一种特殊气质分子筛脱水方案设计

本文以哈萨克斯坦让纳若尔油田湿气回注工程的实际设计数据为例,对含硫天然气中同时含部分氧气的特殊气质的分子筛脱水工艺方案,从其主要工艺特点、设备选择、材料选择、平面布置、主要节能措施、能耗等方面进行了阐述,为含氧及硫化氢天然气分子筛脱水装置的设计提供了参考。     

天然气深冷处理装置分子筛脱水工艺探究

天然气是现时代极为重要的能源之一,具有着高效燃烧、洁净等特点,随着时代发展应用愈加广泛。天然气原料中含有部分杂质,需要经过加工处理后才可投入应用,这对加工技术提出了一定的要求。本文在此背景下,阐述了天然气分子筛脱水原理及工艺流程,而后围绕分子筛脱水系统运行展开分析与研究。     

分子筛脱水装置运行问题分析及处理

中国石化西北油田分公司某采油厂轻烃站天然气脱水处理采用分子筛三塔流程,在运行过程中出现冷吹初始阶段出口温度升高、再生较快的异常情况。为此,该轻烃站在排除设备故障后,取再生气分水器排污样进行亚硫酸检测,结合气样XRF元素含量检测结果,分析得出导致分子筛失效、温度升高的本质原因为进站原料气中含氧量偏高,使得铁、氧及H_2S在干燥塔内发生一系列化学反应,放出热量。基于上述原因,采取相应的措施,打破化学反应所需环境条件,从而恢复正常生产,该装置的操作经验可为同类装置的设计及运行提供参考。     

分子筛脱水装置的工艺设计及应用

分子筛脱水是目前国内外应用较广泛、技术较成熟的脱水工艺。分子筛脱水具有受进口介质的工艺参数(压力、温度、流量)影响小,适应性强,对装置的腐蚀性小,装置操作简单,占地面积小等特点,能够满足天然气深冷加工要求。本文结合工程应用实例,对天然气分子筛脱水工艺流程、工艺计算、主要工艺参数选择、分子筛脱水塔内部结构进行了讨论。     

分子筛脱水装置节能探讨

以分子筛脱水装置实际设计数据及操作参数为例,对分子筛脱水装置在工艺方案选择、设备设计、操作参数调整等方面进行了详细节能阐述,为天然气分子筛脱水装置的设计提供参考,为分子筛脱水装置降低能耗提供思路。     

分子筛脱水装置再生气中H2S含量升高原因解析及整改措施

土库曼斯坦一大型高含硫天然气处理厂共有4列装置,设计每年可生产优质产品天然气50×108 m3。该厂原料天然气中H2S含量为2.942%（y）,水含量为0.123%（y）,经过脱硫、脱水、脱烃后产品天然气中H2S含量小于7mg/m3,水露点在5.6MPa（G）下可达到-21℃。该厂脱水单元采用4塔分子筛脱水工艺,自动化程度高,脱水深度完全能够满足设计要求,但在运行中发现脱水再生气中H2S含量较高。通过分析已找到再生气中H2S含量随再生时间和再生气量的变化规律,并通过延长再生时间和降低再生气流量等措施,降低了再生气中H2S含量,取得明显的效果。     

含硫天然气脱水的方法

当没有条件在含硫天然气气田上就近建设脱硫厂的情况下,就需要将含硫天然气脱水后输送到远离气田的脱硫厂进行脱硫处理。基于此,介绍了含硫天然气三甘醇（TEG）吸收脱水和分子筛（MS）吸附脱水的工艺流程和技术要点。其中包括：对脱水装置前置分离系统的重要性说明;TEG吸收脱水只宜用于低含硫天然气脱水的重要原因,以及设计再生系统应注意的一些问题;对MS吸附脱水的开式流程和闭式流程特点以及二者的实用性进行比较,指出由于开式流程脱水在技术上易行,所以只要在气田能提供自用燃气作再生气的场合,都应优先选用开式流程。     

分子筛三塔高压脱水工艺改造应用

大涝坝集气处理站是一座以凝析油稳定和轻烃回收为目的的凝析天然气处理站,轻烃回收前采取分子筛两塔高压脱水工艺对湿气进行干燥,降低原料气的水露点,以满足深冷工艺生产需求。由于天然气处理量超负荷,前期生产中出现分子筛吸附过饱和、脱水效果差、深冷工艺流程冻堵等问题,为此实施了将两塔高压脱水流程改造为三塔流程的工艺。改造后,分子筛吸附时间缩短,再生时间延长,有效解决了脱水效果差及因其引发的相关生产问题,分子筛三塔高压脱水工艺在大涝坝集气处理站得到了较成功的应用。     

分子筛脱水系统工艺技术研究

以非洲某国天然气处理厂改造中增加分子筛脱水系统为例,介绍天然气脱水系统工作原理,同时对分子筛脱水系统中干燥塔、再生系统热负荷和再生气量进行了详细计算,并用转效时间和床层压降对计算结果进行校核。本工程计算结果应用于工程实际,也为其他天然气分子筛脱水系统设计提供了参考和借鉴。     

IFP甲醇脱水工艺与分子筛脱水工艺的比较

大港油田天然气公司LPG回收装置采用IFPexol工艺对天然气脱水，是当时一种新兴的脱水方法。装置运行之初系统比较稳定，效益可观。但在运行10年的过程中，气源不断变化，CO2和H2S的含量不断升高，甲醇防冻技术逐渐显露出一些问题。通过对脱水方法的选择比较，采用分子筛脱水工艺，解决了甲醇防冻技术在生产运行中出现的问题。     

改进的分子筛脱水装置在页岩气脱水中的应用

页岩气开发过程中多在集气站进行脱水处理,工艺多采用三甘醇(TEG)脱水,但边远页岩气单井的开发需脱水后再进入外输管网。针对这类单井产气量小、工况不稳定等特点,若采用三甘醇脱水工艺,存在投资和运行成本增加、装置运行不稳定等问题。通过对重庆页岩气公司足202井的特点进行分析,综合比较了分子筛与三甘醇脱水装置的优缺点,并对工艺与设备进行了集成创新,提出了利用分子筛进行井口气脱水的新思路,研制出一套处理量为12×104 m^3/d的撬装分子筛脱水装置,并在现场进行了成功应用。分析结果表明,装置满足脱水需求,节省了投资和能耗。另外,装置在针对性和适用性上有许多亮点,在自动化和信息化方面进行了有益的尝试,可为类似天然气分子筛脱水系统的设计提供参考。     

分子筛脱水装置再生气空冷器故障分析及工艺优化

目的解决分子筛脱水装置再生气空冷器频繁泄漏导致停产检修的问题。 方法从再生气空冷器材料、振动和管道应力方面分析计算空冷器泄漏的原因,采用HYSYS和CAESARⅡ软件复核计算新的工艺流程中高温再生气进入高压放空系统对管线、阀门和设备的温度、强度、应力及热位移的影响。 结果将再生气空冷器入口高温再生气接入再生气调压放空管线可行,不会对放空系统管线、阀门和设备造成影响。 结论再生气空冷器泄漏的原因是材质不合格和进出口管线布置不合理。在再生气空冷器进口新增一段放空管线可实现不停产检修。建议天然气净化厂在采购再生气空冷器时应严格审查设备材质,合理布置进出口管线,以降低再生气空冷器泄漏故障率。      

混装分子筛脱水脱硫醇工艺在阿姆河处理厂的应用

SRI国际公司的研发人员（美国加州门洛帕克市;www.sri.com）开发出一种新型氨法脱碳技术。这是一种新的氨基混合盐法过程,避免了冷氨路线的一些问题。SRI过程（工艺）的关键是烟气气流注入吸收塔的底部,与铵水溶液和钾碳酸盐逆流接触。反应在20~40℃下发生,其吸收速度约为冷氨法的5倍。碳酸钾的主要作用是降低蒸汽压,避免波动更大的氨的损失。吸收剂在塔的下部,碳酸铵的比例很高。     

高含硫气藏元素硫沉积对储集层的伤害

元素硫是高含硫气藏开发的有害物质。随着气井的投产，地层压力和温度沿径向不断降低，在气流达到或超过含硫饱和度时，元素硫将会从气流中析出，并在储集层岩石的孔隙或喉道中沉积下来，使得地层孔隙度和渗透率降低，严重时造成气井的停产甚至报废。在推导了元素硫沉积对储集层伤害的模拟模型基础上，分析了在高含硫气藏的开发过程中，元素硫沉积的特征及对储集层物性的伤害情况，发现元素硫在地层中的沉积主要在离井筒较近的范围之内，且沉积量沿径向由井筒向地层深处逐渐减小；沉积于孔隙的元素硫对储集层的伤害也主要在该区域之内，越靠近井筒伤害程度越严重，且随着生产时间的延长。对储集层的伤害程度加速。图4表1参6     

硫磺回收装置烟气二氧化硫排放影响因素分析及对策

分析了中国石油兰州石化公司３万ｔ／ａ硫磺回收装置烟气二氧化硫（ＳＯ２）排放浓度超标的 原因,并采取了相应的改造措施。结果表明,气体精制氧化尾气硫化物含量高,系统燃料气硫含量高,集 中溶剂再生贫液质量差是造成烟气ＳＯ２排放浓度超标的主要原因。通过采取将气体精制氧化尾气由硫磺尾气焚烧炉焚烧改至酸性气燃烧炉进行焚烧,脱硫后净化干气取代系统燃料气作尾气焚烧炉燃料,尾气处理溶剂由集中再生改为独立再生等措施,使烟气ＳＯ２排放浓度由大于６００ｍｇ／ｍ３下降至不超过８０ｍｇ／ｍ３。     

低负荷下双塔分子筛脱水工艺对产品天然气中H2S含量的影响

中国石油西南油气田公司川西北气矿天然气净化厂脱水装置采用分子筛吸附脱水双塔工艺,一塔吸附,一塔再生,二者切换使用。在低负荷运行状态下,分子筛塔进行再生时,其产品气中H_2S含量出现周期性波动情况,存在超标的潜在风险。经过研究与分析制定了优化调整方案,通过延长吸附再生切换周期、减少再生时间、降低再生温度等操作后,分子筛脱水装置再生时产品气中H_2S质量浓度降至10 mg/m~3以下,并趋于平稳,较好地解决了这一生产异常问题。     

海上浮式LNG脱水工艺方案探讨

从分离原理、处理规模、脱水深度、装置占地和海上适应性等多个方面出发,对常用的天然气脱水工艺进行了比较和总结。针对南海某目标气田的基础数据和海况特点,对大型浮式LNG装置的脱水方案进行工艺优化,最终选出了以4A分子筛为吸附剂和压缩BOG(蒸发气)为再生气的二塔式吸附脱水工艺,其具有露点低、占地少和海洋环境适应性强等特点。     

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。