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。     

醇胺溶液吸收硫化氢和二氧化碳 第一部份 单一气体的吸收速率

本文汇集了新近醇胺溶液吸收硫化氢和二氧化碳的研究进展,并从工程计算角度,推荐了符合化学吸收理论的单一气体吸收速率计算方法,并提出了物性常数、反应速率常数和 H_2S 吸收的平衡常数的合适选用途径。本文分吸收硫化氢和吸收二氧化碳二部份,分别阐明了吸收所属类型和吸收速率计算公式,对于醇胺溶液吸收二氧化碳,还描述了较为可信的吸收机理。为了便于工程技术人员易于掌握,还备有吸收速率计算举例。     

硫化氢在栲胶溶液中吸收速率影响因素的考查——(一)溶液组成对H_2S吸收速率的影响

在常压下,用内径为φ7.4毫米湿壁塔,测定了H_2S 在不同体系溶液中的吸收速率及其化学反应增强因子β值。实验表明,在栲胶法脱硫过程中,H_2S 的吸收速率主要取决于Na_2CO_3在缓冲体系中的浓度,而钒盐以及栲胶对β值基本无影响。     

醇胺溶液吸收硫化氢和二氧化碳 第一部分 单一气体的吸收速率

本文汇集了新近醇胺溶液吸收硫化氢和二氧化碳的研究进展,并从工程计算角度,推荐了符合化学吸收理论的单一气体吸收速率计算方法,并提出了物性常数,反应速率常数和H2S吸收的平衡常数的合适选用途径。本文分吸收硫化氢和吸收二氧化碳二部分,分别阐明了吸收所属类型和吸收速率计算公式,对于醇胺溶液吸收二氧化碳,还描述了较为可信的吸收机理,为了便于工程技术人员易于掌握,还备有吸收速率计算举例。     

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。     

不同CO2/H2S分压下油管钢腐蚀速率预测模型

为了找出油管钢腐蚀速率CR与CO2分压PCO2、H2S分压PH2S之间的关系,首次将分压比PCO2/PH2S引入油管钢腐蚀速率预测模型,在不同分压比下,视一种气体腐蚀为主导,另一种气体腐蚀为影响因素来建立两个分模型,进而将两个分模型叠加,得到总的腐蚀速率预测模型.该预测模型与已有预测模型完全兼容,且与试验数据吻合较好.     

油管钢的H_2S/CO_2动态腐蚀行为

在模拟油田CO_2/H_2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO_2和H_2S分压对N80和P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在试验参数范围内,随着温度、CO_2分压和H_2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

三种不同气氛下流速对碳钢腐蚀速率的影响

采用动态质量损失法测试了20号碳钢在50℃的纯CO_2、纯H_2S以及CO_2/H_2S共存体系中不同流速时的腐蚀速率,并使用SEM观察了试片表面腐蚀形貌,用XRD分析了腐蚀产物组成。结果表明:流速和腐蚀环境对碳钢的腐蚀有重要影响,随流速增大腐蚀速率先增大后减小。在流速为2.5 m/s时,腐蚀速率达到最大;相同流速时,CO_2和H_2S共存体系中腐蚀速率最大,其次是纯CO_2体系,纯H_2S腐蚀速率最小。通过腐蚀产物的形貌和组成对此进行了解释。     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

温度和压力对N80钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

采用高温高压釜，辅以失重法，对不同温度和不同CO2、H2S分压下N80钢的CO2／H2S腐蚀速率进行了研究。结果表明，在试验温度和压力范围内。随着温度的升高．腐蚀速率先增后降．且在90℃时达到最大；随着CO2分压的升高，腐蚀速率单调增加；随着H2S分压的升高．腐蚀速率先增后降，且在H2S分压为0．02MPa时达到最大值。     

多因素共同作用对Q235B钢管腐蚀行为的影响

为探究油气管道中温度、流速和CO_2/H_2S分压协同作用下对钢管腐蚀行为的影响,对温度、流速和CO_2/H_2S分压比建立正交实验,通过SEM,XRD等分析技术探究不同改变量对Q235B管道腐蚀行为的影响。结果表明:在CO_2和H_2S共同影响下,70℃、流速为1. 5 m/s时,腐蚀动力学过程十分剧烈; H_2S的存在能够一定程度上抑制腐蚀,低含H_2S的腐蚀环境中,腐蚀为CO_2主导,在高温下内层形成良好的FeCO_3膜,腐蚀速率降低; H_2S通过形成FeS腐蚀产物层增加点蚀的程度;在H_2S和CO_2的组合存在下,凹坑的起始速率最高,CO_2能够协同促进,在同一时间内提供更多的实质性FeS膜;在点腐蚀演化过程中,CO_2和H_2S的协同作用在70℃时最为显著,同时流速在增大的过程中,会使FeS分布不均,而FeS的不均匀分布会诱导微电池作为该阶段在钢表面的点腐蚀的驱动力。研究结果对于制定石油管道防腐措施具有指导意义。     

间接电解硫化氢新体系的研究

在间接电解硫化氢（H_2S）新体系中,采用EDTA-Fe（Ⅲ）吸收液对H_2S进行吸收处理,将反应后的吸收液进行电解再生。考察了吸收剂质量分数、H_2S摩尔分数、吸收液pH值对脱硫速率的影响、不同电极对电解再生反应的影响及阴阳极再生过程中的电流效率。结果表明：在吸收阶段,H_2S含量及吸收液pH值的升高使脱硫速率加快;在电解阶段,EDTA-Fe（Ⅱ）在电解电势大于-0.2V时,氧化电流随电极电势增加快速上升,在石墨电极的电解再生体系下,阳极反应EDTA-Fe（Ⅱ）氧化为EDTA-Fe（Ⅲ）的电流效率随电极电势增加而增加,阴极为高纯度氢气。新体系兼有湿法吸收对H_2S的高吸收率,同时在吸收液再生时回收了氢资源,具有H_2S污染处理及高资源回收率的双重效果。     

微含硫气田工艺设施中H_2S富集的原因及措施

在开采的油气田中,或多或少存在一些有毒的H_2S气体。某深海气田的井口物流中H_2S气体浓度大约为1 mg/L,从安全和工程的角度讲,不用设计专门的脱硫设施,但在实际生产运行中发现该中心平台乙二醇模块的脱水单元富集了较高浓度的H_2S气体,给现场的生产、维修作业带来较大的安全隐患。通过对以上问题进行分析,H_2S富集的主要原因是天然气中微量的H_2S被注入井口的碱性乙二醇溶液吸收,当含H_2S的富乙二醇再生时,释放出H_2S气体并聚集在系统中。分析了工艺处理过程中H_2S被碱吸收的机理和在乙二醇脱水单元中富集的机理,并结合现场实践和目前最新的H_2S防治方法,采取降低贫乙二醇的碱度和选用三嗪类脱硫剂脱硫等应对措施进行了现场试验,取得了良好的应用效果,为今后类似的微含硫深海气田的设计、运营提供了借鉴。     

单乙醇胺负压下吸收H_2S的新工艺

介绍了在负压下用单乙醇胺吸收H_2S的新工艺,并找出了混合气体的爆炸极限.生产实践证明此项工艺安全可靠,净化效果明显,对于用静态混合器接触平衡吸收H_2S,进行了论述.     

压力与油管钢CO2/H2S腐蚀速率的关系

采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同CO2和H2S分压下油管钢N80、P110的CO2／H2S腐蚀进行了研究。结果表明,随着CO2分压的升高,两种钢的CO2／H2S腐蚀速率均单调增加;随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为3psi时取得最大值。     

酸性水单塔低压汽提塔顶空冷器腐蚀原因分析和对策

酸性水单塔低压汽提塔顶空气冷却器(空冷器)管束泄漏情况常有发生。空冷器管束内主要介质为H_2O,NH_3,H_2S,NH_4HS等。通过分析酸性水汽提塔顶空冷器的管壁温度、液相H_2S含量、液相NH_3含量、H_2S气相分压、NH_3气相分压、管束内气体和液体流动状态,得出空冷器管束局部腐蚀主要原因是高浓度NH_4HS的化学腐蚀或NH_4HS结晶固体冲刷腐蚀。采取以下措施能降低空冷器管束腐蚀速率:增加注水以稀释局部NH_4HS浓度;升级材质为钛、哈氏合金C276或合金800提高耐腐蚀性;降低管束翅化比、部分空气回流、空冷器底部增加加热盘管以提高管壁温度;增加风机变频和百叶窗、管束设置10 mm/m坡度防止偏流;控制进料气速等。     

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。     

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。     

井下管串缓蚀技术研究和影响缓蚀剂性能因素探讨

针对石油天然气井中H_2S-CO_2-卤水系统引起的腐蚀,研制了一种水分散性有机硫磷氮缓蚀剂CT2-12,可将腐蚀速率控制在0.0760mm/a以下,基本上不引起局部腐蚀,药剂费用可控制在合理的水平上。初步探讨了H_2S浓度(0-1000mg/kg)对不同CO_2分压下的腐蚀的影响。     

从气体中选择性脱除H2S技术的国外近况

在含H_2S、CO_2气体净化领域,随着气源类型与分离后各组分气体的用途日趋多样化,以及对环境保护要求的不断强化和能源价格上涨,使得具有节省装置投资和操作费用、能够获得纯度较高的目的组分气体的选择性分离H_2S的技术越来越为人们所瞩目.依照工作原理,大体上可将其分为以下几大类:(1)以固体吸附剂选择性脱除H_2S;(2)液相氧化法选择性脱除H_2S;(3)非氧化型的化学吸收法选择性脱除H_2S;(4)物理吸收法与低温分馏法;以及(5)综合型的与正在探索中的其它方法.现综合国外近期的有关报道,就其发展情况概述如下.