CT-FSC醇胺脱硫溶液复活技术研究

胺液复活对于维持胺液清洁从而实现天然气脱硫装置的长周期平稳运行具有重要意义。国内外现有的胺液复活技术对天然气净化厂胺液中致泡性杂质的脱除率低,胺液受污染后发泡的问题得不到解决。此外,采用进口装置复活后的胺液对H_2S的选吸性变差。为此,中国石油西南油气田公司天然气研究院研发了一种可同时深度脱除胺液中50余种致泡性杂质和7种热稳定盐的胺液复活新技术。现场放大试验结果表明,该技术同时成功地解决了胺液受污染后发泡及进口装置脱除无机热稳定盐后胺液对H2S选吸性变差的问题,能使严重受污染胺液的脱硫脱碳性能恢复至新鲜胺液水平。该技术还具有操作条件温和、能耗低、胺损失小的特点,其技术水平优于国内外同类技术,处于国际领先水平。     

醇胺脱硫溶液中氯化物的测定研究

研究了银量法在醇胺脱硫溶液中对氯化物含量测定的应用,选择CdSO4溶液沉淀分离S^2-,H2O2氧化SCN^-和S2O3^2-,并通过调节溶液酸度来消除CO3^2-、SO4^2-、SO3^2-、C2O4^2-和HCOO^-的干扰。该方法成本低、操作容易、准确度较高,适用于工厂的脱硫溶液控制分析。     

影响醇胺脱硫溶液腐蚀性的因素研究

针对天然气净化厂醇胺脱硫系统存在的腐蚀问题,考察了温度、溶液胺浓度、溶液酸气负荷、溶液中的热稳定性盐以及降解产物等因素对腐蚀的影响.研究表明,在H2S和CO2存在下温度对腐蚀的影响较为明显,温度越高,腐蚀速率越大;溶液中的热稳定性盐和降解产物也易引起设备和管线的腐蚀;溶液胺浓度和酸气负荷越高,对脱硫系统设备和管线的腐蚀越严重.     

用灰关联法分析醇胺脱硫溶液的发泡原因

长庆油田天然气净化厂脱除天然气中CO2和H2S过程中,吸收塔内常出现脱硫溶液发泡现象。为了确定发泡原因,运用灰色关联理论,通过均值化处理使相关因子的实验数据无量纲化,分析了各相关因子对40%MDEA 5?A溶液起泡高度的关联度,另外通过实验考察了各个因子对起泡高度的影响。灰色关联分析结果与实验结果一致。逐一讨论了各因子与溶液发泡之间的关系。溶液中总铁浓度代表设备腐蚀程度,对起泡高度的关联度最高(0.7428),总胺浓度倒数代表醇胺降解程度,关联度次高(0.7372),这两个因子是引起脱硫溶液发泡的主要因素,二者相互影响,相互关联,在生产中应加以控制。固体颗粒在高浓度时(>200mg/L)对发泡无影响(关联度0.5376),但影响溶液的其他性能,在生产中应通过加强过滤进行控制。无机盐浓度和溶液粘度的关联度<0.7(分别为0.6621和0.6310),对发泡无影响。图1表2参13。     

醇胺法脱硫脱碳技术研究进展

天然气脱硫脱碳技术在天然气净化工艺中占有举足轻重的地位。常用的脱硫脱碳方法主要包含物理溶剂法、化学溶剂法、化学物理溶剂法、膜分离法等。其中胺法脱硫尤其是基于醇胺的化学溶剂法及物理化学溶剂法是目前天然气处理、深度预处理中广泛使用的方法。论述了基于醇胺溶液的化学法及化学物理溶剂法在脱硫脱碳领域的发展状况,重点介绍了复合醇胺法中基于醇胺尤其是MDEA的配方溶液的大致组成、使用范围及优缺点。基于醇胺尤其是MDEA的配方溶液可针对不同的工况并与适当的工艺流程相匹配,最大限度地提高硫脱除率,不但用于脱除原料天然气中的含硫组分,而且广泛应用于硫黄回收单元之前的酸气提浓及后续的尾气处理。因此,基于醇胺尤其是MDEA的配方溶剂技术仍然是目前脱硫脱碳方法的主导技术。     

气田集输系统缓蚀剂对天然气净化厂脱硫溶液发泡的影响研究

含硫气田上下游工艺衔接对气田的安全、优质、高效运行至关重要.针对上游气田批处理过程中缓蚀剂短时大量携入天然气净化厂脱硫系统从而引发的装置发泡、液泛等问题,通过模拟实验和现场工况考察,分析了批处理的缓蚀剂对U DS-2复合脱硫溶液各项性能的影响.研究表明,缓蚀剂是引起脱硫溶液发泡的主要因素,随着缓蚀剂含量的增加,溶剂表面...     

醇胺脱硫溶液的降解和复活

脱硫过程中,醇胺溶液因原料气中含有一些杂质导致发生降解,主要产物为热稳定性盐。醇胺降解不仅降低脱硫处理能力和脱除效率,而且随着溶液中热稳定性盐含量增加,容易引起发泡,增大溶液损耗;同时由于有的热稳定性盐为酸性,还会造成设备、管线的腐蚀和堵塞,因此消除产生的降解产物,并使溶液重新复活成为脱硫装置面临的重要课题。简要阐述了目前常用醇胺MDEA降解过程和热稳定性盐形成过程及产生的主要影响,并对用于脱硫溶液复活的几种工艺进行了介绍。     

醇胺脱硫溶液中硫酸盐、亚硫酸盐及硫代硫酸盐的测定

一、概述卧龙河脱硫总厂硫磺回收尾气处理装置所用二异丙醇胺溶液的脱硫效果逐步下降.其原因,可能是二氧化碳引起脱硫液变质(生成(口恶)唑烷酮),或由于操作控制不当,使部分二氧化硫进入脱硫装置与二异丙醇胺作用转化为硫酸盐、亚硫酸盐、硫代硫酸盐等物质. 为了解上述物质在脱硫溶液中的存在和含量,以便确定它们对脱硫效果的影响,为此,根据现场试验需要选建了携带方便、快速、准确度高的分析方法. 采用BaSO_4     

天然气净化装置脱硫溶液发泡原因分析研究

靖边气田所辖3座净化厂均是采用MDEA及其复配溶液作为天然气脱硫溶剂,3座净化厂在生产中均出现不同程度的溶液发泡现象,溶液发泡导致脱硫装置处理能力严重下降,溶液损耗增大。本研究课题分析、研究了导致溶液发泡的原因,针对研究分析结果,提出了抑制溶液发泡的建议,对净化装置的高效、安全、平稳、经济运行有一定的指导意义。     

天然气净化装置脱硫溶液发泡原因分析研究

靖边气田所辖3座净化厂均是采用MDEA及其复配溶液作为天然气脱硫溶剂，3座净化厂在生产中均出现不同程度的溶液发泡现象，溶液发泡导致脱硫装置处理能力严重下降，溶液损耗增大。本研究课题分析、研究了导致溶液发泡的原因，针对研究分析结果，提出了抑制溶液发泡的建议，对净化装置的高效、安全、平稳、经济运行有一定的指导意义。     

MDEA脱硫溶液近红外光谱法在线分析技术研究北大核心CSCD

目的为保证天然气净化装置产品气质量达标,剑阁天然气净化厂首次利用近红外光谱法在线分析技术实现脱硫溶液组分快速、准确地测定,便于脱硫系统工艺参数及时调整。方法通过反复优化“建模数据”与“建模算法”,建成了最优的脱硫溶液组分近红外光谱分析模型。结果通过多组在线分析数据与实验室分析数据对比分析,发现分析结果偏差均在2%以内,表明近红外光谱技术能准确监测脱硫溶液中MDEA含量及水含量。结论近红外光谱法在线分析技术的成功应用为脱硫系统连续补水提供及时、准确的数据支撑,保证天然气净化装置脱硫稳定运行,具有极其重要的推广应用意义。     

含硫气井络合铁脱硫工艺技术及经济适应性研究

目的 确定含硫气井采用络合铁脱硫工艺进行脱硫净化的技术及经济适应性。方法 分析了络合铁脱硫工艺的原理、流程及特点,根据含硫气井工业应用实例,研究提出了络合铁脱硫工艺的技术及经济适应性条件。结果 在技术性方面,络合铁脱硫工艺适用于任何H₂S含量的天然气脱硫,H₂S脱除率可达到99.9%以上,且脱除效果稳定,短期内不受H₂S含量波动的影响;CO₂脱除率由吸收塔运行压力及原料气中CO₂含量决定;对不同含量的甲硫醇、乙硫醇脱除率可分别达到97%、92%以上,对羰基硫的脱除率约为6.51%～35.02%;合理硫容应为药剂及电耗综合成本最低时的硫容,不同的运行工况,合理硫容也不同;工艺产生的单质硫目前主要以硫膏形式脱除及处理,对硫磺进行经济、环保的回收处理是络合铁脱硫工艺的一个难点。在经济性方面,开展了工艺完全成本分析,提出了在潜硫量为12.35 t/d的条件下工艺的经济极限H₂S含量及经济极限处理量的计算公式。结论 上述研究结果对络合铁脱硫工艺技术优选、优化及经济效...     

逆流旋转填料床中络合铁脱硫富液的再生研究

针对络合铁脱硫工艺中脱硫富液再生效率低、耗时长、设备大、降解严重等缺点,以逆流旋转填料床为再生设备,以脱硫富液再生为研究对象,考察了超重力因子、气体流量、液体流量、再生温度对再生率的影响;在相同操作条件下,与传统再生装置对比分析吸收-再生循环次数对脱硫液络合剂降解的影响。研究结果表明：脱硫富液的再生效率随超重力因子、气体流量的升高先增大后减小,随再生温度的升高而增大,随液体流量的增大而减小。在适宜的工艺参数下,逆流旋转填料床对脱硫富液的再生率可达到60%以上;在相同吸收-再生循环次数条件下与传统再生装置相比,逆流旋转填料床可有效缓解脱硫液络合剂的降解。因此,逆流旋转填料床再生技术具有传质效率高、再生耗时短、设备小、络合剂降解少等优点,应用前景广阔。     

高含硫天然气脱硫操作条件对能耗影响的模拟研究

 采用流程模拟技术分析了高含硫天然气脱硫工艺操作条件,如原料气处理量、吸收塔温度、吸收塔压力、吸收塔板数、再生塔温度对脱硫能耗的影响,并通过灵敏度分析比较了各操作条件对脱硫能耗的影响力大小。结果表明,高含硫天然气中酸性组分浓度高,为满足净化要求需增大溶液循环量,因此带动公用工程消耗增加,脱硫能耗比常规含硫天然气脱硫情况显著增加。在操作中,提高吸收塔温度、再生塔温度和原料气处理量均会引起脱硫能耗升高,而降低吸收塔压力、减少吸收塔板数可降低脱硫能耗。由于醇胺溶液再生耗能占脱硫总能耗绝大部分,故制定节能措施应重点考虑再生塔温度控制,蒸汽、凝结水以及净化系统余压、余热资源的合理利用。     

高效液相色谱法测定生物脱硫溶液中单质硫

生物脱硫作为一种新的天然气净化手段,具有净化度高、流程简单、环境污染少、能耗低等特点,在低碳经济发展和环境保护等方面显示出潜在的优势。主要讨论了利用高效液相色谱法测定生物脱硫溶液中的单质硫。用有机溶剂萃取生物脱硫循环液中的单质硫,前处理后在指定高效液相色谱条件下检测单质硫浓度,形成了一套简单可行的测定生物脱硫溶液中单质硫的方法。该方法的检测限为0.04mg/L,加标回收率为103.00%,满足生物脱硫溶液中单质硫的测定需要。同时,讨论了生物脱硫溶液中其余硫副产物对单质硫的干扰。     

天然气净化厂脱硫溶液污染物来源及发泡控制措施

中国石油西南油气田公司天然气净化总厂万州分厂自2009年建成投产后,脱硫塔拦液情况频发,每次检修后的平稳运行时间逐年缩短,严重影响了装置的安全、平稳运行,制约了渝东北的产能发挥。针对该问题,收集和分析了10年来天然气净化装置胺液发泡的相关数据,认为造成发泡的主要原因是溶液被内部产生及外部带入系统的热稳定盐、油、脂、金属等杂质污染。针对上述因素,分别阐述了两种因素带来的不同现象及相应的控制措施,结合逐渐形成的经验教训对装置进行优化管理,现已连续平稳运行3年。     

天然气脱硫装置吸收塔模拟及增产措施

目的 某天然气净化厂已完成过程气羰基硫(COS)水解的改造工作,解决了商品气中总硫含量超标的问题,但商品气中二氧化碳(CO₂)摩尔分数过低(约0.25%),严重制约了商品气产率的有效提升,探究合适的增产措施可实现企业的降本增效。方法 利用HYSYS流程模拟软件构建了该净化厂两级吸收塔模型,分析了吸收塔塔板数、溶液循环量及脱硫剂组成对天然气净化的影响规律,重点研究了对商品气中CO₂摩尔分数的影响规律。结果 (1)在不调整脱硫剂组成的前提下,减少两级吸收塔共5块塔板,同时,贫液和半富液循环量降至操作下限,商品气中硫化氢(H₂S)质量浓度不会超标,且CO₂摩尔分数可提升至0.87%;(2)在调整脱硫剂组成的前提下,减少两级吸收塔共5块塔板,同时,贫液和半富液循环量降至下限值运行,商品气中H₂S质量浓度仍不会超标,且CO₂摩尔分数可提升至2.47%。结论 对吸收塔模拟及增产措施的研究可指导该天然气净化厂的技改,提高商品气产率,为同类型大型高含硫天然气净化厂的技改优...     

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。