高含硫天然气超重力脱硫技术研究

基于MDEA溶液和不同配比位阻胺溶液对H2S吸收容量的静态测定实验结果,在操作压力为8.3 MPa的超重力侧线试验装置上,考察不同气液比条件下MDEA溶液和优化配方的位阻胺溶液对高酸性天然气的选择性脱硫效果,同时考察了超重力机转速对溶剂选择性脱硫效果的影响。结果表明,几种溶剂中以8号溶剂对H2S的吸收容量最大,40 ℃和50 ℃条件下H2S的最大吸收容量分别为79.67 g/L和59.20 g/L,采用超重力脱硫工艺,可将天然气中硫化氢质量浓度由2.0×105 mg/m3降至100 mg/m3以下,在气液比95左右时,净化气中H2S、总硫质量浓度分别为19.8 mg/m3和32.27 mg/m3,CO2体积分数为0.38%,达到二类天然气指标要求。     

天然气脱硫技术

从天然气脱硫技术发展趋势来看,催化、吸附及生物脱硫都是比较先进的技术.随着天然气工业的发展,将会涌现出更多经济有效的新技术,同时也会促进传统脱硫技术的不断改进,从而达到更好的效果.物理方法脱硫不但能耗小,而且污染少,几乎无需在脱硫环节引入任何化学物质,既节约生产成本,又清洁生产,如膜分离技术和变压吸附技术等,是天然气脱硫技术的发展方向.     

中国石化镁法烟气脱硫技术进入实施阶段

近日，中国石化集团宁波工程有限公司与中国石化仪征化纤股份有限公司在仪征正式签署了220t／h锅炉烟气脱硫示范工程EPC总承包合同，标志着拥有中国石化自主知识产权的镁法烟气脱硫技术进入实际应用实施阶段。     

微生物脱硫技术在天然气净化中的应用

生物技术以其对环境污染小、无二次污染等优点受到各国重视,并已在很多领域得到应用。介绍了近几年国内外生物技术用于天然气净化领域的研究、应用现状和存在问题,以及与现有脱硫方法的经济对比情况。提出了今后该技术在此领域的应用前景、发展趋势、研究目标和相关领域的研究重点及难点。     

长庆气田含硫天然气脱硫设备及技术

长庆气田第一、第二天然气净化厂采用常规的MDEA法脱硫工艺,脱硫装置主要包括吸收塔、汽提塔、闪蒸罐、贫/富液换热器、溶液循环泵及富液过滤器等设备。在简述天然气脱硫工艺流程后,着重介绍了上述主要设备的结构型式和材质。提出充分考虑腐蚀因素影响;吸收塔采用更好的塔板,降低塔径、壁厚;采用液力透平回收高压富液的一部分能量;在橇装式脱硫装置中采用结构紧凑的板式换热器等改进建议。     

PDS技术在天然气脱硫中的应用

作为一种新的液相催化氧化法脱硫工艺,PDS技术与同类其它技术相比,具有工艺简单,成本低,脱硫效率较高的特点,适用于各种气体和低粘度液体的脱硫。本文在对PDS技术及技术进展情况进行简要评述的基础上,介绍了该技术在川西南气矿包35井用于天然气脱硫的使用情况,指出在实际应用中所取得的效果及存在的问题,同时提出改进建议。     

天然气脱硫处理技术研究

针对传统天然气脱硫处理技术在实际应用中,存在二氧化碳含量和硫化氢含量较高,无法满足天然气正常使用的问题,开展天然气脱硫处理技术研究.通过原料及试剂选择、处理仪器及装置选型和天然气脱硫工艺确定,提出一种全新的天然气脱硫处理技术.通过对比实验进一步证明,新的脱硫处理技术与传统技术相比能够有效降低处理后净化气中的二氧化碳含量...     

生物脱硫技术在西南油气田的应用前景探讨

对于中低含硫气体处理,目前已获得工业化应用的生物脱硫工艺只有两种：Shell-Papues／Thiopap和Bio-SR。其中,由于Sheu—Papues／Thiopap工艺的工业装置运行数量较多,操作经验丰富,技术较为成熟,而且已成功用于中低含硫天然气的处理,而中国石油西南油气田拥有大量的中低含硫分散天然气,因此可引进该技术用于这类天然气的处理。     

微生物脱硫技术在油气初加工系统中应用的可行性

由于大庆油田为低含硫地区，原油、天然气的预处理中都不包括脱硫工艺，所以天然气装置所生产的民用气、液化气含硫超标，而且系统中由于H2S等腐蚀性气体的存在，造成管线、设备腐蚀严重。目前应用较广泛的脱硫工艺有干法脱硫和湿法脱硫，虽然处理效果较好，但脱硫剂用量大，成本较高，而且存在二次污染。所以，迫切需要寻求一种高效、实用、方便、廉价的、适用于油气初加工领域的脱硫技术。本文重点介绍了微生物脱硫技术的原理及在国内外的发展现状，探讨了微生物脱硫技术在油气初加工系统应用的可行性。     

天然气脱硫用不可再生性脱硫剂技术进展

醇胺法是大规模天然气脱硫最经济也最有效的方法,但是,对于处理总量或潜硫量不大的天然气脱硫,用醇胺法就很不经济,并且操作也过于复杂,而与此相反,各种不可再生的脱硫剂技术由于其应用方便,经济而越来越受到人们关注,尤其是应用于分散单井的脱硫,不可再生的脱硫剂技术更具有无可比拟的优越性,文章评述了近年来国内外开发应用的各种不可再生的天然气脱硫剂技术,并对国外常用的15种脱硫剂进行了技术经济评价。     

常温精脱硫在天然气中的应用

介绍了湖北省化学研究院气体净化中心开发的常温精脱硫新技术在天然气中脱硫中的应用及其特点。     

含硫天然气处理新工艺

从酸性天然气中脱除硫化氢（H2S）的传统方法，首先是用一种溶剂处理气体，然后在克劳斯装置中从酸气中回收H2S。当采用三级克劳斯装置时，该法回收的硫可达到97％。对于硫磺生产能力小（最多到5t/d）的胺／克劳斯装置，由于燃烧设备（反应炉）的操作困难极多，所以，对于小规模的硫回收装置，通常采用投资费用、操作费用明显减少的硫回收装置还原工艺。许多不同的因素影响了气体脱硫技术的选择，比如组分、气体流量、环境硫回收率要求及CO2／H1S比率。     

湿法脱硫技术在天然气净化中的应用

脱除天然气中的H_2S是天然气净化的主要目的之一。当前工业上H_2S的脱除方法以Claus法系列脱硫工艺为主,但是该工艺存在高能耗、转化率限制、工艺复杂等问题。湿法脱除H_2S具有低能耗、工艺简单、处理量大等优点,该技术在国内外天然气净化领域被广泛应用。综述了湿法脱除H_2S技术的研究进展,总结了醇胺脱硫技术特点,介绍了新型离子液体、低共熔溶剂和Fenton试剂在脱除H_2S领域的最新应用,并对脱硫新技术进行了展望。     

天然气脱硫技术及其在大庆油田的应用

大庆油田目前油田伴生气处理已形成网络化 ,南北两大输气干网已经形成 ,集气管网各成体系 ,天然气公司引进的 16套油气处理装置及红压、南区、北压、喇压、中七浅冷等装置承担着油田大部分的伴生气处理任务。对上述处理装置进行分类 ,16套引进装置中 10 0 # 和15 0 # 甘醇脱水装置及 5 0 0 # 原油稳定装置均是为浅冷装置或压气站供气 ,因此大庆油田天然气的脱硫应优先考虑在浅冷装置后进行脱硫     

天然气凝析油脱硫技术获突破

日前,由西南化工研究院开发的用N -甲酰吗啉(NFM )脱除天然气凝析油中硫化物的新技术,通过了专家鉴定。鉴定认为,该项目属国际前沿技术,具有较好的推广前景。　　目前在国内工业上用汽油脱硫普遍采用催化氧化、吸附法、抽提氧化法和加氢脱硫等方法。加拿大等国家在2 0世纪80年代就开始利用NFM作为溶剂,采用新工艺进行含硫化物的天然气或合成气脱硫的新方法研究,结果表明该脱硫剂脱除力强、适应性广、脱除效率高,其投资较催化氧化等方法操作更简便、费用更低,加拿大已建成用NFM进行天然气脱硫的工业装置。目前,国内外尚未见到用N -甲酰…     

天然气脱硫技术

该技术根据氧化催化原理,在常温下将气体中的H2S直接转化为单质硫。该技术可以用于天然气、石油伴生气、炼厂气、煤制气及其他工业气体的脱硫．也可代替氧化锌保驾脱硫。     

自循环LO-CAT脱硫技术用于天然气处理站

LO-CAT工艺是在国外应用最多的络合铁法液相氧化还原脱硫技术,该法依靠螯合铁溶液将硫化氢转化成无害的元素硫。LO-CAT工艺主要用于处理低品质酸气,气体处理量从每小时几立方米到几万立方米,尾气中H2S含量小于1.42 mg/m3,是一套成熟的技术系统。塔河油田自循环LO-CAT装置酸气来源通常在50～130 m3/h之间变化,H2S平均浓度在23%～25%。实际运行中,装置H2S脱出率较高,处理过的天然气尾气H2S浓度能保证在设计指标以下,且装置占地面积小,工艺流程简单,设备少,控制回路少,系统安全系数高,开、停工及正常操作均比较容易,可在短时间内完成,运行费用较低。     

天然气湿法脱硫技术研究进展

为满足天然气管输和环保规范要求,原料天然气必须经过净化处理。天然气中的酸性气体主要是HgS和CO2,有时还含有少量的硫醇和硫醚等。H2S会腐蚀管道及设备,污染环境,而过量CO2会影响天然气热值,降低经济效益,因此,天然气脱硫脱碳技术备受关注。总结了目前占据主导地位的湿法脱硫技术,论述了物理吸收法、化学吸收法、联合吸收法和氧化吸收法中各主要工艺的原理、流程、优缺点及应用情况,同时介绍了几种具有良好发展前景的新型工艺,比如杂多酸法等。可以看到,醇胺法工艺成熟,脱硫效果显著,尤其是MDEA及其配方工艺,得到了广泛的应用;同时,各种新型技术也日臻完善,天然气脱硫技术正向着多元化的方向发展。