天然气常规分析中H2S气体的消除

天然气中含硫化氢组分会对采用气相色谱法分析天然气常规组分产生影响,采用Ｚｎ（ＡＣ）２溶液直接吸收法,能够彻底消除采品中的硫化氢气体,并且不影响其它组分的定量。该方法还可对天然 中的硫化氢组分进行粗定量。     

MDEA—HWO—CO2—H2S体系的气体溶解度的计算

目前天然气脱碳和脱硫的主要溶剂是醇胺类水溶解,其中最有代表性的N－甲基二醇胺（简称MDEA）。作者采用严格的混合溶剂电解质理论建立的气体吸收溶解度和吸收热的热力学计算模型,可以同时计算CO2、H2S及混合气体MDEA水溶液中的溶解度,计算值和实验值符合良好。     

H2S和CO2在环丁砜—二异丙醇胺水溶液中的溶解度

本文以单一的H_2S和CO_2各自在环丁砜(以下简称SF)、二异丙醇胺(DIPA)水溶液中的溶解度数据,按“拟平衡常数”法合成计算了H_2S、CO_2在SF-DIPA水溶液中的溶解度。并与H_2S、CO_2在DIPA水溶液和SF-MDEA水溶液中的溶解度作了比较。计算指出:①因存在另一种酸性气体的影响,在相同的溶剂中,混合酸气中H_2S、CO:各自的溶解度均较单一气体时小;②在相同情况下,H_2S、CO_2在SF-DIPA水溶液中的溶解度大多数比相应在DIPA水溶液中的要小,唯在甚高分压下可大于在DIPA水溶液中的溶解度。计算的平衡溶解度也与报道的实际数据作了对比,结果颇为一致。     

天然气脱硫处理技术研究

针对传统天然气脱硫处理技术在实际应用中,存在二氧化碳含量和硫化氢含量较高,无法满足天然气正常使用的问题,开展天然气脱硫处理技术研究.通过原料及试剂选择、处理仪器及装置选型和天然气脱硫工艺确定,提出一种全新的天然气脱硫处理技术.通过对比实验进一步证明,新的脱硫处理技术与传统技术相比能够有效降低处理后净化气中的二氧化碳含量...     

天然气脱硫装置吸收塔模拟及增产措施

目的 某天然气净化厂已完成过程气羰基硫(COS)水解的改造工作,解决了商品气中总硫含量超标的问题,但商品气中二氧化碳(CO₂)摩尔分数过低(约0.25%),严重制约了商品气产率的有效提升,探究合适的增产措施可实现企业的降本增效。方法 利用HYSYS流程模拟软件构建了该净化厂两级吸收塔模型,分析了吸收塔塔板数、溶液循环量及脱硫剂组成对天然气净化的影响规律,重点研究了对商品气中CO₂摩尔分数的影响规律。结果 (1)在不调整脱硫剂组成的前提下,减少两级吸收塔共5块塔板,同时,贫液和半富液循环量降至操作下限,商品气中硫化氢(H₂S)质量浓度不会超标,且CO₂摩尔分数可提升至0.87%;(2)在调整脱硫剂组成的前提下,减少两级吸收塔共5块塔板,同时,贫液和半富液循环量降至下限值运行,商品气中H₂S质量浓度仍不会超标,且CO₂摩尔分数可提升至2.47%。结论 对吸收塔模拟及增产措施的研究可指导该天然气净化厂的技改,提高商品气产率,为同类型大型高含硫天然气净化厂的技改优...     

天然气脱硫脱碳工艺综述

为了满足越来越严格的环保法规要求,适应石油资源日渐枯竭的形势,天然气在能源结构中所占比例逐渐增加,天然气净化技术得到了长足发展。介绍并总结了常用的天然气脱硫脱碳工艺:化学溶剂法,包括常规胺法、以MDEA为代表的选择性胺法;物理溶剂法;化学-物理溶剂法,以砜胺法为代表;直接转化法及其它方法。在对各种方法适用条件进行说明的同时,通过对比得出相应方法的优缺点。MDEA由于其普适性和低能耗性得到了最为广泛的应用。结合环保法规要求对天然气净化工艺的发展趋势作了预测,认为物理方法将成为工艺开发者的首选。     

从加氢脱硫循环气中脱除H2S和C1—C4

为了加工“清洁”、低硫燃料,石油炼制者必须权衡加氢处理和氢耗的关系。例如,对一个215000b/d（约34180m^3/d)规模的炼厂,炼制者必须考虑如何处理其柴油加氢的循环氢。炼厂需要配置制氢装置、加氢装置和硫磺回收装置（图1）。传统的方法是,用胺脱硫装置有效地从加氢装置的循环氢中去除硫化氢（H2S）,然后再将轻烃分离脱除。而利用非水溶性洗涤液的新工艺方法则能同时从循环氢中脱除H2S和轻烃,其净效果相当于一个海绵吸油系统,还能回收硫。     

H2S缓蚀剂的研究

采用失重法对六中有机的在碳钢－Ｈ２Ｓ体系中的缓蚀效果进行了评定,参照ＢＰ算评下碳钢氢致开裂（ＨＩＣ）的敏感性并比较六种药剂对ＨＩＣ的抑制效果,采用电化学方法对其缓腐蚀机理作了初步探讨。     

水泥石抗盐防CO2/H2S腐蚀研究

在分析了伊朗某区块CO2、H2S气体的分布情况、浓度、地层水质成分特点等有关物理化学性能的基础上,设计了高温高压腐蚀仪,通过动态注入一定浓度的CO2、H2S气体,较真实地模拟了地层腐蚀环境.并且为了提高水泥石防H2S和CO2腐蚀的能力,首次提出并建立了在海水水泥浆体系中采用通过固体细微充填材料增加水泥石致密性和使用化学缓蚀剂的复合防腐技术,通过实验对比了2种材料的复合作用,其能有效地提高水泥石的防腐性能.     

H2S及CO2对管道腐蚀机理与防护研究

针对高含H2S及CO2天然气输送管道日益严重的腐蚀问题,分别研究了H2S和CO2 的对管道的腐蚀情况及腐蚀机理,对各自作用下的影响因素做了一定的分析,进一步研究H2S及CO2对管道共同作用机理,有针对性地提出防护和管道延寿措施.     

湿法脱硫技术在天然气净化中的应用

脱除天然气中的H_2S是天然气净化的主要目的之一。当前工业上H_2S的脱除方法以Claus法系列脱硫工艺为主,但是该工艺存在高能耗、转化率限制、工艺复杂等问题。湿法脱除H_2S具有低能耗、工艺简单、处理量大等优点,该技术在国内外天然气净化领域被广泛应用。综述了湿法脱除H_2S技术的研究进展,总结了醇胺脱硫技术特点,介绍了新型离子液体、低共熔溶剂和Fenton试剂在脱除H_2S领域的最新应用,并对脱硫新技术进行了展望。     

气体脱硫装置酸性气中H2S浓度问题分析及对策

中油辽河石化分公司硫磺回收装置硫磺回收率低、运行不平稳，主要原因是干气、液化气精制系统酸性气中H2S浓度低，CO2含量高等原因造成。通过采用减少进料口数、提高溶液浓度、调整贫液温度、投用富液闪蒸罐顶贫液等措施，提高了酸性气中H2S浓度，降低了CO2含量，使硫磺装置硫磺回收率得到提高。酸性气中H2S浓度由12.74%提高到34.2%，CO2含量由78.7%降低到60%，硫磺装置硫磺回收率由80.27%提高到92.72%。     

小型天然气脱硫装置的应用

针对偏远天然气站场及周边无法直接使用含硫天然气,常采用的脱硫厂集中净化后再铺设管道送回的方式,费用昂贵,为此设计一种小型天然气就地脱硫装置,可以高效低成本地解决此难题。装置按照三级结构进行设计:第一级为脱水器,分离出含硫天然气中多余水分;第二级为脱硫装置,采用氧化铁脱硫剂,不仅硫容大且可以利用空气再生;第三级为纤维膜脱碳器,排除燃气中过量的二氧化碳;最终使其达到民用天然气标准。经试运行证明,该装置可根据不同使用情况直接调节脱硫剂运行量,可直接目视脱硫剂状态,结构简单便于拆装,能很好地满足偏远天然气井站、集气站场及周边等对天然气净化的需求。     

高含硫天然气脱硫装置操作条件的优化

采用Aspen Plus流程模拟软件对高含硫天然气脱硫工艺流程进行了模拟和操作条件优化,以脱硫装置年利润为优化目标,主要操作条件为决策变量,净化气中H2S和CO2含量为约束条件,建立稳态优化模型。模拟结果表明,操作条件对脱硫净化效果影响由强至弱顺序为溶液循环量>吸收塔板数>吸收塔压力>吸收塔温度;脱硫装置能耗构成中蒸汽占6.36%,冷却器能耗占25.53%,机泵类电力能耗占8.11%;影响脱硫装置年利润的主要因素是净化气流量和操作费用,受溶液循环量、吸收塔塔板数和吸收塔压力影响,宜采用相对低的吸收塔压力和适当的吸收塔塔板数;在吸收塔塔板数14块、吸收塔压力6 MPa、溶液循环量23.26 Mmol/h的优化操作条件下,脱硫装置年利润最大值为1.01×109元,年操作费用为2.3×107元。     

降低胺脱硫装置投资和操作费用的流程

由于能源紧张,含硫天然气的开采更是必不可少。为T输出更多的合格管输天然气,要求缩小设备以及在吸收、压缩和脱水时尽量减少天然气的消耗和损失,这对天然气胺脱硫工艺提出了新的要求。常规的胺脱硫过程,每脱出1公斤酸气要消耗252—2520千卡热量,气体才能达到管输标准。因此,常规胺脱硫过程热负荷大、投资大,若要降低热负荷,就要增加吸收塔的胺用量,但这会造成设备加大和腐蚀等问题;再则,在很多过程中,由于     

位阻胺选择性脱硫配方溶剂（CT8-16）脱除天然气中H2S、CO2现场应用试验

在处理量1×10^4m^3/d的脱硫装置上,对室内研制的位阻胺选择性脱硫配方溶剂（CT8-16）进行了较长时间的试验和运转。考察了溶剂在不同填料高度、不同气液比、不同贫液入塔温度等条件下的吸收和再生性能,以及溶剂对碳钢的腐蚀性和抗发泡性能,并进一步优化了工艺操作参数。试验结果表明,经该位阻胺选择性脱硫配方溶剂处理后,净化气H2S含量较甲基二乙醇胺溶剂（MDEA）低29%以上,而在净化气H2S含量相当时,CO2脱除率则比MDEA低14.5个百分点。该脱硫溶剂对碳钢腐蚀速率低;试验过程中装置运行平稳,未见发泡迹象,具有较强的抗发泡能力。本次现场应用试验所取得的结果为该溶剂工业推广应用提供了重要的依据。     

火炬气MDEA脱硫装置腐蚀分析

介绍了扬子石化芳烃厂火炬气脱硫装置的主要腐蚀情况,对主要腐蚀的设备部位进行汇总,分析腐蚀产生的原因,着重阐述了湿硫化氢腐蚀与胺液腐蚀的机理,提出相应的防腐蚀措施。