高含硫天然气CCJ脱硫脱碳复合溶剂的中试研究

以质量分数为45%的N-甲基二乙醇胺(MDEA)水溶液为基础组分,根据天然气中酸气组成,按一定比例加入多种活性剂、消泡剂和缓蚀剂,配制成CCJ脱硫脱碳复合溶剂。采用天然气脱硫脱碳中试装置,以净化气中H_2S、CO_2、有机硫含量为评价指标,考察了CCJ复合溶剂对高含硫天然气的净化能力及溶剂的抗发泡性能。结果表明,当吸收温度为50℃、气液比为500m~3/m~3、再生温度为108℃时,复合溶剂的净化能力最佳;在原料气中酸气组成为H_2S体积分数7.12%、CO_2体积分数4.57%、有机硫质量浓度413.77mg/m~3、吸收压力6.0 MPa的条件下,CCJ复合溶剂完全可以使净化气中H_2S质量浓度≤6mg/m~3、CO_2体积分数≤0.5%、有机硫质量浓度≤16mg/m~3,且复合溶剂具有良好的抗发泡性能。     

GB 17820对硫化物气体标准物质的影响探讨

介绍了强制性标准GB 17820-2018《天然气》实施后对我国硫化物气体标准物质的需求和影响。结合天然气质量控制领域的重大变化,分析国际、国内的H_2S和SO_2气体标准物质的现状和标准物质的溯源性,提出相对应的硫化物尤其是H_2S和SO_2气体标准物质的研发和生产需求。标准中规定进入长输管道的天然气应符合一类气的质量要求,一类商品天然气中H_2S质量浓度应不超过6 mg/m~3。为了实现对一类天然气中H_2S含量的准确分析和溯源,满足管输天然气现场微量H_2S的分析,应有相应摩尔分数的H_2S气体标准物质,完善一类天然气中H_2S的分析溯源链。     

加氢尾气深度脱硫溶剂CT8-26的研究

针对硫磺回收装置加氢尾气的气质特点,研发出了对H_2S具有良好脱除效果的配方脱硫溶剂CT8-26。室内试验表明,与MDEA相比,CT8-26可使脱硫后的净化尾气中H_2S质量浓度降低70%以上。在天然气净化厂硫磺回收装置加氢尾气的气质条件下,采用CT8-26溶剂体系可使净化尾气中的H_2S质量浓度30mg/m~3;在炼厂硫磺回收加氢尾气的典型气质条件下,采用CT8-26可使净化尾气中的H_2S质量浓度10mg/m~3。     

含硫化氢的天然气中微量水汽的测定

本文以USI-1A 型微水仪为基础,改进了操作方法,防止了气体中含H_2S 对电解法测定天然气中微量水汽的影响,确认可适于含H_2S<500mg/m~3,水汽含量<3.7g/m~3的气样。     

液体硫化氢处理剂室内评价技术研究

为解决H_2S处理剂在适用性评价过程中检测标准及技术指标不规范、产品名称混乱、检测方法及装置不统一、与实际生产需要有差距等问题,采用自主设计的硫化氢处理装置和吸收器,对新疆油田现用8种H_2S处理剂的脱硫效果和硫容进行室内评价,并通过检测管法及碘量法检测H_2S含量进行对比实验。实验结果表明:采用检测管法,其可溶性硫化物去除率≥95.1%、残余硫化氢质量浓度≤5.7 mg/m~3、硫容≥37.3 mg/L;采用碘量法,其可溶性硫化物去除率≥95.5%、残余硫化氢质量浓度≤5.1 mg/m~3、硫容≥37.5 mg/L;新疆油田现用H_2S处理剂基本上可以满足油田生产需要,其可溶性硫化物去除率均大于90%,有两种H2S处理剂经评价残余硫化氢质量浓度不满足≤5 mg/m~3的要求,不同处理剂硫容差别较大。     

20×104 t/a硫磺回收装置液硫脱气组合工艺应用分析

普光天然气净化厂建设有12套大型硫磺回收装置,硫磺产能240×10~4 t/a。原设计采用BlackVeatch的专利MAG~(○R)技术脱除液硫中硫化氢(H_2S),逸散废气经低压蒸汽抽射器引入尾气焚烧炉。投产初期,液硫中H_2S质量分数远高于控制指标0.001 5%。后续引入空气鼓泡加喷射脱气工艺,液硫中H_2S质量分数降至0.001 0%以下。随着装置的运行,催化剂、溶剂性能下降,烟气SO_2排放标准日趋严格,采用中压蒸汽抽射器,将液硫池废气由尾气焚烧炉改入克劳斯炉,回收废气中的硫元素,将排放烟气中SO_2质量浓度降至200 mg/m~3以下。     

加氢裂化液化气脱硫塔操作参数分析及调优

液化气脱硫塔是加氢裂化装置中的关键操作单元,脱硫后液化气中H_2S含量超标是加氢裂化装置的常见问题。针对某炼化企业加氢裂化装置所产脱硫后液化气中H_2S含量严重超标的问题,利用Aspen Plus软件对液化气脱硫塔进行模拟分析。结果表明,进料量、温度、压力等因素均不是该装置脱硫后液化气中H_2S含量超标的主要原因,其主要原因是液化气在塔内分布不均。通过更换液化气进料分配器和填料,使脱硫后液化气中H_2S质量浓度降至7～30 mg/m~3。     

普光气田MDEA法脱硫脱碳工艺技术

甲基二乙醇胺(MEDA)溶液用于含有H_2S和CO_2气体的选择性脱硫,具有吸收选择性高,再生能耗低,处理能力大等特点。选用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CO_2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H_2S含量在6 mg/m~3以下,CO_2含量低于3%(φ),总硫含量低于200 mg/m~3。     

含H_2S可燃气体在封闭式地面火炬处理时的扩散模拟与分析

含H_2S可燃气体在封闭式地面火炬处理时,会排放一定量的有害物质,造成环境污染,因此要严格控制有害物质的排放浓度。利用Flaresim软件对封闭式地面火炬处理进行扩散模拟,可准确判断有害物质排放浓度是否满足规定要求。扩散模拟分析表明:含有H_2S不超过2%(摩尔分数)的可燃气体,在封闭式地面火炬内完全燃烧后,其SO2的排放满足浓度限值0.5 mg/m~3的要求;可燃气体未燃烧时H_2S的排放也满足浓度限值10 mg/m~3的要求。     

三嗪类除硫剂在气井撬装除硫装置中的应用

开发了液体撬装脱硫装置用于苏东气井井口脱除H_2S。在天然气加热装置加热至25℃时,选取了硫容量大于90mg/L的SRCY08为除硫剂,对装置进出口H_2S气体含量持续52h检测,结果显示出口处H2_S气体含量均为0mg/L。该装置对脱除H_2S气体有显著作用,瞬时除硫率大于98%,成功脱除了天然气中的H_2S,同时解决了高含硫气井的开采问题之一,降低了开采的费用。     

热采井硫化氢脱除剂的筛选及应用研究

目前,稠油热采井硫化氢主要采用联合站末端集中处理的方式,无法保障油井的安全作业及生产和集输系统沿程操作人员的生命安全。以热稳定性、与地层水的配伍性和腐蚀性等性能为主要评价指标,筛选出了专用于热采井的脱硫剂S3,并考察了该脱硫剂在不同温度下的脱硫速率。在GDGB1-02井和GD2-23X532井开展了现场应用,以气相和液相中硫化氢总量为依据,进行了脱硫剂加药量的设计,分别将采出液伴生气中硫化氢质量浓度由处理前的8 000mg/m~3和23 000mg/m~3降至30mg/m~3以下,达到油井安全生产的要求(低于30 mg/m~3),为热采井硫化氢的治理提供了一定的参考。     

天然气中有机硫固定床转化催化剂的研究

针对川东北高含硫气田开发中的高浓度有机硫问题,利用多元金属络合固定床转化催化剂制备技术,研究开发了天然气中气相固定床羰基硫（COS）水解催化剂,实验考察了催化剂在不同温度、空速、气体组成下的水解转化率影响,根据研究结果推荐了天然气中COS水解催化剂的使用条件。以川东北高含硫气田胺液吸收塔出口湿净化气为基础,当COS质量浓度为200～300mg/m~3时,考察了催化剂连续运行200h的COS水解性能稳定性。结果表明,COS水解率大于97%,反应器出口COS质量浓度小于10mg/m~3。天然气中气相固定床催化水解技术和配套水解催化剂可用于解决川东北高含硫气田以COS为主的有机硫脱除处理,使商品天然气达到GB 17820-2018《天然气》中总硫质量浓度小于20mg/m~3的要求。     

气相色谱法测定高含硫天然气中多种硫化合物

建立了用气相色谱仪和硫化学发光检测器检测高含硫天然气中硫化合物的方法。运用微流控制器解决了高浓度H2S对检测器的污染以及对其他硫化合物测定的干扰问题,只需一种标准物质就可快速经济地完成高含硫天然气中多种硫化合物测定。该方法根据标准物质的保留时间完成多种硫化合物的定性,并用外标法定量。用该方法进行高含硫天然气样品测定,硫含量和色谱峰面积呈明显的线性关系,线性相关系数r为0.999 7。测定质量浓度为2mg/m3以下的硫化合物时,测定结果的相对标准偏差小于6.1%;测定质量浓度为2mg/m3以上的硫化合物时,测定结果的相对标准偏差小于2.2%,满足高含硫天然气的分析需要。     

Reconstruction of an Absorber for Removal of Hydrogen Sulfide and Carbon Dioxide from Natural Gas

The absorber for removing hydrogen sulfide and carbon monoxide from natural gas with aqueous solutions of amine was rebuilt by specialists from Kedr–89 Scientific and Industrial Company together with workers from Astrakhan GPP. The essence of the reconstruction was to replace the bubble sieve trays with centrifugal trays and VAKUPAK structured packing. Industrial tests showed that the absorber with the new contact devices ensures output with respect to the gas in normal conditions of: desulfurized: 130,000 m³/h; separated, 196–200,000 m³/h;. These indexes are 8–10% higher than the projected indexes. The hydrogen sulfide content in the treated gas is no greater than 0.0073 g/m³ (admissible: 0.012 g/m³). The maximum carbon dioxide content in the treated gas is 2.68 ppm (standard: 150 ppm).     

塔河油田伴生气分离产品甲硫醇分布模拟及工艺优化

目的 为了解决塔河油田高含有机硫油田伴生气中有机硫脱除的难题,进行油田伴生气加工过程中甲硫醇分布模拟及工艺优化研究。方法 采用Aspen Plus和HYSYS软件模拟计算了MDEA溶剂胺洗脱硫后油田伴生气进一步分离得到干气、液化气和轻烃产品中甲硫醇的分布。针对液化气中总硫含量超标的问题,提出工艺优化方案并在工业装置上实施,考查优化效果。结果 甲硫醇的富集是造成液化气产品中总硫含量超标的主要因素。模拟计算结果表明,通过方案二与方案三的组合,可将液化气中甲硫醇质量浓度由470.44 mg/m³降至240.14 mg/m³,总硫质量浓度(以硫计)为272.94 mg/m³。结论 工业装置实施改造后,液化气产品中总硫质量浓度可控制在330 mg/m³以下,达到GB 11174-2011《液化石油气》规定的液化气产品中总硫含量控制指标。     

掺氢天然气分离工艺方案及经济性分析

目的天然气管道掺氢输送被认为是氢能大规模、低成本、长距离运输的重要途径之一。为了获得高纯度氢气,需要在终端将掺氢天然气进行分离。目前,单一的氢气分离手段难以直接适用于低含量氢的掺氢天然气分离。 方法对比了几种常见的氢气分离技术的原理、工艺参数、优缺点等,结合掺氢天然气的特点,选定了“膜分离+变压吸附”耦合工艺路线,并针对掺氢比(摩尔分数,下同)分别为10%、15%、20%的掺氢天然气分离工艺方案进行了经济性分析,获得了各分离方案的成本。 结果 掺氢比为10%、15%、20%的综合分离成本分别为0.846 7 元/m³氢气、0.519 7 元/m³氢气、0.382 6 元/m³氢气。 结论较低含量的掺氢天然气分离成本较高,大规模推广应用仍面临经济性制约和诸多挑战。      

国产MCS络合铁脱硫工艺在川西海相含硫气田的应用研究

川西海相气藏目前处于勘探开发评价阶段,所开采的天然气中H2S摩尔分数为0.7%~5%,需进行单井脱硫试采并开展气藏评价。针对该气藏第一口试采井CK1井MCS国产络合铁脱硫工艺进行了跟踪分析,对现场的环保及硫堵问题进行了脱硫工艺的调整和优化,提出工艺推广建议,计算了装置的运行能耗及运行成本。目前,该井MCS络合铁脱硫装置年操作时间超过8 000h,日生产硫膏4t,累计生产天然气8 500×104 m3,与工艺优化前相比,天然气年产量提高约625×104 m3,保证了该井的顺利试采和川西海相气藏的有效评价,可为同类含硫气井试采提供参考。     

CT6-4B和CT6-8B催化剂在硫磺回收装置的应用

针对广西石化公司6×10^4 t/a硫磺回收装置排放烟气中SO 2质量浓度高的问题,采用多种手段排查分析,确定原因是一级转化器制硫催化剂的有机硫水解率下降,引起过程气中有机硫含量升高。将其更换为中国石油西南油气田公司天然气研究院自主研发生产的制硫催化剂CT6-4B和CT6-8B后,结果表明,有机硫水解率得到大幅提高,排放烟气中SO 2质量浓度从接近400 mg/m^3降至120 mg/m^3以下,满足GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》中对于广西地区排放烟气中SO 2质量浓度低于400 mg/m^3的排放限值。