塔河油田重质原油脱硫工艺浅析

塔河油田12区重质原油是酸性原油,具有很高的腐蚀性,在外运前必须将其中的H2S脱除。在分析原油H2S溶解度特性的基础上,提出采用天然气气提的脱硫工艺,并论述了选择脱硫塔的负压、常压和正压3种工艺的条件,以及工艺参数与脱水温度的关系,对比分析了它们的优缺点。结合12区重质原油的脱水温度高的特点,建议塔河油田12区原油脱硫采用常压或正压气提脱硫工艺。     

原油稳定及脱硫工艺应用实践与设计探讨

结合已有的原油负压稳定和气提脱硫工艺,通过工艺评价分析,创新设计负压稳定气提脱硫一体化处理工艺,在同一套装置中实现原油稳定和脱硫"一塔双效"。工业应用实践表明,原油稳定深度较单纯的负压稳定工艺提高10%以上;原油中H2S一次性脱出率90%以上,较气提脱硫工艺提升30%以上。该设计工艺达到了降低油气损耗、减少脱硫剂加注成本、保护环境和降低生产安全风险的目的。     

含硫混烃气提脱硫净化工艺参数优化研究

原油负压气提脱硫(稳定)工艺将产生大量含硫化氢的混烃,采用碱洗法除去混烃中的硫化氢将产生大量的碱渣,而碱渣处理成本较高,因此提出混烃气提脱硫稳定工艺,并采用Aspen HYSYS流程模拟软件对混烃气提脱硫稳定工艺参数进行模拟优化。分别考察了塔板数、回流比、塔操作压力、塔底温度及气提气量等对轻烃回收量、轻烃饱和蒸气压及硫化氢含量的影响,并优化出最佳的工艺参数:塔操作压力400 k Pa,塔底温度120℃,回流比2,塔板数10,气提气量500 m~3/d。在最佳工艺参数条件下,混烃气提脱硫后硫化氢质量分数由0.36%降低至几乎为0。该工艺具有更好的脱硫效果,并且无副产物,展现出良好的经济价值和可操作性,具有较好的推广性。     

气提负压闪蒸稳定工艺模拟研究与效益分析

为使原油稳定经济效益最大化,建立了经济模型,以某处理站原油全烃色谱分析实验数据及现场实际运行工况为基础,利用HYSYS流程模拟软件对常规负压稳定工艺进行模拟,分析了稳定塔操作压力及温度对原油稳定、轻烃回收量的影响,并将模拟结果导入经济模型,得出结论,即以降低稳定塔操作压力和提升稳定塔操作温度来提高原油稳定深度与轻烃回收量,从实际情况与经济的角度来说都是不可取的。在常规负压稳定工艺的基础上,引入气提技术,利用HYSYS软件对其模拟,并将模拟结果导入经济模型,结果表明气提负压稳定工艺无论从稳定深度、分离效果、轻烃回收量、经济效益都优于常规负压闪蒸稳定工艺;同时研究了气提气量及不同气提组分对稳定工艺的影响,结果表明,气提气组分越贫,气提效果越明显,影响气提效果的主要是气提气中的C_1～C_5的含量,气提气中N_2和CO_2的含量对气提效果几乎没有任何影响。     

井场原油脱除H_2S工艺技术研究

针对我国西部某油田A井区高含硫的问题,利用专业软件模拟和相关实验开展了井场原油气提脱硫技术和化学脱硫技术的研究。在模拟A井气提脱硫的基础上,得出气提法的优化参数为塔压0.3MPa,6层塔板,气提气量和塔底重沸器温度依据气提气充足与否和耗能情况进行调节,气提气量控制在4.7~6.1m3/t,相应的塔底重沸器温度为152.0~41.6℃。对于化学脱硫,通过实验筛选出了适用于A井、主要成分为二异丙基合成物的脱硫剂,并评价了用量、作用时间、含水率、温度等因素对其脱硫效果的影响。     

利用气提技术提高负压原稳装置收率

原油稳定工艺是实现油气密闭集输、降低原油蒸发损耗、减少油气损失的重要措施。采用原油稳定工艺的目的是将原油中C1-C5轻组份脱除出来 ,以减少在输送与储运过程中的损失。由于受原油量递减和配套工艺的影响 ,负压原稳塔轻组分收率偏低 ,离心压缩机始终处于低流量、打回流状态运行 ,装置轻烃回收率较低 ,2 0 0 1年对大庆地区萨南负压原稳装置进行了气提技术应用研究与改造。项目实施后 ,提高了负压原稳装置的轻烃收率 ,取得了良好的效益。同时 ,在一定程度上掌握了采用气提工艺后轻组分中各单组份的变化情况 ,尤其容易掌握下游产品 (如石…     

原油稳定装置提产措施效果分析

本文针对某轻烃厂原油稳定装置原油C₃₊拔出率较低原因进行分析,通过分析,制定了提高原油稳定温度、增加气提流程等工艺措施,提升原油稳定装置效果,并对措施实施前后原油稳定装置参数、产生的原油稳定气量、稳定气有效组分、轻烃产量、原油饱和蒸气压等数据进行了对比分析。     

基于HYSYS软件的混烃气提脱硫稳定工艺设计研究

针对某油田混烃碱洗脱硫工艺所产生碱渣的无害化处理运行费用高的现状,开展了混烃气提脱硫稳定工艺替代碱洗脱硫工艺的可行性研究。采用Aspen HYSYS软件对混烃气提脱硫稳定工艺进行模拟表明,随着塔板数、回流比的增加,轻烃产量增加,饱和蒸气压和硫化氢含量降低,产品质量提高;随着塔操作压力的增大,轻烃产量增加,饱和蒸气压和硫化氢含量增高,产品质量降低;随着塔底温度的提高,轻烃产量减少,饱和蒸气压和硫化氢含量降低,产品质量提高;增大气提气量,轻烃产量略有增加,塔顶冷凝器及塔底重沸器的热负荷略有增大。最后指出,采用该替代工艺是可行的。     

气提工艺在中原油田原油稳定装置改进中的应用

针对中原油田负压原油稳定装置存在的问题，对原油稳定装童进行改进．将气提工艺引入原油稳定系统，降低轻烃分压、增加油气分离界面，提高稳定效果。现场实施后，在轻油回收率基本不变的情况下，较大幅度降低了原油稳定温度，经济效益显著。     

原油稳定过程的强化

本文介绍了向稳定塔底通入气提石油气。未稳定原油从塔中部、上部两处进料的稳定塔工艺流程。对各种工况下的能耗、产品收率和质量进行了计算对比,找出最佳工况。该流程在降低稳定原油饱和蒸汽压的同时,使轻烃宽馏分产量增加,质量改善,稳定能耗降低,对油田原油稳定装置及炼油厂初馏装置有一定参考价值。     

塔河油田三号联合站原油脱硫工艺的优化

塔河油田三号联合站原油中硫化氢含量过高,不满足火车外运要求。文章在阐述已建原油处理流程特点的基础上,提出了优化的原油脱硫处理工艺,并通过试验和采用PROⅡ流程模拟软件对气提气量的优化过程和原理进行了分析。新工艺投产后,处理后原油硫化氢含量≤10mg／kg,满足外运要求。     

塔河油田重质稠油脱硫工艺综述

塔河油田属于奥陶系油气藏,所产原油物性主要表现为粘度高、密度大、富含硫化氢,通过采取气提脱硫工艺和加注脱硫剂的方法,有效地降低了塔河重质稠油中的硫化氢含量,通过对脱硫化氢前后原油中硫化氢含量的对比分析,塔库首站出站原油硫化氢含量均在安全阈限值范围内,通过加装静态混合器,使脱硫剂配比度进一步得到优化,节约了成本费用,经济效益显著,同时塔河油田重质稠油脱硫处理工艺的成功应用,为其他油田处理高含硫化氢原油提供了解决思路,具有一定的借鉴意见和参考价值。     

气田高含硫污水负压气提脱硫及尾气无害化处理技术研究

针对目前普光气田高含硫污水气提脱硫率低的问题,通过采用“曝气+负压气提+尾气催化氧化”工艺技术,设计正交实验,优选出最优负压气提脱硫操作条件为:污水pH值4.0、温度20℃、气提真空度-0.02 MPa、空气曝气气液体积比20∶1,污水负压气提脱硫率高达94%。各操作条件对脱硫率的影响由强到弱顺序为:空气曝气气液比、污水pH值、气提真空度和污水温度。实验优选出铁基离子液体作为尾气脱硫催化剂。结果表明,铁基离子液体中Fe 3+对H 2S氧化速率很快,净化后尾气中H 2S质量浓度为0 mg/m^3,氧化产物为单质S,同时离子液体可通过空气将Fe 2+氧化成Fe 3+,实现低成本循环利用,解决了含硫尾气燃烧的SO 2排放问题。     

负压闪蒸原油稳定工艺的模拟与运行参数优化

采用原油实沸点蒸馏-天然气组分混合模型对油气混合物进行表征,利用流程模拟软件对联合站的负压闪蒸原油稳定工艺进行模拟,对不同运行参数下的综合效益进行预测及分析,确定优化运行参数。流程模拟中,采用原油实沸点蒸馏实验数据和天然气组分测试数据对稳定塔进料进行表征,利用Aspen HYSYS对实际流程进行模拟,并将模拟结果与现场运行参数进行对比,验证模拟计算的准确性。对不同稳定塔操作压力、压缩机出口压力、气提气流量、进料温度条件下的工艺流程进行了模拟,并对不同条件下的产品产量和能耗进行综合分析,优化分析结果表明:1当稳定塔操作压力为-0.065~-0.06 MPa时,轻烃产量较高;2气提气工艺可有效提高轻烃回收率;3当稳定塔进料温度为75~90℃时,综合效益较高。     

负压原油稳定装置的设计

结合任一联原油稳定装置的设计，探讨了负压原油稳定工艺方法与工艺参数的选择，提出了“原油稳定应以保持稳定前后原油的等级不降低”这一新观点，介绍了该装置的工艺流程及特点。     

高含硫含盐原油采出液处理技术

哈萨克斯坦让纳若尔地区油井产液盐含量高、H2S含量高,现有的平面加水洗盐技术及脱除H2S和轻烃的工艺存在耗水量大、设备投资和运行费用高的问题。通过创新原油洗盐脱盐工艺,采用立式集密加水设备、新型高效三相分离器、电脱水器防垮电场技术,将含水原油按照一段脱水、二段集密加水脱盐工艺和一段正压气提脱H2S、二段负压稳定工艺处理,有效实现了高含硫、高含盐原油采出液脱盐脱硫的低投资、低水耗和低能耗,取得了显著的经济效益和社会效益。     

气提工艺对原稳装置脱除H2S的影响

为降低原油加热温度和提高轻烃收率,在闪蒸稳定工艺的基础上通过向原油稳定塔内通入气提干气,有效降低轻组分的分压,促使原油中轻组分的汽化及分离,使原油中轻组分比较完全地脱离.气提气在塔内自下而上运动,携带轻组分及H2S脱出.     

污水汽提装置导热油系统运行情况分析

介绍污水汽提装置导热油系统工艺流程、工艺原理以及运行情况,并通过数据进行对比分析,总结出污水汽提装置以导热油作热源来取代传统的蒸汽汽提工艺所存在的运行优势,也结合实际情况找到了装置运行的不足之处并及时进行分析解决.导热油系统的正常运行降低了装置能耗,特别是保留了明汽入塔汽提措施,大大节省了开、停工时间,运行方案灵活.     

伊朗雅达油田伴生气三甘醇脱水工艺影响因素分析

伊朗雅达油田开发周期较长,各类生产工艺参数变化范围大。对油田伴生气三甘醇脱水工艺各运行参数的相互影响因素进行分析,有利于三甘醇脱水工艺的生产优化。采用HYSYS(石油化工工艺流程模拟软件)构建计算模型,考虑三甘醇循环量、进塔温度、浓度、湿气温度、气提气量和再沸器温度等参数对脱水效果和工艺能耗的影响,分析结果显示:提高三甘醇循环量和浓度、降低湿气温度均有助于提升脱水效果,而三甘醇进塔温度对露点降影响较小;提高气提气量和再沸器温度有助于提高甘醇贫液浓度。另外,脱水工艺参数的改变均会影响装置能耗和运行成本,实际生产中应多方位统筹考虑各相关因素,对运行参数的取值进行优选。     

污水汽提装置氨精制系统技术改造

介绍了酸性水汽提装置氨精制系统存在的脱硫塔效率低、胺气带液、活性炭吸附剂流失进入胺气等问题,严重影响了生产。经过对脱硫塔、脱胺塔等设备的技术改造,并使用CT8—6D胺精制脱硫剂后,解决了存在的问题,使氨液产品质量明显提高,满足了产品质量标准,每年可生产液氨1100t,获得了明显的经济效益和社会效益。