0.5MPa时,腐蚀速率仅为0.1523mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力.在H2S和CO2共存的环境条件下,0.5Cr钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO2腐蚀产物成分FeCO3.在该模拟条件下,H2S的腐蚀占主导作用.同时模拟油田工况条件的抗H2S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr钢具有良好的抗H2S应力腐蚀开裂能力.     

N80油管钢CO2/H2S腐蚀的阴极过程EIS分析

为了找出油管钢CO2/H2S腐蚀的阴极反应与腐蚀时间的关系,采用高温高压釜装置,辅以交流阻抗谱(EIS)测试技术,在100 ℃时,CO2分压180 psi和H2S分压2 psi的条件下,对N80油管钢在模拟油田采出液中CO2/H2S腐蚀的阴极过程进行了研究.结果表明,阴极反应的交流阻抗谱随着腐蚀时间发生变化.2 h和12 h后交流阻抗谱呈现单容抗特征,腐蚀以H2S腐蚀为主;36 h和72 h后出现Warburg阻抗特征,分析认为这是由腐蚀产物膜引起的.     

普通油井管钢在CO2和H2S共存环境中的腐蚀实验研究

采用高温高压腐蚀仪对普通油井管钢N80进行了CO2、CO2和H2S共存条件下的腐蚀实验,测量了平均腐蚀速率,结果表明:90℃时,CO2腐蚀环境中加入不同含量的H2S后,试样表面腐蚀状况有较大改善,腐蚀速率均有所降低;保持CO2分压恒定,随着CO2和H2S分压比增加,腐蚀速率在分压比为100时出现峰值;保持H2S分压恒定...     

对四川罗家寨气田高含CO2、H2S腐蚀的分析及防腐设计初探

针对四川罗家寨气田高含CO2、H2S的实际情况,通过对CO2、H2S腐蚀机理的分析研究,找出CO2、H2S腐蚀特点及其腐蚀速率的影响因素,并列举了国内外CO2腐蚀事故,进一步说明CO2腐蚀产生的条件及特征.认为四川罗家寨气田,H2S腐蚀应是一重要腐蚀因素,而不是主要腐蚀因素,其主要腐蚀因素是CO2腐蚀.选用耐腐蚀合金钢材料时,应以抗CO2腐蚀为主,兼顾抗H2S腐蚀及其他腐蚀.     

CO_2/H_2S对环氧涂层防腐性能的影响

利用高温高压釜模拟了某油田井况,对环氧涂层经过高含量CO2和H2S腐蚀前后EIS的变化和宏观、微观形貌变化及能谱进行了分析,研究了CO2和H2S共存对环氧涂层防腐性能的影响。结果表明,在CO2和H2S的相互作用下,环氧涂层发生失效,并随着温度的升高,涂层愈发加速失效。     

碳钢在高温CO_2/H_2S腐蚀时多层硫化铁膜的形成

H2S/CO2分压比在0～0.6之间,在含有CO2和H2S的高温(120℃)饱和氯化物盐水条件下,实验评价了碳钢的腐蚀性.实验总结了在这些条件下形成的腐蚀产品膜的特征.腐蚀实验于流动回路中、在10 m/s的流速下实施,相应的井内壁剪切应力是130 Pa.在无H2s的试验条件下,未见保护膜形成,发现大于30 mm/a的高的全面腐蚀速率.H2S/CO2溶液中腐蚀产物膜由几层不同的硫化铁组成,在一些情况下,还形成氧化铁和碳酸铁膜.当H2S/CO2比为0时,全面腐蚀速率为30-40 mm/a ;当H2S/CO2比在0.2～0.6之间时,全面腐蚀速率约为1mm/a.然而,随时间变化记录了略低的稳态腐蚀速率.H2S/CO2比在0.2时发生了坑蚀.     

咪唑啉在H2S/CO2腐蚀体系的缓蚀性能研究

通过静态挂片失重法和电化学极化曲线法,研究两种改性的咪唑啉衍生物缓蚀剂在饱和H2S／CO2腐蚀环境中的缓蚀性能。研究结果表明,两种缓蚀剂对饱和H2S／CO2腐蚀体系具有良好的缓蚀效果,使H2S／CO2腐蚀体系的自腐蚀电位发生正移,腐蚀电流密度减小,对碳钢腐蚀反应过程有良好的抑制作用。     

循环氢中杂质含量对汽油选择性加氢脱硫的影响

通过对3家炼厂OCT-M/OCT-MD装置在循环氢中不同杂质含量工况下加氢脱硫效果的对比,考察了循环氢中不同杂质(如H2S,CO和CO2)对FCC汽油重馏分加氢脱硫率和烯烃饱和率的影响。工业研究结果表明循环氢中较高浓度的H2S,不但影响脱硫率,而且因为硫化氢易与未反应的烯烃发生重排生成大分子硫醇,从而使硫醇含量增加。因此,工业装置应该将循环氢中的H2S质量分数控制在100μg/g以下;循环氢中CO和CO2对催化剂的加氢脱硫性能和烯烃饱和性能有一定的抑制作用,当循环氢中CO2的质量分数由5 900μg/g降低到1 600μg/g时,在相同脱硫率下,反应器入口温度降低10℃。当循环氢中CO的质量分数由11 000μg/g降低到2μg/g时,加氢脱硫率由57.3%增加到93.8%,烯烃加氢饱和率由26.8%增加到37.8%。因此,为了达到较高的加氢脱硫率,循环氢中CO和CO2的质量分数应控制在5μg/g以下。     

气井防腐措施中H2S和CO2浓度的现场可靠性测量

在现场正确测定气井内H2S和CO2浓度对腐蚀处理具有重要意义,同时对于管材的合理选择也格外重要.在气体样本储存期间的H2S损耗问题给现场测定提供了必要性.对在井场测定和确认H2S和CO2值的若干种方法进行了研究.     

固定床工艺脱除COS和H2S的灵活性

英国的苏格兰壳牌公司使用BASFMDEA工艺设计了处理来自北海既含CO2又含H2S的酸气。这套装置可有选择性地脱除CO2和H2S。它既能脱尽H2S，又能保证CO2的含量达到要求值，以符合“英国天然气”的标准，保还其热值和Wobbe指数不受影响。     

高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响

利用美国Cortest公司高温高压反应釜模拟高含硫油气田H2S/CO2及醋酸共存环境,在流动高矿化度饱和H2S/CO2介质中进行试验,辅以SEM、XRD、动电位扫描及交流阻抗等表面分析和电化学技术,探讨了高温高压及醋酸环境中H2S对油管钢CO2腐蚀行为的影响.结果表明:普通N80油管钢在单一CO2腐蚀速率较高,达到5....     

计算三甘醇中酸性气体溶解度的方法

含硫天然气采用三甘醇脱水时,三甘醇会溶解H2S和CO2,导致三甘醇脱水装置循环系统和再生系统的腐蚀速率增加,同时也增加了三甘醇的变质速率。本文介绍了三种用于计算三甘醇中H2S和CO2溶解度的方法。E．WICHERT和G．C．WICHERT图解法适用的温度范围约为25℃≤t≤75℃,H2S和C02的压力适用范围分别为50kPa≤P≤3000kPa,100kPa≤P≤6000kPa。AlirezaBahadori和KhalilZeidani提出了新的用于计算三甘醇中H2S和C02溶解度的方程。对于H2S溶解度的计算,该方程的适用范围为50kPa（绝压）〈P〈2000kPa（绝压）,t〈130℃;对于CO2溶解度的计算,不同的温度、压力范围采用了不同的计算方程。通过与实验数据的对比,该方程计算H2S和CO2溶解度的最大平均绝对偏差分别为3．03％,1．94％。最后介绍利用HYSYS模拟计算脱水过程中三甘醇中H2S和CO2的溶解度。     

阿斯特拉罕天然气处理厂

阿斯特拉罕凝析气田(AГKM)分率的天然气中,含有约25%的H2S和14%的CO2.从天然气中完全回收这两种组分而得到的酸性气--作为用克劳斯(Kлаус)方法生产硫磺的装置原数,其CO2含量达35%,H2S含量为60%.改用选择性回收H2S的方法,能大大地提高H2S在酸性气中的浓度并减少克劳斯装置所处理的气体量.     

低浓度酸性气回收处理控制难点与对策

在简要介绍镇海炼化分公司两套采用常规Claus＋SCOT尾气处理硫磺回收装置（Ⅳ、Ⅴ硫磺）工艺技术特点的基础上，对处理低浓度酸性气（即H2S含量低，CO2含量高的酸性气）的工况变化进行分析，提出了处理低浓度酸性气时的主要控制难点和对策措施。低浓度酸性气中富含的CO2在反应炉中燃烧会直接导致反应炉温度下降和过程气中羰基硫含量的增加，如果不及时采取措施加以解决，将会造成装置能耗增加，并且使净化后尾气中H2S浓度和烟气中SO2排放浓度上升，影响装置高效、环保运行。以上不利影响可以通过改变反应器温度、优化脱硫单元操作、分流低浓度酸性气等对策加以克服。