川渝气田净化厂脱硫装置腐蚀监测技术研究及应用

川渝地区含硫天然气净化厂脱硫装置存在严重的腐蚀行为。CO2-H2S-H2O和R2NH-H2S-CO2-H2O等引起的腐蚀造成大量直接和间接损失,对净化厂脱硫装置腐蚀情况进行监测和安全评价对含硫天然气净化厂安全高效生产具有重要意义。在对川渝气田净化厂脱硫装置腐蚀状况调研基础上,建立和完善了净化厂脱硫装置腐蚀监测技术并用于指导净化厂安全生产。腐蚀监测技术的主要内容包括净化厂脱硫装置的腐蚀监测点布置、监测方法的选择、数据的管理及可靠性评价等内容。     

高含硫渣油除硫效果研究

在超声波连续作用下，用H2O2-冰醋酸氧化体系对渣油进行除硫，并加入铁粉作为催化剂来促进除硫效果。渣油中的含硫化合物被氧化成砜和亚砜，用DMF为萃取剂萃取砜和亚砜。结果表明，实验最适宜温度60℃；H2O2-冰醋酸氧化体系为每100g渣油体积的35％时，用22．3mL的H2O2量处理效果为最佳；铁粉适合质量应为H2O2的1／5，渣油的除硫率为96．45％，可以达到世界燃料规范Ⅲ的质量标准，油品的回收率为91．28％。     

井场原油脱除H_2S工艺技术研究

针对我国西部某油田A井区高含硫的问题,利用专业软件模拟和相关实验开展了井场原油气提脱硫技术和化学脱硫技术的研究。在模拟A井气提脱硫的基础上,得出气提法的优化参数为塔压0.3MPa,6层塔板,气提气量和塔底重沸器温度依据气提气充足与否和耗能情况进行调节,气提气量控制在4.7~6.1m3/t,相应的塔底重沸器温度为152.0~41.6℃。对于化学脱硫,通过实验筛选出了适用于A井、主要成分为二异丙基合成物的脱硫剂,并评价了用量、作用时间、含水率、温度等因素对其脱硫效果的影响。     

新型天然气加热炉防腐阻垢仪在榆林气田的应用

主要介绍了加热炉结垢危害,并对结垢问题进行分析研究,确定安装防腐阻垢仪,同时对安装后的效果进行对比分析评价,以确定防腐阻垢仪安装后防腐阻垢效果。     

硫化氢治理技术研究与试验

主要阐述了温度、压力对H2S在原油中溶解度的影响;H2S高效吸收剂(可回收利用)的评价;原油中H2S含量测定方法;液体停留时间与H2S脱离效果的关系;硫化氢吸收剂浓度简易测定方法;高效吸收剂回收装置(小型化)。     

生物法脱除酸性工业气体中硫的研究

以H-2软性填料作为氧化亚铁硫杆菌(Thiobacillus ferroxidans)的固定化载体,构建了固定床生物反应器。考察了在通气量330 1/h、稀释率0.6 h~(-1)、pH值为2.0、温度30℃的条件下,固定床生物反应器中氧化Fe~(2+)的反应状况。Fe~(2+)的最大氧化反应速率达到7.67g[Fe~(2+)/(1·h)。研究了固定床生物反应器运行过程中载体表面上形成的络合物。X-衍射分析结果表明,此络合物为黄钾铁矾[KFe_3(SO_4)_2(OH)_6]。采用该固定床生物反应器,H_2S脱除率达到99.5％以上,并副产高纯度的硫磺。     

双河油田江河区油井防腐研究及治理

油井腐蚀是油田注水开发后期遇到的主要问题之一。腐蚀严重影响了原油的正常生产和集输,增加了生产成本,给油田造成巨大的经济损失。为缓解双河油田江河区油井腐蚀问题,针对江河区油井腐蚀的主要原因进行了3年的分析研究,筛选开发出了合适的防腐缓蚀剂及相应井下防腐工艺,进行了现场试验,通过1年多的监测及检泵作业表明,该项技术在双河油田江河区的研究和应用是成功的,有效抑制了油井的腐蚀问题。     

克罗地亚三气田开采腐蚀性气体之经验

克罗地亚西北部Molve、Kalinovac 和Stari Gradac三气田采出气体中的H2S含量最高达320ppm,CO2含量最高达25.1mol%.本文叙述了这三个气田的完井及采气工艺,特别介绍了从优化采气工艺和保障安全两个角度出发所经历的完井工艺改进过程和改进方法,也着重谈了防腐材料的选择和应用.开采经历证明改进过程中所选用的材料、密封部件及气密螺纹接头是正确的,一直未发现因腐蚀或其他原因造成的明显损坏.     

安塞油田防腐工艺技术研究与应用

为减缓流体对油管杆的腐蚀速度,通过调查长2层油井的井筒腐蚀现状,研究腐蚀原因,筛选出了适合安塞油田流体性质的金属缓蚀剂,有效延长了油管杆的使用寿命,减少了油管杆的更换量,取得了显著的效果。     

普光气田地面集输系统硫沉积问题探讨

天然气集输系统出现硫沉积会引起操作难度加大、系统腐蚀加剧等问题,更会严重影响生产设备、设施的正常功效及生产进度。形成硫沉积的原因及其影响因素复杂多样,具有不确定性,目前还难以给出量化的判断法则。为此,探讨了硫沉积的影响因素,总结了硫沉积规律：H₂S含量越高,硫沉积倾向越大;单质硫多产生于温度（压力）骤降的工艺过程;硫沉积多发生在流速变低和流体转向处。针对四川盆地东北部普光气田天然气高含H₂S和CO₂的特点,分析了气田集输系统硫沉积可能发生的重点部位,提出了有效的硫沉积防治措施：加注硫溶剂、定期清管和加热流化。该项成果对高含硫气田的安全运行具有指导意义。     

普光高含H2S气田硫沉积规律及其对开发的影响

普光气田属于高含H₂S气田,天然气中含有一定量的单质硫(简称硫,下同)。在开发过程中,随着压力和温度的持续下降,天然气中的硫将会达到过饱和,并从气相中析出。目前,普光气田地面集输流程和井筒已经出现硫沉积与堵塞,在探测和治理方面形成了较成熟的经验做法。但随着地层压力的下降,将会在储层孔喉中形成硫沉积并降低渗流能力,导致气井产能降低,甚至停喷。储层中的硫沉积治理将是气田开发工作面临的又一大难题。文中基于井下PVT取样,首先,开展天然气中硫质量浓度及PVT相态特征室内实验研究,测定了地层条件下天然气中硫初始质量浓度,建立了适用于普光高含硫气田的硫溶解度预测模型,明确了不同压力和温度条件下硫析出状态及析出量;然后,开展硫沉积对岩心渗透率伤害室内实验,理清了硫沉积对储层渗透率的伤害规律;最后,建立了硫析出和沉积预测模型,初步认清硫在井筒周围储层径向沉积规律及对气井产能的影响。研究成果将指导普光气田储层硫沉积治理工作,为高含H₂S气田高效开发提供理论支持。     

应急联锁关断技术在普光气田的应用

普光气田是典型的高硫酸性气田,根据生产流程该气田可分为集输系统(含井口装置)、净化处理系统和天然气外输系统三大系统。各系统中任意一个系统出现重大泄漏或应急事故,都将直接威胁到上下游的安全,为此,按全气田、单线、单站、单元设备划分区域,通过优化控制逻辑、优选系统互联技术,整合控制系统,形成集输、净化及外输管道的联锁关断,创建大型高含硫气田上下游一体化的4级联锁关断系统,从而大大提高了系统的安全性。     

高硫石油焦的碱催化煅烧脱硫实验研究

采用在H2气氛下Na2CO3碱催化煅烧方法,研究了煅烧温度、反应时间、Na2CO3添加比例和石油焦颗粒粒度对高硫石油焦脱硫效果的影响,利用傅里叶红外光谱(FT IR)、扫描电镜(SEM)、热重分析(TG)、X射线衍射仪(XRD)等表征手段,对石油焦脱硫前后的化学结构、表面微观形貌、热稳定性、微晶结构进行比较分析。结果表明,在煅烧温度为700℃、Na2CO3添加量（质量分数）为25%、反应时间为120 min、石油焦原料粒度为80 μm的条件下,石油焦的脱硫率达到最大值 (893%);经在H2气氛下Na2CO3碱催化煅烧处理后,石油焦中的黄铁矿类无机硫以及硫醇类和大部分噻吩类有机硫得到有效脱除,剩余的噻吩硫可能变为更稳定的形式存在,在H2气氛下Na2CO3碱催化煅烧处理后石油焦的理化性能得到一定程度的提高。     

H2S对Ni-Mo催化剂HDS性能的影响

 考察了H2S存在时Ni-Mo/MCM-41、Ni-Mo/MCM-41-Y(M)和Ni-Mo/MCM-41-Y(C)催化剂的加氢脱硫(HDS)活性,研究了载体孔道及酸性位的分布对催化剂耐硫性能的影响。结果表明,H2S对DBT的HDS反应存在明显的抑制作用;H2S对DBT的HDS反应的氢解(DDS)反应和加氢(HYD)反应路径的抑制程度不同,表明DBT在Ni-Mo催化剂上HDS反应时DDS反应和HYD反应可能发生在不同的活性位上。Ni-Mo/MCM-41-Y(M)催化剂的耐硫能力强于Ni-Mo/MCM-41-Y(C)催化剂,表明载体的孔道结构和酸性位的分布对催化剂的耐硫性能具有重要影响。     

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。     

油基钻井液高效除硫体系优化实验北大核心CSCD

目的解决川东北含硫气藏在钻井过程中存在的H2S污染油基钻井液、H2S溢出造成的安全风险问题。方法建立了H2S污染油基钻井液室内评价方法和评价参数,优选了油基钻井液用高效除硫剂和复合除硫体系配方。结果除硫效果优异的单剂为液体除硫剂YT-1、碱式碳酸锌JD-2、醇醚酰胺CLC,饱和度分别为56.48 mg/g、21.13 mg/g、5.8 mg/g,高温老化除硫率分别为90.10%、82.60%和75.23%,与油基钻井液配伍性良好。优化形成的复合除硫体系配方4%(w)YT-1+2%(w)JD-2,在质量浓度为75 mg/L的H2S污染油基钻井液后,出口质量浓度达到0.015 mg/L所用时间仅为1.21 min,加入复合除硫体系后,该时间则达到171.8 min。污染后的油基钻井液高温老化后H2S质量浓度为0.078 mg/L,加入复合除硫体系后,H2S质量浓度为0 mg/L,除硫率达100%。结论除硫单剂协同作用提高除硫效果,为川东北地区高含硫地层“安全、高效”钻井提供了技术保障。     

MDEA脱硫溶液吸收选择性提升研究

通过分析MDEA脱硫溶液吸收选择性的影响因素,确定了气液比和塔板数为工艺调整的主要手段。通过增大装置气液比,降低胺液循环量和吸收塔塔板数,可提高胺液对H2S的选择性吸收性能,增加产品气收率,减少装置的电力、蒸汽及胺液消耗。     

永22潜山含H2S井试气工艺技术

H2S对人体具有致命的毒害，对金属设备亦有严重的腐蚀作用，在高含 H2S井试气作业时，为确保安全施工，开发出含 H2S井试气设备配套技术、安全监测与防护、完井工艺等配套技术，并成功应用于永15井、永22井，有效地解决了含 H2S井试油气工艺技术存在的技术难题。     

高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究

普光气田是我国迄今为止开发的规模最大、丰度最高的特大型海相碳酸盐岩整装气田,天然气中H2S含量高达13%～18%(φ),CO2为8%～10%(φ),有机硫化合物高达340.6mg/m3,常规脱硫脱碳工艺无法适用。该文通过对高含硫工艺技术进行研究分析,制定了普光气田天然气净化工艺路线,选用甲基二乙醇胺(MDEA)作为吸收溶剂,通过催化反应脱除天然气中有机硫,设置级间冷却器控制CO2的吸收,吸收溶剂通过串级吸收、联合再生,降低了装置能耗和运行成本。该工艺在普光气田应用后,外输产品气中H2S含量在6mg/m3以下,CO2含量低于3%(φ),总硫含量低于200mg/m3。     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。