气田水中硫化物控制指标及处理措施

含硫气田采出的气田水均不同程度的含有硫化物,不仅会腐蚀输送管道、气田水处理设备和回注井筒等,而且当气田水温度、压力或pH值发生变化时,其中的硫化物还有可能以H_2S的形态逸出,从而带来安全风险。为了控制气田水中硫化物的含量,满足气田开发安全、清洁的生产需求,在调查川渝地区相关含硫气田采出气田水中硫化物的含量及处理现状的基础上,模拟计算了典型浓度含硫气田水中H_2S的逸散规律并进行了实验验证,最后提出了气田水中硫化物的控制指标及处理措施建议。研究结果表明:①硫化物含量大于200 mg/L的气田水应进行完全密闭贮存、输送和处理,以满足作业场所安全、职业健康和环境要求;②回注气田水中硫化物含量应控制在20 mg/L以下,这样不仅能确保地面设备设施、输送管道及回注井筒硫化物腐蚀程度的最小化,而且也可以保证非密闭条件下逸散的H_2S含量远远低于国家标准规定的职业健康接触限值及环境排放限值;③高含硫气田水脱硫工艺应充分考虑气田水的含硫特点及处理目标,结合运行经济性及可靠性,选择一级或多级脱硫处理工艺,以实现硫化物的高效、经济去除。     

高磨地区含硫气田水除臭处理技术探讨

含硫气田水含硫化物、有机物等污染物,恶臭味大,易挥发,对周边环境和人员的影响及危害大。随着国家新《环境保护法》的实施,对含硫气田水的处理提出了更高要求。针对高磨地区含硫气田水的恶臭治理问题,简要概述了目前国内外含硫气田水脱硫除臭处理技术及其优缺点和适用条件,介绍了安岳气田高磨区块含硫气田水的处理现状。主要通过拉运和管输的方式将闪蒸后的气田水送至回注站处理后回注;结合现场含硫气田水化学除臭探索性试验,探讨了高磨地区含硫气田水拉运除臭的处理工艺和硫化物控制指标;对含硫气田水拉运除臭提出了先采取闪蒸或联合燃料气气提工艺脱硫,将水中硫化物质量浓度降至300 mg/L以下,然后再加注液体脱硫剂进行化学除臭的处理工艺,将处理后水中硫化物质量浓度控制在20 mg/L以下。      

垦西油田含硫异味气体处理剂研制及现场试验

垦西油田部分高含硫稠油热采井场周围存在难闻的恶臭气味,严重影响环境安全,影响油井正常生产和后续产能建设。通过对垦西含硫异味气体产生及转化机理分析,明确了含硫稠油热采井井场异味是由水热裂解反应生成的硫化氢、硫醇硫醚等各类硫化物导致的。硫醇硫醚的臭味阈值较低,在较低浓度下即有较大异味。针对硫化氢、硫醇硫醚等恶臭气体,研制井筒异味气体处理剂并配套相应的加药处理工艺,在满足现场条件下,实现快速高效除臭,解决影响油井生产的环境问题,现场应用取得明显效果。     

稠油热采井场恶臭异味成因分析及治理研究

目的 解决稠油热采井场因存在难闻恶臭异味,从而影响油井正常生产的问题。 方法开展了油井伴生恶臭气体含硫化合物分析、以油藏微生物种类为主的生物成因分析和以稠油水热裂解实验为主的热成因分析;针对恶臭气体,开展了喷雾处理工艺研究,比较了亚氯酸钠、过硫酸钠和高锰酸钾对恶臭气体的处理效果;考查了喷雾强度、喷雾压力对恶臭气体处理效果的影响。 结果具有一定含量且嗅觉阈值低的甲硫醇、乙硫醇等低分子含硫化合物为稠油井场的恶臭异味主要物质,油藏微生物以海杆菌、假单胞菌和沙雷氏菌为主,不具备产生甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味气体的代谢途径,稠油水热裂解产生大量甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味气体。质量浓度相同的亚氯酸钠比过硫酸钠和高锰酸钾对恶臭异味气体脱除率高,确定为喷雾处理剂;优化喷雾强度为3.0 m³/(m²·h),喷雾压力为0.4 MPa,对质量浓度为2 000 mg/m³的恶臭气体脱除率可达100%。 结论稠油热采井场的恶臭异味主要为甲硫醇、乙硫醇等低分子含硫有机物,来源于稠油热采开发过程中的水热裂解反应,以亚氯酸钠为处理剂的喷雾处理工艺可以消除甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味,为稠油资源的热采开发提供保障。      

炼油厂碱渣恶臭污染的治理

炼油厂油品碱洗精制产生的碱渣含有浓度较高的硫化钠、硫醇钠恶臭物质,经加酸中和后会产生硫化氢、硫醇等恶臭气体。镇海炼化股份有限公司对用20％-30％的NaOH吸收后的饱和碱液,改变重新返回待处理混合碱渣的作法,采取送往含硫污水汽提塔处理的措施去除其中的恶臭硫化物。应用结果表明,对1.2 t/d的尾气吸收碱液,只要控制进汽提塔含硫污水的pH值在10左右,尾气吸收碱液在恰当部位进入,汽提塔的脱硫净化出水的水质就可基本保持稳定,符合控制要求,硫化物的质量浓度仍在10 mg/L左右,远小于50 mg/L的控制指标;由烟囱外排的硫化物总量低于50 mg/m3,恶臭污染问题得到有效解决。     

高含硫气田集输系统腐蚀和腐蚀控制

系统地分析和研究了世界上部分国家典型高含硫气田集输系统防腐的成功经验。结合我国川东渡口河、罗家寨等高含硫气田具体情况,较为深入地论述了高含硫气田集输系统与普通气田或低含硫气田集输系统不同的工艺和技术特征,以及由环境和这些工艺、技术特征所确定的集输系统中集输管网和设备的腐蚀及防腐蚀工艺技术。从理论上,对腐蚀、缓蚀处理,气体流速和腐蚀之间的关系进行了研究。对我国第一个高含硫气田——川东渡口河气田开发建设及初步设计提出了实施意见和方案。     

含硫气田水罐爆炸可能性探讨

含硫气田水罐内闪蒸气主要组成为可燃气体,因其特殊作业过程,罐内气相空间存在形成混合爆炸气体的可能。结合生产过程的分析和混合气体爆炸极限的相关理论,建立了适合罐内混合气体爆炸浓度的变化模型和计算方法,通过具体实例的计算预测,展示了含硫气田水罐爆炸可能性及控制方式。研究结果表明:当前含硫气田水罐转水过程中存在爆炸形成的可能条件,爆炸极限可根据含惰性气体的混合可燃气进行计算;应明确在液位下降过程中可燃气体浓度是否会在爆炸极限范围内,建议维持含硫气田水罐转水时的微正压,并在呼吸管上设置阻火器,做好防静电接地,优先采用非金属管道和设备等方式降低爆炸风险。     

三甘醇脱水过程中吸附硫化氢研究及环境保护技术研讨

硫化氢及其他硫化物是含硫天然气气田开发中遇到的重要环境污染物,对硫化氢及其他硫化物在天然气生产中的物质传递过程加以研究,不仅对气田地质开发分析提供参考具有一定的现实意义,并且还能在采取治理措施后有效防止环境污染、减少气田开发中环境纠纷的长远意义。从环境保护角度阐述了含硫天然气集输过程中,三甘醇脱水时富液和再生气中硫化氢成分的产生、影响,及三甘醇脱水装置废气中硫污染物排放的治理技术选择分析,提出相应的废气达标排放措施。     

生物滤床工艺处理含硫恶臭废气的现场小型试验

应用生物滤床工艺，对炼油厂含硫恶臭废气进行了现场小型侧流试验研究并取得成功。试验表明该技术处理含硫恶臭废气是可行的：在废气成分较简单、浓度较低时，可采用单级生物滤床；在废气成分较复杂、污染物浓度较高时，可采用两级生物滤床串联工艺或适当的组合工艺。主要恶臭污染物的去除率较高：H2S不小于97．2％，有机硫化物不小于87．2％。苯系物不小于93．7％；在一定浓度范围内，对废气浓度变化的适应性好。在总结试验结果的基础上。分析了影响生物滤床污染物去除率的主要因素。     

酸性水罐区污水处理及除臭新工艺

酸性水罐区为炼油厂含硫污水集中处理区,水中含有的H2S、NH3、有机硫化物、油气等恶臭气体,排入大气后会造成安全隐患、污染环境。文中对影响罐顶气体排放量因素进行了分析,提出优化措施;并采用"湿法吸收+干法氧化"新型工艺,有效减少排放气中的有害物质,实现了达标排放。     

用沉淀法从气体中脱除硫化物

<正>从含硫气体中脱除硫化物的技术包括气体与含金属离子的吸附溶液接触反应,形成金属硫化物沉淀和/或金属硫醇化物沉淀。另外,处理方法还包括控制沉淀物的浓度,维持在能流动的状态下,能使富含沉淀的溶液继续沉淀,也能使富含沉淀的溶液可再生。再生包括氧化,和/或其他能提高硫脱除的操作方法。     

阿斯特拉罕——世界最大的含硫气田开发

1986年苏联与加拿大拉发林(Lavaline)公司正式签订了开发阿斯特拉罕含硫气田的合同。阿斯特拉罕含硫气田位于里海北端阿斯特拉罕城附近。该气田是世界上已知的最大含硫气田,开发难度很大。开发工程包括集输83口含硫气体和凝析油井,并将油气输送到处理能力为60亿m～3/a的气体加工厂。     

金陵分公司恶臭气体的现状及治理

对金陵分公司恶臭气体的现状进行了分析，认为分公司恶臭气体的主体是无机硫和有机硫的含硫化合物，针对分公司主要的污染源提出了治理方案。     

川东北高含硫气田天然气偏差系数变化规律

为解决高含硫气田气体偏差系数计算公式所需基础数据较多、计算过程复杂、可靠性差等问题,对川东北地区高含硫气田具有代表性的5 口气井共9 个层段的实际气样进行了高压物性测试,得到了不同温度和压力下的偏差系数,并对实验结果进行了分析;选用常用的偏差系数经验公式进行了对比计算,评价了经验公式对川东北高含硫气田的适应程度。结果表明:川东北高含硫气田原始条件下的气体偏差系数与气井深度正相关;当压力大于30 MPa 时,高含硫气田偏差系数与压力成线性关系;与实验结果对比,DAK 计算模型平均相对误差最小,HY 计算模型平均相对误差最大。     

浅析炼油厂酸性水罐尾气综合治理工艺

酸性水罐区是炼油厂储存含硫生产污水的主要场所,排放气中含有较高浓度的轻烃、氨气、硫化氢及有机硫化物等,是炼油厂主要的非甲烷总烃及恶臭气体排放源。为符合GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》及《恶臭污染物排放标准(征求意见稿)》的要求,有必要对酸性水罐尾气进行有效的综合治理。本文介绍了几种酸性水罐尾气综合治理的工艺,并分析比较各种工艺技术的特点。     

中国石油天然气集团公司炼化企业恶臭气体处理工业化成套技术

炼化企业在生产和污水处理过程中会产生大量恶臭气体。恶臭气体不但会对生产厂区的环境造成严重污染,影响员工的人身健康,而且还会给周围居民的正常生活带来严重影响。由于恶臭气体对嗅觉影响而产生的不满情绪和控告投诉事件不断增加,所以治理恶臭污染已被列为我国＂十一五＂环保六大重点攻关项目之一。炼化企业恶臭气体成分复杂,浓度范围大,排放源分散且数量大,约占恶臭污染源排放量的27％。中国石油石油化工研究院从2004年起开始研究炼化企业恶臭气体治理,完成了化学法、催化氧化法和生物法治理炼化企业恶臭气体成套技术开发。     

处理含硫污水的问题及对策

针对中国石油化工股份有限公司广州分公司污水汽提装置处理含硫污水的问题,提出了改造的工艺优化措施,消除了装置污水罐顶产生的恶臭气体和净化水氨超标,达到了环保排放要求。采用降膜吸收工艺对恶臭气体中的H2S去除率为99．98％,NH3去除率为95％,甲硫醇、乙硫醚等恶臭的气体去除率为96％。     

高含H2S气田试气作业中的防护技术

乌兹别克哈乌扎克和康德姆气田属于世界上典型的高含硫气田,试气作业中对高含H₂S气井井控安全作业、硫化氢防护和设备防硫有着很高的要求。通过对硫化氢气体的成因、性质、危害的研究分析,总结出一整套安全防护技术措施。达到了降低施工风险、减少危害、延长设备使用寿命、有效控制硫化氢和保证安全施工的目的。对国内外其它高含硫气田试气作业也会起到借鉴作用。     

含硫气田水闪蒸气处理工艺评述

含硫气田水闪蒸气中含有H_2S等恶臭气体,需进行安全有效处置后才能排放,对于现有的几种处理工艺(碱液吸收、胺液吸收、液相氧化还原脱硫及干法脱硫技术)尚缺乏系统的对比分析,因而在一定程度上限制了技术的进步和推广。为此,对含硫气田水闪蒸气的来源、组成、排放特点及其控制工艺等进行了分析,探究含硫气田水闪蒸气处理的可行途径,重点从工艺原理、技术路线和适用性等方面针对当前主要的闪蒸气脱硫工艺展开评述,分析、对比了各种技术的特点和适用范围,根据潜硫量的大小对处理工艺进行了推荐,提出了技术发展的方向和建议。研究结果表明:(1)气田水闪蒸气具有含硫化氢浓度高、瞬时流量大、日均潜硫量低和压力低等特性,对其处理应满足国家标准GB/T 14554—1993中H_2S的排放要求;(2)上述几种闪蒸气处理技术各有优缺点:非再生胺液吸收工艺简单、投资较低、运行成本高、净化度低,干法脱硫工艺较简单、生产稳定、投资较高,液相氧化还原脱硫工艺适应潜硫量范围广、净化度高,但工艺复杂、投资高、稳定性较差;(3)含硫气田水闪蒸气处理应首选有组织达标排放,潜硫量在10 kg/d以内建议采用干法或胺液吸收工艺,潜硫量超过10 kg/d建议采用液相氧化还原吸收工艺。结论认为,应进一步探索气田水闪蒸气气质、气量和气速的准确变化规律,以支撑工业设计,并使装置向橇装化、标准化、模块化和自动化方向发展;同时引进增压回收和其他行业低压气体处理新技术,以完善技术体系。     

高含H2S气田试气作业中的防护技术

乌兹别克哈乌扎克和康德姆气田属于世界上典型的高含硫气田,试气作业中对高含H2S气井井控安全作业、硫化氢防护和设备防硫有着很高的要求。通过对硫化氢气体的成因、性质、危害的研究分析,总结出一整套安全防护技术措施。达到了降低施工风险、减少危害、延长设备使用寿命、有效控制硫化氢和保证安全施工的目的。对国内外其它高含硫气田试气作业也会起到借鉴作用。