化学工程

<正> TQ013.1 201012405 中变气脱碳-变压吸附联合提取H_2和CO_2工艺中CO_2溶解度的测定[刊]/沈喜洲,肖芸…(武汉工程大学化工与制药学院)//石油化工.-2010,39(3).-280～284 模拟工业上采用N-甲基二乙醇胺(MDEA)法脱除CO_2(简称脱碳)的过程建立了一套改进的实验室脱碳装置,在中变气脱碳-变压吸附联合提取H_2和CO_2工艺条件下,在70～120℃,131～422kPa测定了CO_2在4.28mol/L MDEA水溶液中的溶解度。结果表明,实验值与文献值具有较好的一致性。实验结果为提高解吸压力、降低能耗的联合工艺提供了理论依据和设计参数,验证了提高解吸压力构想的可行性。图5表1参18(吴小蓓     

MDEA水溶液对H_2S和CO_2混合气体吸收速率的测定

采用实验方法,测定了20℃时N-甲基二乙醇胺(MDEA)水溶液对H2S、CO2纯气体以及H2S和CO2混合气的初始吸收速率。结果表明,H2S和CO2初始吸收速率分别为8.31×10-3mol.s-1.m-2和1.90×10-3mol.s-1.m-2;吸收H2S和CO2混合气,各组分的初始吸收速率与其分压成线性关系。得到了MDEA溶液吸收H2S和CO2混合气的速率表达式。     

在填料塔中用NaOH,MEA和AMP溶液吸收CO_2

在不同浓度和温度下,对NaOH,MEA和AMP(2-氨基-2-甲基-1-丙醇)水溶液吸收空气中CO_2进行了测定.除了高CO_2负荷的MEA溶液(>0.5molCO_2/mol MEA)外,CO_2-NaOH和CO_2-MEA系统的实验测定与数学模型的预测获得了良好的一致性.与MEA和AMP相比,NaOH具     

Econamine过程

应用:脱除气体中的酸性杂质H_2S、CO_2、COS 和CS_2。产品:处理过的气体(H_2S<57mg/m~3,CO_2低于50×10~■;COS 和CS_2均<10~■);浓缩的酸气.工艺过程:用一种伯烷醇胺,二甘醇胺(DGA)的水溶液吸收(1),工艺过程是典型的胺法流程。将加热的富液再生(2);冷凝水返回再生塔;酸气去火炬、硫磺回收或进一步处理。再生塔热量由一种适宜的介质供给。贫液通过交换器和冷却器再循环到接触塔。     

中空纤维膜吸收法脱除H2S的实验研究

研究了用中空纤维膜组件脱除天然气中的H2S的吸收过程.采用疏水性聚丙烯中空纤维膜(HFPPM)制成膜组件,以甲基二乙醇胺(MDEA)水溶液作为吸收剂,考察了吸收液浓度、吸收液流速、气相流速等因素对H2S膜吸收过程的影响.实验结果表明,质量分数为30%的MDEA吸收液在流速为78.1 ml/s,气速为0.064 m/s时,H2S的脱除率为95.8%,H2S的总传质系数为4.8×10-8mol·(m2·s·Pa)-1;质量分数为35%的MDEA在同样的条件下H2S脱除率达98.1%.而且在实验的较宽天然气H2S浓度范围内,MDEA吸收剂H2S脱除率保持在90%以上.实验证明膜吸收法也许是有良好发展前景脱除H2S的方法.     

气相色谱法定量分析含硫气体

冶金工业部鞍山热能研究院采用SP-2305气相色谱仪,热导检测器,通过涂有1.5%磷酸去尾剂的DG-1吸附柱,定量分析克劳斯尾气中的含硫化合物(COS、H_2S、CS_2、SO_2)及CO_2.在给定的条件下,一根柱子可完成全组分分析,测得的硫化物用外标法定量.以H_2S为例,所测浓度在2.00～0.8%时,其允许误差(±2σ%)为±0.092%,当浓度为1500～200ppm时,允许     

硫化氢和二氧化碳混合酸气在甲基二乙醇胺水溶液中的溶解度

于40℃和100℃测定了 H_2S 和 CO_2混合酸气在2.5kmol/m~3MDEA水溶液中的平衡溶解度。H_2S 分压范围0.03～149.35kPa;CO_2分压范围1～416.85kPa。给出了 H_2S 和 CO_2混合酸气的溶解度等值线图。     

二氧化碳在热碳酸钠水溶液中吸收动力学的研究

通过实验作出CO_2-热碳酸钠水溶液、CO_2-活化碳酸钠水溶液系统吸收速率的有关数据。经回归整理,得出吸收温度T、溶液转化度f_c、活化剂含量C_A对上述两个系统的液相传质系数k和k_D的关联式。并用阿斯塔利特的“穿梭”(shuttle)机理进行解释,得到较为完满的结果。     

H2S和CO2在环丁砜—二异丙醇胺水溶液中的溶解度

本文以单一的H_2S和CO_2各自在环丁砜(以下简称SF)、二异丙醇胺(DIPA)水溶液中的溶解度数据,按“拟平衡常数”法合成计算了H_2S、CO_2在SF-DIPA水溶液中的溶解度。并与H_2S、CO_2在DIPA水溶液和SF-MDEA水溶液中的溶解度作了比较。计算指出:①因存在另一种酸性气体的影响,在相同的溶剂中,混合酸气中H_2S、CO:各自的溶解度均较单一气体时小;②在相同情况下,H_2S、CO_2在SF-DIPA水溶液中的溶解度大多数比相应在DIPA水溶液中的要小,唯在甚高分压下可大于在DIPA水溶液中的溶解度。计算的平衡溶解度也与报道的实际数据作了对比,结果颇为一致。     

不同煤系烃源岩热解气地球化学差异及其在苏里格气田的应用

为了研究不同煤系烃源岩(煤、暗色泥岩和炭质泥岩)生气差异,对三者进行了高压釜热模拟实验,并对热模拟气进行了组分分析、碳氢同位素分析和轻烃地球化学分析。实验结果表明:煤的产气率高于暗色泥岩和炭质泥岩,并在热模拟初期阶段产生大量CO_2气体,煤在低温阶段的CO_2产气量可达20%;暗色泥岩热模拟气甲烷含量在整个热模拟阶段都处于领先地位,炭质泥岩的C_2—C_4烷烃气的含量高于煤和暗色泥岩,煤生成的非烃气体含量最多;在整个热模拟阶段,煤热解气的碳、氢同位素略重于暗色泥岩和炭质泥岩热模拟气(δ~(13)C_(2煤)δ~(13)C_(2暗泥)δ~(13)C_(2炭泥)),热模拟温度高于500℃后,热模拟气出现碳同位素序列倒转现象;在轻烃产物中,煤热模拟气具有较高含量苯、甲苯以及2,3-二甲基戊烷,而炭质泥岩热模拟气具有较高含量的2,4-二甲基戊烷。将热模拟实验结果应用到苏里格气田,可以得到如下启示:(1)苏里格气区煤系烃源岩生烃早期形成的CO_2可能与储层致密化有一定关系;(2)轻烃特征可作为不同煤系烃源岩生气鉴别指标,苏里格气田天然气的主要贡献者是煤。     

CO2和二乙醇胺的反应速度

用实验室湿壁塔在DEA溶液0.05～4千克分子/米~3及温度20～60℃间测定了CO_2与DEA水溶液的反应速度。所得结果表明总反应级数为2,对CO_2为1,对胺为1。反应速度常数k\m与温度的关系为:Log_(10)k_(Am)=(-2274.5)/(T(°k))+10.4493此式与实验数据的差别在3％以内。提出的解释是动力学控制步骤是CO_2与胺形成胺基甲酸的反应,它然后立即完全离解。     

一氧化碳中微量CO_2的热导色谱分析

通过实验建立了一氧化碳中微量CO_2的热导色谱分析方法.结果表明,该方法可同时检测一氧化碳中的微量CH_4和CO_2,其中CO_2的最低检出浓度为5×10~(-6).     

二异丙醇胺水溶液选择性吸收H_2S过程的机理探讨(上)

本文以DIPA-H_2O-H_2S-CO_2体系的气、液平衡曲线处理湿壁塔中用DIPA水溶液对H_2S选择性吸收的实验数据,得出了实测的H_2S、CO_2总气膜传质系数.以伴有化学反应吸收的双膜理论予以校核,结果是吻合的.建立了DIPA-H_2O-H_2S-CO_2体系选择性吸收装置的逐板计算程序,以及气相中H_2S、CO_2的浓度沿塔变化的数学表达式.以此验证了引进工业装置的设计数据,也提出了甲基二乙醇胺(MDEA)可能是一种比DIPA更为优越的选择性溶剂的理论依据.     

高压CO_2对离子型表面活性剂水溶液与风城超稠原油界面张力的影响

采用轴对称悬滴形状分析技术,测量了30℃与50℃下,CO_2压力在0.1~10.0 MPa范围内,离子型表面活性剂水溶液/CO_2/风城超稠原油体系中油水两相的界面张力。实验结果表明,表面活性剂水溶液和原油的平衡界面张力随着CO_2压力的增大而增大,高压CO_2的存在能有效降低十二烷基磺酸钠(SDS)水溶液/原油体系与纯水/原油体系中油水两相的界面张力;而在十烷基三甲基溴化铵水溶液/原油体系和十二烷基三甲基氯化铵(DTAC)水溶液/原油体系中,高压CO_2的存在则会使得油水两相界面张力增大。溶解在SDS水溶液中的CO_2能够协助SDS乳化原油,而溶解在DTAC水溶液中的CO_2则不利于DTAC乳化原油。     

高压CO_2对离子型表面活性剂水溶液与风城超稠原油界面张力的影响北大核心CSCD

采用轴对称悬滴形状分析技术,测量了30℃与50℃下,CO_2压力在0.1~10.0 MPa范围内,离子型表面活性剂水溶液/CO_2/风城超稠原油体系中油水两相的界面张力。实验结果表明,表面活性剂水溶液和原油的平衡界面张力随着CO_2压力的增大而增大,高压CO_2的存在能有效降低十二烷基磺酸钠(SDS)水溶液/原油体系与纯水/原油体系中油水两相的界面张力;而在十烷基三甲基溴化铵水溶液/原油体系和十二烷基三甲基氯化铵(DTAC)水溶液/原油体系中,高压CO_2的存在则会使得油水两相界面张力增大。溶解在SDS水溶液中的CO_2能够协助SDS乳化原油,而溶解在DTAC水溶液中的CO_2则不利于DTAC乳化原油。     

还原吸收法处理Claus尾气工艺加氢转化含常量H2S过程气中微量总硫的分析

还原吸收法加氢尾气气样,通过用SO_2充分预饱和的填有酸性硫酸隔的过滤器,气样中常量的H_2S被过滤器吸收,而其他微量的硫化物,用微库仑仪进行测定.本文还介绍了硫化氢过滤器的制备和处理方法.本法简便易行、稳定可靠、省时.可检测0.5～1000ppm的微量总硫,大于此含量的样品,经稀释后仍可测定.其相对误差小于15%,最大相对偏差在±10%内.本法亦可用于天然气中总有机硫的测定.     

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。     

MEA溶液捕集CO_2的反应热实验研究

单乙醇胺(MEA)捕集CO_2具有吸收速率快、吸收量大等优点,是CO_2化学吸收法中应用最普遍的吸收剂。本文利用自主开发的量热系统测量了MEA溶液吸收CO_2的吸收热、解吸热以及吸收量,考察了CO_2负载率、温度、压力、活化剂等对吸收热、解吸热和吸收量的影响。研究表明:吸收热随温度的增加而下降;在温度相同时,吸收热随CO_2负载率的增大而减小,随吸收剂浓度的增大而增大;压力对吸收热的影响不大,但压力越大,对CO_2的吸收量越大;活化剂的添加有效的降低了单一溶剂MEA的吸收热和解吸热。此外,解吸过程中汽化潜热的回收利用可有效降低能耗。     

丙烯腈催化水合制丙烯酰胺反应控制步骤的初步探讨

<正> 动力学实验采用等温固定床积分反应器进行,反应器由φ10×1.5毫米的不诱钢管及φ3×0.5毫米的热偶套管组成,反应温度可控制在±0.5℃范围内。试验证明,反应器流动状况与活塞流对比偏差不超过2％。动力学实验是在排除内、外扩散影响的条件下进行的。反应液中的丙烯酰胺由碘量法滴定分析,微量残余丙烯腈由SP—2305气相色谱仪分析测定。本实验以初始浓度为2.8～6.74％的丙烯腈水溶液为原料,以骨架铜为催化剂,反应温度70～110℃。本实验对丙烯腈催化水合制丙烯酰胺反     

澳大利亚煤层甲烷的微生物来源

澳大利亚Sydney和Bowen盆地二叠系烟煤中的煤层气具有如下特征:①甲烷/乙烷≥1000;②甲烷的δ~(13)C值(PDB,下同)和δD值(SMOW,下同)分别为-(60±10)‰和-(217±17)‰;③二氧化碳的含量小于5％;④二氧化碳和甲烷的δ~(13)C差值为(55±10)‰。以上特征表明气体的组成主要受微生物的CO_2还原作用影响,而不受传统认为的热反应所控制。侵入到深部的外源成因的CO_2可通过其同位素组成δ~(13)C_(CO_2)=-(7±2)‰加以判识。