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。     

离子液体[Bmim]FeCl_4氧化吸收高浓度H_2S研究

在常温、常压下,通过实验考查了[Bmim]FeCl_4离子液体对不同含硫天然气的氧化吸收效果,结果表明天然气中H_2S体积分数低于5.8%时离子液体脱硫基本以化学吸收为主;随着天然气中H_2S含量升高,物理吸收脱硫趋势逐渐明显,化学吸收脱除的H_2S比例逐渐下降。当脱除体积分数为99.9%的H_2S气体时,脱除的H_2S总量中,物理吸收部分占比高达78.7%,脱硫剂的硫容可达3.0g/L。由此,要提高[Bmim]FeCl_4离子液体脱硫效率的关键是加强传质效率,提升离子液体氧化反应速率。     

低含硫气井高效气液分离及脱硫撬装一体化装置研制与应用

针对苏里格气田桃7区块含硫气井分布、含硫量低、集中脱水脱硫处理难度大等现状,设计出一种可以实现含硫气井采出气直接在井口进行脱水脱硫,且可以接入现有地面集输流程的低含硫气井高效气液分离及脱硫撬装一体化装置。经过对脱硫方法的优选、装置规模的确定、脱水脱硫工艺的设计和脱硫塔的设计,完成一体化撬装装置的总体设计。并通过对CT8-6B、ZDE-01、CT+ZD和FPGD等4种脱硫剂进行对比,优选最佳脱硫剂。最后,经现场推广应用,经脱硫的天然气含硫量均达到净化要求。该一体化装置可实现灵活组配满足不同生产工况含硫气的净化生产需求,经济效益显著。     

车排子油田稠油热采开发过程中H_2S的治理方法

车排子油田开发过程中,油井伴生气中出现了较高浓度的H_2S气体,增加了现场生产安全隐患。区块投产后对H_2S的监测表明实测值与设计值存在差异。由于前期试采井取样数据受生产时间、区域位置等限制,很难具有代表性,所以在设计阶段就应综合考虑有关问题,工艺设计应具有一定的灵活性,比如预留接口、预留新增设备安装位置等,以应对生产过程中的变化。通过在集油区管道加除硫药剂、在两相分离器出口设置脱硫装置、脱硫后的伴生气经火炬燃烧放空的方式,可有效去除H_2S,满足规范要求,保障油田安全生产。     

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。     

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。     

克拉2气田第一气体处理厂乙二醇注入量优化分析

克拉2气田第一气体处理厂采用节流法脱水脱烃,注入乙二醇防止水合物的形成,控制天然气的水露点和烃露点,达到管输天然气的技术要求.目前,脱水脱烃装置运行参数与原设计值相比,发生了较大的变化.乙二醇的注入量直接关系天然气水合物生成和整套生产装置的安全性,现场人员由于缺乏理论依据,对乙二醇注入量的调节存在一定盲目性,导致乙二醇注入量偏大,造成乙二醇再生塔负荷大和再生能耗较高.模拟分析表明:现有装置采用85%的乙二醇浓度是合理的,气体处理量按500×104m3/d计算,实际注入量比抑制水合物生成所需的乙二醇多200～300kg/h.本文提供两种节流压力下不同处理量时的乙二醇注入量,确保脱水脱烃装置运行的安全性和经济性,为现场人员调节乙二醇注入量提供理论依据.     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

高含硫气藏H_2S含量对凝析气相态的影响

针对塔中Ⅰ号气田Ⅱ区凝析气井中H_2S含量差异较大这一现象,提出了含H_2S的高压物性实验评价方法。向现场分离气中加入不同量的纯H_2S气体,将现场凝析油与该气体以恒定生产气油比复配获得不同H_2S含量的样品,在地层温度下进行实验,研究不同H_2S含量对凝析气相态特征参数的影响。研究表明,H_2S含量增加,井流物中CO_2,N_2,C_1—C_5和C_(6+)含量减小;露点压力呈线性降低,该样品的H_2S含量每增加1%,露点压力下降0.67 MPa;反凝析油饱和度基本不变,但反凝析油析出时间推迟,凝析油采收率和天然气采收率都下降。这是因为H_2S是一种较好的油气混相溶剂,降低了混相压力,致使露点压力降低、凝析油析出推迟,说明H_2S的存在不利于凝析气的开采。     

酸性气体中含水量的估算图

在设计脱水装置或现场集气线中的抑制水合物系统时,通常采用 Mcketta 和 Wehe 图表来估算这种气体中的含水量。当天然气含有大量的酸性气体,即有H_2S和CO_2时,这     

带压含硫气田水中H_(2)S的测定北大核心CSCD

目的捕集和检测带压含硫气田水常规减压取样过程排放闪蒸气中损失的H_(2)S组分,以实现带压含硫气田水中H_(2)S含量更加准确的测定,为优化和提升闪蒸气H_(2)S处理装置的设计和净化效率提供数据支撑。方法针对当前气田水减压平衡处理后H_(2)S测定结果明显偏低的问题,从带压液体取样和H_(2)S气体分析检测两个方面开展研究,讨论了取样装置、取样方法、分析检测方法、样品前处理、酸液用量和汽提时间等参数的影响。结果实现了等压取样,汽提时间为5 min,样品无须过滤前处理,解吸液为去离子水,以经典碘量法检测H_(2)S。结论通过比较实际样品带压和减压条件下H_(2)S含量的测定结果,表明该技术对准确测定带压含硫气田水中H_(2)S含量更加可靠,并将对其他带压溶液中溶解性气体的测定提供可借鉴的思路。     

脱硫一厂再生塔腐蚀裂漏调查报告

威远脱硫一厂是我国自行设计、施工的第一个大型天然气净化处理装置。设计处理能力为14×10~5m~3<两套>。1967年2月投产。其脱硫工段系采用乙醇胺法脱硫,乙醇胺浓度为12～16％(重量)。原料天然气中H_2s含量为1.46％、CO_2含量为5.14％。再生塔的条件是将吸收饱和后的乙醇胺溶液(简称富液)通过降压和加温而解脱出被吸收的H_2S和CO_2,再生成含H_2S     

华北地区含硫化氢地下储气库脱硫运行技术

为了进一步推动国内含H_2S地下储气库的优化运行,以华北地区X地下储气库为例,为防止其运行过程中采出的天然气因含H_2S引发的安全问题,提出了有针对性的脱硫运行技术对策。主要包括:井筒抗硫技术、含硫气井井口失控远程点火技术和地面H_2S处理技术。地下选用国产宝钢生产的D114.3 mm BGT1气密封型防硫化氢螺纹油管及耐压强度达34.5 MPa的井下安全阀。对含硫井口配备失控远程点火系统。在地面主要采用"活性炭+脱硫剂"分层装填脱硫塔的方式实现采出混合气体脱硫,并结合储气库井受双向压力及井底热传导效应促进硫溶解。通过摸索并实施一系列针对性的技术对策,X储气库完全自主实现零事故安全运行,为类似地下储气库的建设及运行提供了一定的参考。     

硫化氢在栲胶溶液中吸收速率影响因素的考查——(二)工艺参数对H_2S吸收速率的影响

实验沿用第一部分的湿壁塔装置,考查了不同工艺参数:气体流率,液体流率,吸收温度,以及H_2S 和CO_2分压,对H_2S 吸收速率的影响,并通过数据的拟合提出了,H_2S 在栲胶溶液中的吸收速率与气体流率及H_2S 分压的数学表达式。     

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。     

薄膜分离技术及其在EOR工程中的应用(三)(技术经济评价及应用实例)

薄膜分离技术应用范围相当广泛,仅在天然气净化中就可以满足从天然气中脱除 CO_2、H_2S、H_2O 等不同的工艺要求。但其经济效果各不相同。本文根据薄膜的发展现状,对这三种工艺进行具体的分析,并与传统的化学吸收、乙二醇脱水等工艺进行经济比较。同时还列举了油田上的一些应用实例。     

MDEA在普光天然气净化厂的应用

本文介绍了MDEA在普光天然气净化厂脱硫与尾气单元的应用,在脱硫单元,将天然气中的H_2S、CO_2及硫化物脱除,达到产品气规格,在尾气单元,降低尾气中的H_2S含量,达到环保要求。     

番禺34-1气田乙二醇回收系统脱二价盐工艺优化及改造

PY34-1气田乙二醇回收系统在国内自营气田的应用属首例,其脱二价盐是最复杂的单元,原工艺设计在现场应用存在诸多值得优化和改进的地方。为了解决影响脱二价盐单元正常运行的问题,现场采取了参数优化、逻辑修改、流程和罐体改造等措施。通过优化改造,脱二价盐单元能够按照逻辑程序顺利运行,生产清洁度达标产品;同时不再影响再生单元的正常生产,消除了影响台风模式生产的因素,为以后的操作和技术发展积累了经验,为乙二醇回收系统国产化研究奠定了理论基础。     

三甘醇脱水橇含硫尾气处理技术研究及应用

长庆气田下古气中H2S含量较高,采用三甘醇脱水橇脱水时,部分H2S气体溶解在溶液中,随着溶液的再生被解析出来,并随再生尾气排放至大气中,造成集气站及周边环境污染。因此,需要对脱水橇排放的再生尾气进行治理。通过对再生尾气几种治理工艺——氧化铁脱硫法、焚烧法和碱液吸收法的对比分析,确定了"碱液吸收+焚烧"技术路线,即,尾气先经过碱液吸收,除去尾气中的水分及大部分H2S组分后,再经过焚烧,将剩余的H2S转化成SO2排放。采用"碱液吸收+焚烧"尾气处理技术,可实现再生尾气的达标排放,保证了高含硫气井的正常生产。     

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原川东气田采出的天然气经集中脱硫脱水后再输出,这种集中脱硫脱水管网布置会使单井至脱硫厂输送湿含硫天然气管道腐蚀严重,爆管事故频繁发生;管内积水严重,管输效率低,冬天经常发生管道冰堵,影响安全生产。为了有效缓解湿天然气给管线站场带来的危害,在新建大天池输气干线沿线进气点均设置了脱水装置,保证了干线干气输送。其中,引进的四套橇装脱水装置均采用三甘醇作为脱水剂。整个脱水装置采用橇装布置,由吸收橇、再生橇、燃料气脱硫橇、仪表风橇四个橇块组成。引进脱水装置试运考核的结果表明,装置各项技术指标均达到或接近设计值。并简要介绍了龙门气田引进的四套天然气脱水装置主要工艺流程、设计参数及试运情况,详细分析主要工艺参数、消耗指标、突出特点及尚需完善的问题,并从现场操作维护的角度对引进脱水装置作出评价、建议。