微生物脱硫技术在天然气净化中的应用

生物技术以其对环境污染小、无二次污染等优点受到各国重视,并已在很多领域得到应用。介绍了近几年国内外生物技术用于天然气净化领域的研究、应用现状和存在问题,以及与现有脱硫方法的经济对比情况。提出了今后该技术在此领域的应用前景、发展趋势、研究目标和相关领域的研究重点及难点。     

天然气生物脱硫技术取得新进展

<正>日前,天然气生物脱硫技术取得新进展。该项技术由中国石油西南油气田公司天然气研究院开发,在位于川西北气矿天然气净化厂的中国石油天然气集团公司高含硫气藏开采先导试验基地顺利完成全部现场试验。结果表明,装置运行稳定,各项指标达到设计要求,净化气质量超过设计值,达到国家标准一类气指标,标志着国内首个具有完全自主知     

天然气脱硫技术

从天然气脱硫技术发展趋势来看,催化、吸附及生物脱硫都是比较先进的技术.随着天然气工业的发展,将会涌现出更多经济有效的新技术,同时也会促进传统脱硫技术的不断改进,从而达到更好的效果.物理方法脱硫不但能耗小,而且污染少,几乎无需在脱硫环节引入任何化学物质,既节约生产成本,又清洁生产,如膜分离技术和变压吸附技术等,是天然气脱硫技术的发展方向.     

中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂

重庆天然气净化总厂位于重庆市长寿区桃园新村．下设四个分厂,现有天然气净化装置7套．具有年处理天然气62亿立方米的能力。是目前国内规模最大、综台配套齐全、自动化程度高、工艺技术先进的天然气净化厂．代表国内天然气净化技术的先进水平。随着气田的开发和天然气东输工程的实施,日处理600万立方米的忠县净化厂将于2005年6月建成投产,届时工厂年处理天然气将迭80亿立方米。     

中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂

重庆天然气净化总厂位于重庆市长寿区桃园新村、下设四个分厂,现有天然气净化装置7套,具有年处理天然气62亿立方米的能力。是目前国内规模最大、综台配套齐全．自动化程度高、工艺技术先进的天然气净化厂．代表国内天然气净化技术的先进水平。随着气田的开发和天然气东输工程的实施,日处理600万立方米的忠县净化厂将于2005年6月建威投产．届时工厂年处理天然气将迭80亿立方米。     

中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂

重庆天然气净化总厂位于重庆市长寿区桃园新村,下设四个分厂,现有天然气净化装置7套．具有年处理天然气62亿立方米的能力。是目前国内规模最大,综合配套齐全、自动化程度高,工艺技术先进的天然气净化厂,代表国内天然气净化技术的先进水平。随着气田的开发和天然气东输工程的实施,日处理600万立方米的忠县净化厂将于2005年6月建成投产,届时工厂年处理天然气将达80亿立方米。     

石油和天然气生物脱硫技术分析和展望

综述了石油和天然气生物脱硫工艺应用的最新进展,对石油和天然气生物脱硫的原理、使用的微生物种类和工艺设计进行了比较和分析,并展望了生物脱硫技术在石油和天然气工业可能的发展与应用。通过对比分析,阐述了石油、天然气和其他原料生物脱硫机理的不同和联系,以及各种工艺目前存在的问题和可能的解决方法。边远地区、低含硫油气藏的开采和微生物脱硫能力的提高及其工艺的改善,将促使生物除硫技术在石油和天然气开发中广泛应用。     

四川罗家寨天然气净化厂工程动工

定址于四川达州市宣汉县的西南油气田分公司罗家寨天然气净化厂，2004年11月8日破土动工。罗家寨天然气净化厂工程是国家和中国石油天然气股份公司的重点建设项目。罗家寨天然气净化厂分两期建设，一期工程计划于2006年年底建成投产，设计日处理原料天然气600万立方米，天然气年净化能力20亿立方米，主要设计有脱硫、脱水、硫磺回收等主体装     

四川盆地天然气勘探开发技术进展与发展方向

四川自西汉时期就发现并利用了天然气,川渝石油人在四川盆地建成了新中国成立后的第一个天然气工业基地。为推进“建设300亿战略大气区和一流天然气工业基地”的工作目标,首先分析了四川盆地天然气工业现状：①川渝地区经济社会对天然气依存度越来越高;②天然气勘探开发配套技术日臻完善;③地面系统综合配套能力大幅提高;④资源基础更加雄厚,产量快速增长。总结了中国石油西南油气田公司近期在该盆地天然气勘探开发工作中所取得的技术进展：①岩性气藏勘探技术取得重大突破;②深层礁滩高含硫气藏开发技术攻关成效显著;③形成须家河组气藏一类区开发主体配套技术;④钻完井及其配套技术攻关取得重要进展;⑤老气田稳产和提高采收率配套技术进一步完善。进而指出了下一步的工作方向：在开江-梁平海槽两侧,须家河组,石炭系、嘉陵江组等老区层系,震旦系-下古生界新领域等勘探开发主攻方向,深入开展深层礁滩气藏、低孔渗碎屑岩气藏、高含硫气田、老气田勘探开发技术攻关,并以页岩气勘探开发为重点,全面展开非常规天然气的勘探开发工作,推动该盆地天然气快速增储上产,再上新台阶。     

中石油天然气研究院气体净化、天然气化工近期科研成果进展

气体净化、天然气化工是中国石油西南油气田公司天然气研究院科研工作的重要领域,其中在气体净化方面主要从事天然气、炼厂气脱硫、硫磺回收及尾气处理工艺及其配套技术的研究和相关产品的开发,曾先后获得多项国家级、省级、总公司及局级科技成果奖励,已成为我国天然气净化领域的重要技术研发单位。20世纪50年代末开始从事气体净化方面的科研工作,目前已积累了40多年的研发经验和成果,尤其是在我国胺法脱硫和硫磺回收技术的建立和发展方面作了大量的工作,目前已形成包括醇胺法脱硫、硫磺回收、液相氧化还原脱硫、固体脱硫等在内的较为完善的脱硫技术体系,并获得了系列化脱硫技术产品,在天然气净化厂和炼厂脱硫装置上获得了广泛应用。     

天然气水合物抑制剂研究与应用进展

天然气开采及储运过程中,天然气水合物常常造成管道、阀门和设备等的堵塞,虽然防治天然气水合物的工业方法很多,但是最有效的方法还是添加化学抑制剂。为此,介绍了防治天然气水合物所采用的物理和化学等工业方法、天然气水合物抑制剂的最新研究现状、作用机理及应用范围,比较了几种天然气水合物抑制剂的优缺点,明确了天然气水合物抑制剂的选择原则：以技术和经济因素为基础,通过工业实践寻求一种抑制效果好、用量小、环境友好、操作简单、便于储存运输、成本低廉的天然气水合物抑制剂;列举了国内外工业现场试验的成功案例,指出了天然气水合物抑制剂的发展趋势是低剂量天然气水合物抑制剂和复合型天然气水合物抑制剂将逐渐替代热力学天然气水合物抑制剂,其中低剂量天然气水合物抑制剂需要不断改进自身的缺点才能更具有竞争力。     

高含硫气藏开发技术进展与发展方向

四川盆地已探明高含硫天然气储量超过9 000×10⁸m³,占全国同类天然气储量的比例超过90%。作为中国高含硫天然气开发的主战场,四川盆地已有近47年的高含硫气藏开发历史,积累了丰富的开发成果和技术经验,同时“走出去”支持海外天然气合作开发,代表了中国高含硫气藏开发的最高水平,并引领我国高含硫气藏开发的技术发展方向。分析了高含硫气藏开发的特点与难点,总结了高含硫气藏开发方面形成的28项开发特色技术,指出了技术发展方向。     

高含硫天然气脱酸气装置提效降耗优化

为了提高高含硫天然气脱酸气装置的净化气产量并降低净化过程的综合能耗,依据中国石化普光天然气净化厂脱酸气装置的现场运行数据,采用ProMax建立了相应的工艺仿真模型,针对主要操作参数包括甲基二乙醇胺(MDEA)溶液的循环量,浓度和进入一、二级吸收塔的温度等开展灵敏度分析与优化研究,并结合现场实际,在优化工况下,分析原料气负荷降低、压力降低及H——2S含量升高对净化气气质与收率的影响规律。研究结果表明:①降低MDEA溶液循环量、浓度以及进塔温度可提高胺液吸收的选择性,有利于提高净化气的收率,其中MDEA溶液循环量是影响脱酸气装置综合能耗的主要因素;②当原料气负荷、压力以及H2S含量波动时,在优化工况下能够满足高含硫天然气的净化要求;③在低负荷下可通过减少再生蒸汽量和调整胺液进二级吸收塔位置实现节能;④H2S含量每增加1%,需将MDEA溶液循环量提高约20×10~3 kg/h;⑤经过参数优化,在满负荷工况下净化气收率可以提高0.5%,综合能耗降低19.1%。     

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。      

天然气净化厂尾气达标排放对策

近年来,有关部门相继出台了严格的硫磺回收装置尾气排放控制指标,天然气净化厂硫磺回收装置尾气排放达标面临着巨大的压力和严峻的挑战。为此,对比了加拿大和美国天然气净化厂尾气SO2排放标准,分析了我国天然气净化厂尾气SO2排放执行标准的制订现状,以中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）为例,对其现有的天然气净化厂尾气处理装置进行了技术经济性对比分析,并基于对技术先进性和经济合理性的综合考虑推荐了改造工艺。研究结果表明：①天然气净化厂硫磺回收率指标,我国明显高于欧美国家;②针对西南油气田各天然气净化厂特点,提出了升级溶剂并优化运行参数、有机胺法SO2吸收技术改造、络合铁液相氧化还原技术改造和关停等4种改造方案,预计改造投资为5.59亿元;③对于硫磺回收规模较大（超过200 t/d）的天然气净化厂,建议选用还原吸收类工艺;④对于硫磺回收规模中等（5～200 t/d）的天然气净化厂,建议选用有机胺法和SO2吸收工艺;⑤对于原料气中低潜硫量（不足10 t/d）的天然气处理装置,建议采用液相氧化还原工艺。结论认为,按推荐工艺改造完成后,西南油气田所有的硫磺回收装置尾气SO2排放均能满足国家标准的规定,并且能达到国际先进水平。     

高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究

普光气田是我国迄今为止开发的规模最大、丰度最高的特大型海相碳酸盐岩整装气田,天然气中H2S含量高达13%～18%(φ),CO2为8%～10%(φ),有机硫化合物高达340.6mg/m3,常规脱硫脱碳工艺无法适用。该文通过对高含硫工艺技术进行研究分析,制定了普光气田天然气净化工艺路线,选用甲基二乙醇胺(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CO2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H2S含量在6mg/m3以下,CO2含量低于3%(φ),总硫含量低于200mg/m3。     

天然气三甘醇脱水工艺的技术进展

对天然气开发过程重要配套工艺之一的原料气三甘醇(TEG)脱水的技术发展动向进行了讨论。目前,应用最广泛的贫TEG提浓措施为惰气气提,该措施可将贫TEG质量分数提高至99.20%~99.98%,相应的露点降范围为55~83℃。经改进的Drizo工艺可使干气中水的质量分数降至1×10~(-6)以下,脱水深度达到分子筛吸附脱水的水平。该工艺还具有减少BTEX/CO_2排放、可回收原料气所含芳烃、降低投资与成本等技术经济优势,尤其适用于FLNG工程。同时,近年来在国外建设的TEG脱水装置上,高效规整填料、电动齿轮泵、能量转换泵和全焊式板式换热器等新型设备及材料的应用日益普及。     

气相色谱法测定高含硫天然气中多种硫化合物

建立了用气相色谱仪和硫化学发光检测器检测高含硫天然气中硫化合物的方法。运用微流控制器解决了高浓度H2S对检测器的污染以及对其他硫化合物测定的干扰问题,只需一种标准物质就可快速经济地完成高含硫天然气中多种硫化合物测定。该方法根据标准物质的保留时间完成多种硫化合物的定性,并用外标法定量。用该方法进行高含硫天然气样品测定,硫含量和色谱峰面积呈明显的线性关系,线性相关系数r为0.999 7。测定质量浓度为2mg/m3以下的硫化合物时,测定结果的相对标准偏差小于6.1%;测定质量浓度为2mg/m3以上的硫化合物时,测定结果的相对标准偏差小于2.2%,满足高含硫天然气的分析需要。     

天然气水合物浆流变性的研究现状及发展趋势

天然气水合物浆技术作为一种新兴的水合物防治手段和油气混输方式因其具有巨大的优势而引起了人们的普遍关注,浆液的流变性研究是水合物浆技术实现工业应用的关键,然而,目前相关的文献报道较少。为此,对国内外水合物浆流变性研究进行了系统的介绍,总结了水合物浆的宏观与微观流变性研究方法、测试手段及相关结论,归纳了水合物的体积分数、流速、含水量、水合物颗粒粒径等因素对水合物浆流变性的影响规律,从水合物颗粒聚集力及其影响因素、聚集动力学模型两方面解释了水合物颗粒微观聚集机理,在此基础上提出了强化水合物浆稳定性的4条措施：①提高水转化率,获得 “干水合物”颗粒;②将水合物颗粒表面变为油湿性,以降低液桥形成几率;③控制热力学条件实现冷流技术;④寻找临界流速。同时,分析了目前水合物浆流变性实验及理论研究中存在的3个问题：①水合物浆流变性各影响因素之间可能存在交互作用,实验方案不免有疏漏之处,其结论难以具有代表性;②研究缺乏理论基础,说服力较差;③目前的实验研究结论不能直接应用于现场生产,实验研究有待改进且难度较大。最后,指出了未来水合物浆流变性研究的5个方向：①构建微观聚集动力学模型,研究水合物颗粒的聚集机理;②将水合物浆的宏观流变性与微观流变性研究相结合;③寻找水合物浆液稳定流动的临界条件及代表参数,建立稳定流动的评价指标;④加强防聚剂的研究,扩大其使用范围,提高防聚效果,降低药剂成本;⑤研究水合物浆流变性的机理,继续寻找其他可提高水合物浆液稳定性的措施。     

中国天然气利用业务的发展规律与展望

大力发展天然气利用业务是当前和今后较长时期内国内主要石油公司的发展战略。天然气利用与天然气消费是两个不同的概念,不能把天然气消费简单地等同于天然气利用,依据国家现行天然气利用政策的规定,天然气利用领域分为:城市燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用户五类。在对20世纪90年代初以来中国天然气利用业务发展进行梳理的基础上,采用分类比较分析的研究方法,揭示了天然气利用业务的发展有以下4个规律性特点:1天然气利用业务增速高于天然气供应量增速;2天然气利用业务增速快于天然气管网增速;3国家天然气利用政策对天然气利用结构变化趋势影响有限;4中国天然气利用业务受世界经济形势影响不大。结论认为:至2020年,中国天然气利用量可达4 300×108 m3,以城市燃气为主的天然气利用模式将得以确立,工业燃料用气增长空间有限,化工用气颓势明显但会维持一定的规模,发电用气始终摆脱不掉调峰的地位。