不饱和水蒸气条件下氧化天然气反应研究

在高温高压不饱和水蒸气条件下对MgSO₄氧化天然气反应进行了等温实验研究,利用微库仑仪、气相色谱、红外光谱和x射线衍射仪等仪器对反应产物进行了分析,探讨了硫酸盐热化学还原反应(TSR)的反应机理。结果表明,MgSO₄氧化天然气反应主要生成MgO、H₂S、CO₂及焦炭等产物。当反应温度逐渐升高时,C₂以上烷烃含量逐渐减少,甲烷及一些中间产物如乙烯、丙烯、H₂、CO在天然气中的比例逐渐增大。天然气总烃含量随H₂S及CO₂等酸性气体含量的增加而呈递减趋势。反应机理研究表明,温度与烷烃碳链长度是影响TSR进行程度的两个重要因素。     

川东北地区石炭系与二叠系-三叠系天然气地球化学特征对比研究

川东北地区石炭系黄龙组与二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气地球化学特征对比研究表明，该区天然气总体为高—过成熟的干气，C _2⁺含量普遍较低，其中二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气相对石炭系黄龙组的天然气更加偏干。川东北地区二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气中非烃气体含量相对明显偏高，分布范围介于0.1%～77.8%之间，以高含H₂S和CO₂为特点，而石炭系黄龙组天然气中非烃气体含量较低，其H2S的含量分布范围在0.01%～4.8%之间,绝大部分天然气的H₂S含量在0.5%以下。川东北地区石炭系黄龙组与二叠系长兴组—三叠系飞仙关组气藏的天然气重烃（C₄—C₁₂）分布特征也具有明显差异。川东北地区二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气CH ₄、C₂ H₆的碳同位素组成相对石炭系黄龙组天然气偏重；二叠系长兴组—三叠系飞仙关组的天然气CH₄、C₂H6的碳同位素组成大部分为正序分布，而石炭系黄龙组的天然气CH₄、C₂H₆的碳同位素组成基本为反序分布。     

川东北地区富含H2S天然气烃类与CO2碳同位素特征及其成因

虽然近年来对川东北地区富含H₂S天然气的地球化学特征、成因及来源开展了广泛研究并积累了丰富的地质、地球化学资料,但由于该地区特殊的地质环境和复杂的天然气形成演化条件,天然气成因与来源问题一直备受关注并存有争议。川东北地区天然气中H₂S含量与烃类组分组成、甲烷、乙烷和CO₂碳同位素组成之间的关系表明,飞仙关组—长兴组富含H₂S的天然气主要是原油在硫酸盐催化下裂解的产物,可能主要来源于下志留统烃源岩;高含H₂S天然气中富集重碳同位素CO₂的生成,与天然气中H₂S含量的降低有关,是H₂S溶蚀储层碳酸盐岩的结果。     

绥中36-1油田A油藏生物竞争排斥技术治理下H2S主控因素及机理研究

目的绥中36-1油田A油藏采用生物竞争排斥技术治理因注入海水引入硫酸盐还原菌(SRB)而产生的H₂S,以油藏为研究对象,进行了H₂S生长主控因素和机理研究。 方法选取油藏典型油井考查其停药期间不同油井的H₂S含量、硫化物含量、微生物含量,观察SRB生长曲线规律,对H₂S生长主控因素和机理进行研究。 结果生物竞争排斥法能够抑制SRB生长,单井H₂S质量浓度降至30 mg/m³以下。停药期间,油藏H₂S生长趋势符合Compertz模型,单井A1、A4、A17、A20、A22模型拟合度在0.8以上,方差的统计量较高,显著性为0.001~0.002。 结论H₂S不受油藏生产动态的控制,海水提供了丰富的SO2-₄营养源,绥中36-1油田A油藏H₂S生长的主控因素为油藏中的SO2-₄含量。该油藏已经形成了非常稳定的生态菌群,稳定的生态系统能自动消除外部引入的硫酸盐,从而系统地控制H₂S的生长。      

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长庆气田靖边气区的原料天然气中，CO₂ 含量与H₂S含量之比高达188.8。长庆气田处理该原料天然气的第三净化厂根据这一特点，选用了适合配方的MDEA配方溶液作为该厂的气体脱硫、脱碳溶液。文章介绍了脱硫脱碳装置的运行情况。结果表明，配方溶液将原料天然气中所含H₂S与CO₂ 均脱至我国国家标准规定的含量以下，从而保证了外输天然气的质量，并取得了良好的节能效果。     

天然气净化厂SO2达标排放技术适应性分析研究

目的解决国内中小规模天然气净化厂硫磺回收装置烟气中SO₂达标排放及装置在低负荷或低H₂S含量的条件下开工、停工除硫及加氢催化剂预硫化期间高浓度SO₂短时超标排放的问题。 方法统计研究了国内28座天然气净化厂硫磺回收、尾气处理工艺和硫磺产量,分析了现阶段还原吸收、氧化吸收、碱液洗涤及液相氧化还原4种处理工艺在天然气行业的应用情况,介绍了天然气研究院开发的Claus尾气中SO₂催化吸附技术的相关情况。 结果对天然气净化厂SO₂减排技术提出以下建议:①充分重视气田潜硫量变化引起的装置低负荷稳定运行等问题;②现有装置增设尾气处理装置时,避免对原硫磺回收装置工艺进行改变,选择环保、无二次污染物产生且能与工厂智能化建设衔接的工艺技术;③SO₂减排需从源头解决问题,着眼于硫磺回收单元的精细化操作和管理、催化剂正确使用及性能跟踪分析,进而提高硫回收率,减少后端处理的负荷。 结论采用上述研究结果,一方面可保障硫磺回收装置长周期稳定运行,另一方面可在现有排放的基础上进一步减少SO₂排放。      

超临界条件下碱性添加物对TS-1催化丙烯环氧化反应的影响

 在超临界 CO₂(简称 scCO₂)反应介质中,TS-1催化丙烯环氧化制备环氧丙烷(PO)的 H₂O₂转化率,PO 选择性和 H₂O₂利用率要高于在传统甲醇介质中的,但是仍存在 H₂O₂分解和 PO 选择性较低等不足。系统研究了添加 NaOH、NaHCO₃、Urea 和(NH₄)₂CO₃碱性组分对 TS-1催化丙烯环氧化制备环氧丙烷反应的影响。结果表明,TS-1催化丙烯环氧化反应体系加入各种碱性组分均可不同程度地提高 PO 选择性,但加入 NaOH 和 NaHCO₃会使H₂O₂分解加剧,而加入 Urea 和(NH₄)₂CO₃则能缓解 H₂O₂分解,其中(NH₄)₂CO₃的效果最好;反应体系加入0.054 mmol 的(NH₄)₂CO₃后,H₂O₂转化率、PO 选择性和 H₂O₂利用率分别达到了97.0%、 96.8%和98.2%,从而解决了该反应在 scCO₂介质中存在的H₂O₂分解和 PO 选择性低的问题。     

加氢裂化装置加工高硫原料油问题分析

目的为管控加氢裂化装置加工高硫原料油带来的风险,对加工高硫原料油导致的生产问题进行全面总结,对REAC系统腐蚀原因进行重点分析。 方法逐项计算影响REAC系统腐蚀的主要参数,与设计规范或有关研究成果对比。 结果通过分析可知,循环氢H₂S体积分数上升,造成REAC系统腐蚀因子K_p、H₂S分压上升,导致REAC空冷管束和出口弯头腐蚀加剧。 结论加工高硫原料油对加氢裂化装置的长周期平稳运行造成严重的不利影响,建议在成品柴油需求下降时,将硫质量分数较低的直馏柴油掺入加氢裂化原料,一方面增产航煤和尾油,降低柴汽比,另一方面降低原料硫质量分数。建议在生产操作过程中严格控制循环氢H₂S体积分数,确保腐蚀因子K_p＜0.2。      

塔河油田某天然气处理装置优化升级改造及效果评价

针对塔河油田某天然气处理装置湿净化气中H₂S含量及液化气中总硫含量超标、C₃⁺收率低等问题,通过开展原料气常压吸收实验,创新应用油田伴生气H₂S及有机硫脱除一体化工艺,即采用UDS复合胺液在同一套装置中同时脱除H₂S及有机硫,并通过新增原料气丙烷冷却器及高效旋风分离器、优化MDEA再生系统参数控制逻辑等措施,提升天然气处理效果。改造后,湿净化气中H₂S质量浓度由42~197 mg/m³降至16~23 mg/m³,液化气中总硫质量浓度降低90%,C₃＋收率提高至95%以上,液化气及稳定轻烃日均产量分别提高14.3 t和4.6 t,年直接经济效益达2 000万元。      

临氢条件下NiMoS/γ-Al2O3催化辛烯-1与H2S的反应

 在高压反应釜中临氢条件下研究了NiMoS/γ-Al₂O₃催化辛烯-1与H₂S的反应,考察了反应温度、H₂S含量和烯烃体积分数对反应产物的影响,对反应产物进行GC-MS分析,探讨了辛烯-1与H₂S的反应机理。结果表明,辛烯-1与H₂S反应主要生成硫醇类和硫醚类化合物,辛烯-1本身还会发生加氢饱和反应和双键迁移异构化反应。随着反应温度升高,反应产物中的硫醇硫和总硫的量均逐渐减少,同时促进了辛烯-1的加氢饱和反应。反应体系中H₂S的含量越高,产物中硫醇硫和硫醚硫的含量越大;而且H₂S还会促进辛烯-1的双键迁移异构化反应,抑制辛烯-1的加氢饱和反应。随着反应体系中辛烯-1体积分数增大,产物中总硫的含量不断增大,而硫醇硫的含量先增大后减小,此外,辛烯-1的异构化产物和加氢饱和产物也会随之不断增多。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.