高含硫天然气净化技术现状及研究方向

高含H₂S和CO₂的“双高”天然气净化技术面临天然气气质和尾气排放标准的双重挑战,脱除有机硫,减缓溶剂变质。进一步提高硫磺回收装置总硫回收率是“双高”天然气净化技术面临的主要问题。在回顾国内外高含硫天然气脱硫脱碳和硫磺回收技术现状的基础上,分析了现有高含硫天然气净化技术存在的问题,即硫、碳含量“双高”天然气净化脱硫溶剂循环量大、装置能耗高、脱硫溶液易变质、新标准下硫磺回收尾气排放难以达标和硫磺回收装置效率难以提升等,进而提出了物理溶剂脱硫脱碳技术、天然气脱硫脱碳溶剂变质与复活技术、高效H₂S直接氧化工艺技术和天然气中COS水解技术等新的研发方向,以期形成适用于“双高”天然气净化的系列配套技术,助推我国高含硫天然气的高效开发。     

万州分厂商品天然气总硫达标技术研究

针对中国石油西南油气田公司高含硫气田开发过程中的有机硫特别是高浓度羰基硫脱除问题,以天然气净化总厂万州分厂为例,分析了目前原料气和净化气组成现状、设计与实际运行情况,指出羰基硫脱除是万州分厂产品天然气总硫达标的关键技术难题,解决方法为:①利用高效脱硫溶剂,但会损失产品气量,影响下游硫磺回收装置燃烧炉稳定运行;②利用组合...     

高含硫天然气净化新工艺技术在普光气田的应用

普光气田的天然气具有高含H₂S和含CO^₂及有机硫的特点,天然气净化难度大。为满足高含硫天然气净化的要求,普光天然气净化厂采用了MDEA法脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理的天然气净化工艺路线。同时,在国内首次应用了气相固定床水解脱除羰基硫（COS）、中间胺液冷却、MAG^R液硫脱气等国际先进的天然气净化新工艺和专利技术,通过不断地摸索及优化工艺参数,解决了原料气脱除有机硫、CO₂选择性吸收、液硫深度脱除H₂S等技术难题;还应用了溶剂串级吸收和联合再生工艺、能量回收利用等多项技术,通过优化调整胺液循环量、降低能耗等手段,降低了操作费用。高含硫天然气净化新工艺技术应用于普光气田后,净化装置运行稳定,净化气质量超过设计要求,达到了国家标准一类气的指标。     

高含硫天然气净化装置硫冷器失效分析及防护

介绍了高含硫天然气净化装置二级、三级硫冷器的结构及运行工况,该硫冷器在装置投产运行期间发生多次泄漏,导致硫磺回收单元频繁停工,同时也影响了下游尾气处理单元的正常运行,已严重威胁装置的长期安全稳定运行。为此,针对天然气净化装置硫冷器开展腐蚀失效分析,找出其腐蚀泄漏原因并提出了预防措施,确保装置长周期安全运行。     

基于GB 39728-2020的硫磺回收装置尾气达标排放改造对比分析

目的随着GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》的正式发布,天然气净化装置克劳斯及其延伸类硫磺回收工艺必须增加尾气处理装置才能满足排放标准的要求。通过探索增设尾气处理工艺运行过程的调整方法,减少对天然气净化厂运行的影响,使尾气排放达标。 方法通过对增设尾气处理装置运行前后硫磺回收装置的系统回压、处理负荷、公用辅助装置的运行造成影响的对比分析,重点阐述了硫磺回收装置开停车的影响,统计了新建尾气处理装置对天然气净化装置增加的生产成本,指导调整装置运行。 结果增设尾气处理工艺后,尾气中SO₂排放浓度大幅度降低,完全满足排放标准的要求,有效解决了硫磺回收装置开停车过程中尾气SO₂排放浓度较高的问题。 结论通过统计分析增设尾气处理工艺对天然气净化厂生产运行的影响,为尾气处理工艺在天然气净化厂的应用总结经验,使装置达到高效、环保、平稳运行。      

天然气净化工艺设计要点

目前,高含硫的天然气处理难度较大,因此天然气净化成为一个重要的课题。通过描述某页岩气田的净化工艺流程,绘制流程图,对整个净化过程进行详细介绍和分析。某页岩气田利用重力沉降、过滤分离的方法,除去天然气中的游离水和机械杂质,然后采用化学吸收法—MDEA脱硫工艺,将原料气中硫化氢和总硫分别处理到20mg/m~3和200mg/m~3。脱硫后天然气为湿净化天然气,采用三甘醇作脱水剂,脱除湿净化天然气中的饱和水。脱硫工艺产生的酸气,进入硫磺回收及尾气处理工艺。硫磺回收采用SuperClaus99工艺(分流法),总硫回收率为99%,尾气燃烧处理。     

硫磺回收装置加氢还原尾气超重力脱硫工艺技术研究

还原吸收尾气处理工艺广泛应用于硫磺回收装置含硫尾气处理,是减少尾气中SO_2排放最为有效的方法之一。硫磺回收装置加氢还原尾气的显著特点为:压力低,碳硫比高,要求吸收过程硫化氢脱除率高,同时具有吸收选择性。利用超重力技术强化传质及气液接触时间短等特点,将超重力技术应用于加氢尾气脱硫工艺中,考察了转速、气液比、贫液温度、气体流量等操作参数对脱硫性能及CO_2共吸收率的影响。结果表明,超重力技术应用于硫磺回收装置加氢还原尾气脱硫工艺中优势显著。     

天然气净化厂尾气达标排放对策

近年来,有关部门相继出台了严格的硫磺回收装置尾气排放控制指标,天然气净化厂硫磺回收装置尾气排放达标面临着巨大的压力和严峻的挑战。为此,对比了加拿大和美国天然气净化厂尾气SO2排放标准,分析了我国天然气净化厂尾气SO2排放执行标准的制订现状,以中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）为例,对其现有的天然气净化厂尾气处理装置进行了技术经济性对比分析,并基于对技术先进性和经济合理性的综合考虑推荐了改造工艺。研究结果表明：①天然气净化厂硫磺回收率指标,我国明显高于欧美国家;②针对西南油气田各天然气净化厂特点,提出了升级溶剂并优化运行参数、有机胺法SO2吸收技术改造、络合铁液相氧化还原技术改造和关停等4种改造方案,预计改造投资为5.59亿元;③对于硫磺回收规模较大（超过200 t/d）的天然气净化厂,建议选用还原吸收类工艺;④对于硫磺回收规模中等（5～200 t/d）的天然气净化厂,建议选用有机胺法和SO2吸收工艺;⑤对于原料气中低潜硫量（不足10 t/d）的天然气处理装置,建议采用液相氧化还原工艺。结论认为,按推荐工艺改造完成后,西南油气田所有的硫磺回收装置尾气SO2排放均能满足国家标准的规定,并且能达到国际先进水平。     

柴油加氢精制装置节能优化分析

中低含硫天然气脱硫技术目前主要包括:干法、络合铁法和生物法(正在大力开发中的)。相对于传统的(醇胺法脱硫+克劳斯法硫磺回收+尾气处理)工艺路线,它们具有净化度高,能耗较小,投资较少,环境友好等特点,可按不同工况广泛应用于边远分散气井所产天然气脱硫、醇胺法装置产生的酸气及克劳斯装置的尾气达标处理等的工艺领域。     

对中低含硫天然气脱硫技术的认识

中低含硫天然气脱硫技术目前主要包括:干法、络合铁法和生物法(正在大力开发中的)。相对于传统的(醇胺法脱硫+克劳斯法硫磺回收+尾气处理)工艺路线,它们具有净化度高,能耗较小,投资较少,环境友好等特点,可按不同工况广泛应用于边远分散气井所产天然气脱硫、醇胺法装置产生的酸气及克劳斯装置的尾气达标处理等的工艺领域。     

降低硫磺装置尾气中SO_2排放的措施分析与探讨

随着污染物排放标准的日益提高,为降低硫磺回收装置排放尾气中的SO_2浓度,从实际出发,分析和探讨了相应的减排措施:升高反应炉炉膛温度、控制好CLAUSE反应炉配风比例和降低硫冷凝器出口温度等,提高硫磺装置系统的硫收率;将部分自产净化尾气作为液硫鼓泡脱气的汽提气,并把含硫废气进行加氢处理,高效净化硫磺尾气;硫池气和脱硫醇氧化尾气改送至CLAUSE反应炉进行制硫;在硫磺回收装置废热锅炉至尾气焚烧炉间的跨线上增加蝶阀,设置氮封,降低或避免高浓度气体泄漏;提高贫胺液品质,降低吸收塔顶温度,提高吸收塔脱硫效果;碱洗处理吸收塔后尾气或将吸收塔后尾气送至脱硫脱硝系统处理。     

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为配合天然气“东输”工程的实施 ,重庆市川东北地区将开发高含硫天然气气田 ,并配套建设大型天然气净化厂。川东北地区拟建 2套 30 0× 10 4m3 /d天然气净化装置 ,其原料气H2 S和CO2 含量高达 10 %和 6 % ,产硫量达到 80 0t/d ,当数国内之最 ,按我国现行环保法规要求 ,硫回收率至少要达到 99.7%以上 ,尾气排放才能达标。这对硫磺回收和尾气处理装置的优化设计提出了苛刻的要求。文章介绍了国外大型硫磺回收及尾气处理技术的最新发展动态 ,并结合国外公司技术交流情况 ,针对预可研推荐的总工艺流程 ,从现场操作管理的角度提出了采用两级Claus转化、溶液串级再生和高效富氧工艺技术等初步建议 ,力争实现净化厂工艺简洁先进、技术成熟可靠、操作安全平稳、投资经济合理的目的     

风险评价技术在高含硫天然气净化装置长周期运行中的应用

目的通过风险评价技术为高含硫天然气净化装置查找限制长周期运行的瓶颈问题,提出有效的解决方案,实现高含硫天然气净化装置长周期安全可靠运行。 方法从装置工艺系统安全管理出发,利用HAZOP/LOPA/SIL联合分析法,针对天然气净化厂产品气气质和尾气排放双达标改造工程,对净化装置工艺系统风险进行评估和量化;利用可靠性方框图和故障树方法对再生塔液位联锁回路进行SIL验证和计算。 结果结合净化装置实际案例,从SIS层面和本质安全层面提出了提高SIL等级和泵采用双端面机械密封两个切实可行的措施。 结论风险评价技术能够为实现净化装置长周期运行提供技术保障。      

已建含硫天然气净化厂尾气处理升级改造技术适应性研究

随着我国新环保法规的实施以及日益严格的尾气排放标准的制定,给含硫天然气净化厂硫黄回收及尾气处理装置带来巨大的减排压力和技术升级的严峻挑战。通过对不同工艺原理的尾气处理技术进行对比与适用性分析,为已建硫黄回收装置推荐了配套的尾气处理升级改造技术,可将总硫回收率提高至99.8%以上,对已建含硫天然气净化厂的达标改造和新建含硫天然气净化厂尾气处理技术的选择具有现实的指导意义。     

尾气处理工艺中尾气焚烧炉的控制原理及应用

某高含硫天然气净化厂采用了加氢还原+胺法吸收+尾气焚烧的还原吸收工艺路线，其硫磺回收率超过99.9%。天然气净化厂尾气焚烧炉的主要作用是将硫磺回收及尾气处理之后残存的尾气进行热焚烧处理，使H₂S等硫化物、烃类、H₂和CO等物质完全氧化后达标排放，避免造成环境污染。文章简要介绍了天然气净化厂尾气焚烧炉基本控制原理，针对尾气处理装置实际运行过程中因异常停炉引发事故扩大化问题，总结出了尾气焚烧炉的控制与应急处置的关键步骤及原则，可有效减少异常停炉引发事故扩大化的次数。此外，对天然气净化装置尾气焚烧炉经常发生的NO_x超标问题和长明灯点火枪枪头故障问题，也分别给出了解决的方法，以确保焚烧炉安全平稳运行。     

长庆气田Clinsulf Do硫磺回收装置应用效果

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-Do工艺的硫磺回收装置，用于处理MDEA溶液脱硫装置产生的酸气。该装置于2004年5月初投产，生产运行情况良好，实际硫回收率在90%以上，装置排放尾气也达到国家相关环保排放标准。为此，介绍了该Clinsulf-Do硫磺回收装置的概况、装置主要工艺参数、硫磺回收装置工艺流程以及硫磺回收装置运行情况等。该工艺装置的成功应用，对我国天然气行业硫回收技术的发展具有参考价值。     

西南地区天然气净化厂尾气减排方案探讨

通过对硫磺回收尾气处理主要工艺以及西南地区天然气净化厂硫磺回收装置排放现状的分析,着重对比了加氢还原类和可再生型有机胺类脱硫尾气处理工艺,提出了天然气净化厂尾气减排方案,为天然气净化厂尾气减排提供了新思路。     

天然气中有机硫化合物脱除工艺评述

天然气中有机硫化合物脱除技术的研发和选择是川东北地区高含硫气田开发的关键技术之一。为此, 综合了分析国内外天然气中有机硫化合物脱除工艺技术。目前已开发出的多种类型工艺中, 应用最为广泛的是以Sufinol法为代表的物理/化学混合溶剂吸收法。中国石油西南油气田公司天然气研究院最近也针对罗家寨、渡口河等高含硫气田所产天然气中同时含有一定量有机硫化合物的情况，开发成功了一种新型物理/化学混合溶剂（CT8 20）。提出原料气中有机硫含量不太高且又以COS为主时，可以采用混合胺溶剂；结合脱除有机硫的要求，高含硫天然气净化工艺流程也有很多改进，其中最重要的是组合/串级流程；建议西南油气田公司加紧开发相关有机硫脱除工艺技术，包括在还原-吸收法尾气处理工艺中应用物理/化学混合溶剂进行选吸脱硫的技术, 探索适用于脱除原料气中有机硫的空间位阻胺、与天然气中有机硫水解（转化）有关的催化剂研制、应用于物理/化学混合溶剂脱硫（及有机硫化合物）的新型物理溶剂。     

消化吸收国外先进技术,加快硫磺回收技术的发展

以克劳斯法为基础的硫磺回收装置是处理天然气脱硫后酸气的主要处理方式。中石油西南油气田分公司硫磺回收技术从无到有,并通过引进消化吸收,使西南油气田分公司硫磺回收技术处于国内领先的水平。目前西南油气田分公司的硫磺回收工艺装置有常规克劳斯工艺、Scot尾气处理工艺、MCRC工艺、Superclaus工艺、Clinsulf—SDP工艺等,形成了较为完善的硫磺回收工艺体系,提高了西南油气田分公司净化装置的整体技术水平,同时也代表了全国天然气净化硫磺回收技术的水平。     

天然气净化厂硫磺回收及尾气处理过程有机硫的产生与控制措施

天然气净化厂硫磺回收及尾气处理装置尾气中有机硫含量对SO_2减排有重要影响。研究表明,硫磺回收装置的燃烧炉、催化反应器及尾气处理装置的加氢水解反应器中均会生成有机硫。对此,可通过减少酸气中烃类含量、提高燃烧炉温度、选择合适催化剂类型以及保持较高的加氢水解反应温度等措施,有效降低有机硫的生成量。同时,对于过程中生成的有机硫,应优化催化剂组合方式,在各级反应器中叠加水解,并保持加氢水解单元的高效转化,将进入灼烧炉的有机硫含量降至最低,从而实现生产装置尾气排放达标。