油基钻井液高效除硫体系优化实验北大核心CSCD

目的解决川东北含硫气藏在钻井过程中存在的H2S污染油基钻井液、H2S溢出造成的安全风险问题。方法建立了H2S污染油基钻井液室内评价方法和评价参数,优选了油基钻井液用高效除硫剂和复合除硫体系配方。结果除硫效果优异的单剂为液体除硫剂YT-1、碱式碳酸锌JD-2、醇醚酰胺CLC,饱和度分别为56.48 mg/g、21.13 mg/g、5.8 mg/g,高温老化除硫率分别为90.10%、82.60%和75.23%,与油基钻井液配伍性良好。优化形成的复合除硫体系配方4%(w)YT-1+2%(w)JD-2,在质量浓度为75 mg/L的H2S污染油基钻井液后,出口质量浓度达到0.015 mg/L所用时间仅为1.21 min,加入复合除硫体系后,该时间则达到171.8 min。污染后的油基钻井液高温老化后H2S质量浓度为0.078 mg/L,加入复合除硫体系后,H2S质量浓度为0 mg/L,除硫率达100%。结论除硫单剂协同作用提高除硫效果,为川东北地区高含硫地层“安全、高效”钻井提供了技术保障。     

高含硫天然气超重力脱硫技术研究

基于MDEA溶液和不同配比位阻胺溶液对H2S吸收容量的静态测定实验结果,在操作压力为8.3 MPa的超重力侧线试验装置上,考察不同气液比条件下MDEA溶液和优化配方的位阻胺溶液对高酸性天然气的选择性脱硫效果,同时考察了超重力机转速对溶剂选择性脱硫效果的影响。结果表明,几种溶剂中以8号溶剂对H2S的吸收容量最大,40 ℃和50 ℃条件下H2S的最大吸收容量分别为79.67 g/L和59.20 g/L,采用超重力脱硫工艺,可将天然气中硫化氢质量浓度由2.0×105 mg/m3降至100 mg/m3以下,在气液比95左右时,净化气中H2S、总硫质量浓度分别为19.8 mg/m3和32.27 mg/m3,CO2体积分数为0.38%,达到二类天然气指标要求。     

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。     

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。     

含硫污水处理技术研究

油田污水含硫会加速对金属材料的腐蚀,破坏污水处理系统及注水系统,其腐蚀产物Fe S堵塞地层,降低水驱效果,增加洗井和酸化次数。针对污水硫含量超标的问题,筛选评价了3种类型9种除硫剂的除硫效果。复合型除硫剂除硫效果较沉淀型、氧化型除硫剂好,其中除硫剂CS-03效果最佳。模拟污水除硫的最佳除硫时间为2 h,最佳p H值为5,温度越高,除硫剂加量越大,除硫效果越好。除硫剂CS-03在江汉油田某联合站进行应用,加量为50 mg/L时处理后污水硫含量在1.0 mg/L左右。除硫剂CS-03在渤海油田某平台调驱作业中应用,加量为500 mg/L时处理后污水硫含量小于10 mg/L。除硫剂CS-03应用效果良好,除硫稳定性高。     

除硫剂井筒内除硫效果动态评价方法

室内静态评价除硫剂除硫效果与现场应用时的除硫效果差距较大,现有除硫剂评价方法中存在取样不准、静态评价除硫剂除硫效率低于实际、硫化物浓度作为实验测定指标结果易受干扰等情况。以钻完井液、压井液等工作流体在实际井筒中循环过程为依据,针对性设计液体量为65 L的物理仿真模型,工作流体在井筒装置中以0～1 m~3/h流量循环模拟除硫剂流动形式,且能够模拟直井、斜井或水平井产层产出压力为0.05～0.50 MPa的混合气体,并以模拟井口H_2S浓度为测定指标优选测定方法,运用微积分计量测定结果。实验过程中,通过记录模拟井口H_2S气体浓度曲线计算除硫剂除硫效率。室内评价结果表明,动态评价装置的监测结果直观,提高了除硫剂除硫效果评价的准确性与可重复性。该评价结果真实可靠,可为现场作业补充除硫剂提供指导。     

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。     

艾哈代布油田高含硫采出水曝空气除硫中试研究

艾哈代布油田高含硫腐蚀性采出水易形成FeS沉淀加快垢下腐蚀并堵塞油管。在前期实验室研究的基础上开展了曝空气除硫现场中试研究。试验结果表明,采用曝气柱微气泡发生器,当气液比达到16∶1时,可将采出水中含硫质量浓度由80 mg/L降至10 mg/L;采用喷射混合器-U形管曝气装置,当气液比达到6∶1时,可将采出水中含硫质量浓度由80 mg/L降至15 mg/L;采用两种方式继续提高气液比,不再提高除硫效果;采出水除硫后p H值增大至近中性,残留溶解氧在静置过程中可逐步降至0.05 mg/L以内。     

高含硫气田含硫污水三级除硫技术优化

普光高含硫气田产出污水H2S质量浓度高达1 000 mg/L以上,需进行深度处理使H2S含量符合相关标准要求。为此,在污水处理中采用三级除硫技术,即一级气提、二级氧化、三级絮凝沉降。在实际运行过程中,三级除硫工艺逐渐暴露出一些不足,如污水气提塔极易出现堵塞,次氯酸钠氧化除硫效果逐渐变差,絮凝沉降效果显著降低。通过技术优化,在一级气提处理过程中采用分离器溶硫热洗解堵新工艺,避免了气提塔堵塞;在二级氧化除硫工艺过程中,采用双氧水替代次氯酸钠,保证了弱碱性环境中二价硫的迅速氧化;在三级絮凝沉降除硫工艺中,优化了除硫剂、混凝剂和絮凝剂的配比,实现了气田含硫污水的100%处理,处理后水中硫化物质量浓度小于10 mg/L,达到B2水质标准。     

硫酸盐与正十六烷热化学还原生成H2S实验研究

稠油注汽热采过程中通常伴随着H_2S的产生,针对此现象,以稠油非含硫模型化合物正十六烷及4种金属盐(MgSO_4、Al_2(SO_4)_3、Na_2SO_4及CaSO_4)为研究对象,开展热模拟实验,对稠油热采过程中硫酸盐热化学还原(TSR)生成H_2S机理进行研究。实验表明:反应产物以烃类(C_1～C_5)、无机气体(H_2、CO_2、H_2S)、MgO以及噻吩类、硫醇和硫醚类物质为主;4种金属盐TSR生成H_2S量顺序为:Al_2(SO_4)_3CaSO_4MgSO_4Na_2SO_4;生成CO_2量顺序为:Al_2(SO_4)_3Na_2SO_4MgSO_4CaSO_4。原因在于金属阳离子电荷数越大自催化作用越强,产生H_2S越多;不同硫酸盐体系反应路径不同。推导了正十六烷与MgSO_4的TSR反应过程:包括质子化作用、热解反应、硫代硫酸盐向有机硫化物转化、H_2S自催化作用及硫化物热解和水解等反应,其中自催化作用是生成H_2S的主要途径。最后,通过计算得到正十六烷与MgSO_4的TSR反应活化能为61.498 kJ/mol。     

MDEA为主体的复配胺液选择性脱硫性能实验研究

在总浓度为2 mol/L的条件下,运用小型反应釜,采用恒压吸收法和恒容吸收法,对以MDEA为主体、DGA与AMP为添加剂的复配胺液进行不同物质的量比下选择性吸收H_2S性能的实验研究。通过分析气相浓度、吸收速率、酸气脱除率及选择性因子,优选出不同复配胺液在此浓度下选择性脱硫的最优配比。实验结果表明:2mol/L MDEA+DGA复配胺液在物质的量比为10∶3时,对原料气中H_2S的吸收速率、脱除率均较高,对CO_2的吸收速率、脱除率均较低,选择性因子最大,为该复配胺液的最优配比;2mol/L MDEA+AMP复配胺液在物质的量比为10∶3时,对原料气中H_2S的吸收速率、脱除率均较高,对CO_2的吸收速率、脱除率均较低,选择性因子最大,为该复配胺液的最优配比。     

艾哈代布油田高含硫采出水曝空气除硫实验研究

艾哈代布油田采出水中硫化物过高是引起管线腐蚀、地层堵塞的主要因素。众多的除硫方法中,曝空气除硫工艺简单、成本较低,易于现场操作。对曝空气除硫工艺进行了实验研究,结果表明:当曝气速度为23 L/h时,3 min就可以控制总硫在10 mg/L以下,此时气液比约为4∶1;18 min可将硫化物完全除去,此时气液比为23∶1;增大曝气速度及减小气泡直径均能提高除硫效率;除硫后采出水pH值显著升高,腐蚀性明显降低。     

除硫剂SCAV-1在海上油田的应用

地下原油在开采过程中常伴生有硫化氢,硫化氢对海上油田油水处理、管道设备、人员健康都会产生严重影响,在海管中加入除硫剂可以有效地吸收除去硫化氢。本文通过对三口不同产液量的生产井进行除硫剂SCAV-1的加注实验,研究了不同有效浓度的除硫剂SCAV-1在高含硫化氢海上油田对硫化氢的吸收效率,以及不同含水率、气油比对加注浓度的影响。同时还研究了除硫剂和现场破乳剂、清水剂配伍性。结果表明:除硫剂SCAV-1能够同时大幅度脱除原油中油、气、水三相中的H2S,吸收率最高可达到99%。单井产液量越大(含水率越接近整体水平)、气液比越相当于油田整体水平,达到相同H2S吸收率所需的除硫剂加注浓度越小。SCAV-1对硫化氢的吸收具有高效性,其可以有效地降低对环境造成的污染,在海上油田应用前景广阔。     

超重力选择性脱除焦炉煤气中硫化氢的研究

自制CO2和H2S混合气模拟焦炉煤气,以碳酸钠溶液作为脱硫碱液,用超重力设备作为脱硫实验的主体吸收设备,考察了超重力因子,液气比,原料气中CO2浓度等对脱硫率的影响。实验表明:利用碱液对CO2和H2S的吸收速率的差异,通过旋转填料床强化传质能明显的提高H2S的选择性。实验表明:利用碱液对CO2和H2S的吸收速率的差异,通过旋转填料床强化传质能明显的提高H2S的选择性。实验考察各因素及其范围:原料气中H2S浓度为3g/m3;CO2的浓度为7g/m3～14g/m3;进气速度为1m3/h～6m3/h;超重力因子为25.82～75.91;进液速度为60 L/h～180 L/h。实验中脱硫率基本可以达到95%以上,选择性(H2S和CO2脱除率之比)可以达到30左右。最佳的超重力因子为63.79,最佳液气比为50L/m3。     

由MDEA气体处理工业装置取得的操作数据

甲基二乙醇胺(MDEA)是一种叔胺,它具有选择性脱除H_3S的能力,而在净化气流中保留大量CO_2.已知的应用MDEA装置的领域包括:硫磺装置原料气的提浓、从制硫装置尾气中回收H_2S以及天然气中选择性地脱除H_2S.哥厄(Goar)等已经讨论过制硫装置原料气提浓的有利之处.本文将讨论从一个MDEA气体处理装置取得的结果,该装置设计为把进料中CO_2的50-60%保留于净化气中,而同时又达到1格令/100标呎~3H_2S的规格要求.进吸收塔的气体量为80×10~6标呎~3/日,操作压力为940磅/吋~2(表压).     

瓦斯中有机硫化物轉化为硫化氫含量的测定

目前,对淨除瓦斯中硫化物的要求增高了。测定瓦斯中有机硫化物总含量的最普遍的方法是將此化合物燃烧或氧化成SO_2,再將SO_2以硫酸盐形式测定。这个测定方法所花费的时間较长,在测定微量的硫时特别困难。此外,这个方法所用的燃烧空气必須是淨化过的。文献中[1]曾提到,瓦斯中有机硫化物总含量的测定是根据这些硫化合物与氫气或水蒸汽作用而生成H_2S的原理,其化学反应式如下。 COS 4H_2=CH_4 H_2S H_2O CS_2 4H_2=CH_4 2H_2S 轉化成硫化氫的过程是在有氫气存在下在接触剂上进行的。但此时,瓦斯和接触剂中的硫化物建立了平衡,平衡的破坏会引起硫的吸收或分离,使测定中产生誤差,或者是需要延长的时間將接触剂中的硫逐出。     

高含硫化氢井作业前套管气脱硫处理工艺及效果

孤岛部分稠油区块原油含硫量高在2%以上,稠油热采过程中原油中的含硫有机成分分解。生成硫化氢气体在套管内富集,对安全生产和作业造成危害。通过开发高效脱硫剂体系,将硫化氢转化为硫磺,同时研制一套可移动式撬装脱硫处理装里,实现对套管气中硫化氢的高效吸收,使处理后套管气中硫化氢含量低于最高容许浓度,并便于对不同区块的含硫油井进行处理,以解决因硫化氢影响稠油热采井作业安全的问题。     

用氯化镁去除稠油污水中硅

采用氯化镁作为除硅剂,对河南油田稠油污水中的硅进行去除。除硅的常用方法有化学混凝法、离子交换法、电凝聚和反渗透等方法,其中化学混凝法分为石灰软化法和镁剂除硅两种。在使用NaOH作为pH值调节剂调节原水的pH值为10后,投加500 mg/L氯化镁,反应30min后加入300 mg/L聚铝,继续反应30 min,可以有效地去除稠油污水中的硅。硅含量从150mg/L降到了33 mg/L,去除率可以达到75%,处理后的污水能够达到热采锅炉用水标准。     

真空碳酸钾法脱硫

该法用于气体选择性脱除H_2S.原料气在填料吸收塔内用贫碳酸钾水溶液吸收.吸收时只有少量CO_2被同时脱除,而H_2S几乎全部被吸收.吸收富液经贫富液换热器换热后进入解吸塔,于真空条件下解吸放出含硫气体.解吸介质为重沸器产生的水蒸气,重沸点热源是原料气的显热.由解吸塔顶排出的酸性气体经冷凝冷却后入分离罐,气体由真空泵抽送至Claus硫回收或硫酸生产装置作原料;冷凝液由泵送回解吸塔顶.解吸塔底贫液经贫/富液换热器换热后再冷却返回吸收塔作吸收液.     

联合站高含硫污水曝氧除硫技术研究

氧化脱硫技术利用空气中的氧气对污水中的S2-进行氧化作用,使其成为不具有腐蚀性的S2O42-离子,从而使污水中硫化物浓度下降。通过曝氧脱硫试验,证实了空气氧化除硫的可行性,得出含硫60mg/L的污水氧化除硫到5mg/L以下需要的空气量,需要的气液比为7∶1～8∶1;得出了除硫后污水中硫化物可在注水罐中稳定有所下降,含氧由塔出口的0.8mg/L下降到0.5mg/L以下的变化规律,得出了曝氧除硫的运行费用为0.227元/m3。得到了适合江河联合站污水处理的脱硫运行参数,以及脱硫后污水含氧、含硫、腐蚀速率的关系,为江河联合站污水脱硫技术提供数据。