国外动态

Flexsorb溶剂法脱硫本方法由于使用不同的溶剂,可自各种气流中选择性的脱除H_2S或同时脱除酸性杂质(CO_2,COS,CS_2和硫醇).该法用SE或SE~ 溶剂,可将加氢后的Claus尾气中H_2S含量脱至小于10ppm(V),管输天然气中H_2S脱至小于0.088g/Nm~3.脱硫副产物为浓H_2S气流;该法用PS溶剂处理后的气体含H_2S小于0.088g/Nm~3、CO_2小于或等于50ppm(V)、COS和CS_2小于1ppm(V)、硫醇脱除率大于95%,副产气流为浓缩酸气.PS溶剂主要用于天然气净化.Flesorb法使用典型的胺法脱硫过程.Flexsorb SE是一种新的受阻胺水溶液,SE~ 是强化水溶液,吸收H_2S的选择性得到改善;PS是混合溶液,含有受阻胺、物理溶剂和水.     

回收循环氢气流中H2S和轻馏分的吸收法工艺

利用加氢处理从炼油厂物流脱硫时,所得H_2S常利用胺从循环氢气流中回收,而未用掉的氢则返回工艺过程中。这种方法的一个问题是此气流中积聚了不需要的轻烃类,随之而来,部分氢必须定期弛放。 美国CrystaTech公司推出一种工艺,可从此循环气流同时去除H_2S和轻馏分,因此可避免氢气损失。此外,该工艺可将H_2S直接转化为元素硫,而不需要克劳斯硫回收     

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).     

溶解度参数在天然气脱硫脱碳物理溶剂选择中的指导作用

物理溶剂吸收法是利用天然气中H_2S和CO_2等酸性组分与CH_4等烃类在溶剂中的溶解度显著差异来实现脱硫脱碳。通过HYSYS模拟,对比了几种常用物理溶剂的吸收效果,从溶解度参数的角度分析了溶剂溶解性能的差异。分析结果表明:依据溶解度参数可以确定物理溶剂脱酸及选择性脱硫的能力;吸收效果好的溶剂溶解度参数应与溶质(H_2S、CO_2、有机硫等)溶解度参数接近;选择性脱硫效果好的溶剂溶解度参数及其分布尽可能接近H_2S且与CO_2有一定偏差。溶解度参数对天然气脱硫脱碳物理溶剂吸收法的选择具有重要指导意义。     

多因素共同作用对Q235B钢管腐蚀行为的影响

为探究油气管道中温度、流速和CO_2/H_2S分压协同作用下对钢管腐蚀行为的影响,对温度、流速和CO_2/H_2S分压比建立正交实验,通过SEM,XRD等分析技术探究不同改变量对Q235B管道腐蚀行为的影响。结果表明:在CO_2和H_2S共同影响下,70℃、流速为1. 5 m/s时,腐蚀动力学过程十分剧烈; H_2S的存在能够一定程度上抑制腐蚀,低含H_2S的腐蚀环境中,腐蚀为CO_2主导,在高温下内层形成良好的FeCO_3膜,腐蚀速率降低; H_2S通过形成FeS腐蚀产物层增加点蚀的程度;在H_2S和CO_2的组合存在下,凹坑的起始速率最高,CO_2能够协同促进,在同一时间内提供更多的实质性FeS膜;在点腐蚀演化过程中,CO_2和H_2S的协同作用在70℃时最为显著,同时流速在增大的过程中,会使FeS分布不均,而FeS的不均匀分布会诱导微电池作为该阶段在钢表面的点腐蚀的驱动力。研究结果对于制定石油管道防腐措施具有指导意义。     

用含H2S很低的气体生产硫酸

丹麦托普索公司湿气硫酸法(简称WSA法)可以成功处理含有较高的CO_2、COS和有机硫的废气,不适于一般脱硫装置加工的总硫浓度太低的气体,此法也可以处理。硫的回收率为97.5～99％,产品为工业用的浓硫酸,同时可生产高压蒸汽。 WSA法适用于:①用煤或重油生产氨、甲醇或代用天然气的工厂;②含有H_2S.COS、含硫烃类,氰化物和NH_3的焦炉气;③尾气中CO_2/H_2S比率较高的天然气净化厂。 WSA法由三步组成(图1)。①原料气同过量空气混合后进入催化灼烧装置,在催化剂上于200℃下使H_2S、COS、有机硫和烃类等氧化为SO_2和SO_3。催化剂的烧区     

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。     

高含CO_2和H_2S井测试工艺技术应用

在油气勘探过程中,越来越多的井遇到不同浓度的CO_2和H_2S气体,有些井更是同时含有CO_2和H_2S气体。CO_2含量达到一定比例后,将会起到灭火剂的作用,地层产出的气体将无法点燃。因此,同时含有H_2S和CO_2的气井要比只含H_2S的气井测试施工难度大、危险性要高,需要采用全套防硫测试流程和设备,同时加强安全措施,优化施工工艺。     

硫磺回收催化剂的硫酸盐化中毒机理晶体结构及表面化学性质研究和探讨

在天然气净化和含硫原油加工过程中产生大量的 H_2S 气体,为了保护环境和回收元素硫,工业上普遍采用克劳斯过程处理含有 H_2S 的酸性气体,其反应方程式如下:①H_2S 3/2O_2=SO_2 H_2O ③2H_2S SO_2=3/n S_n 2H_2O反应①和②是在高温燃烧炉中进行的。在催化反应区(低于538℃)除了发生反应②外,还进行下述有机硫化物的水解反应:③COS H_2O=H_2S CO_2 ④CS_2 2H_2O=2H_2S CO_2工业装置使用天然铝矾土催化剂的总硫转化率在80—85％左右,未转化的各种硫化物均以 SO_2的形式排入大气,严重污染了环境;改用活性氧化铝催化剂后,总硫转化率可提高到     

国外动态

Selefining法脱硫该法用于含CO_2气体,如天然气、煤气及Claus硫回收尾气等的脱硫.产品为净化气和富H_2S气,如果需要还可从回收不含硫的CO_2气. 该法利用典型的烷醇胺流程,包括吸收塔、闪蒸罐、贫/富液换热器、再沸汽提塔、循环泵及溶剂冷却器等.吸收剂是一种具有规定选择性的特殊溶液,含有机溶剂、叔胺和少量水.构成溶液的所有组分都很便宜,且为市场易购产品;吸收液的化学性质稳定、无毒、无腐蚀性,因此,无需使用特殊材质的设备.     

催化脱硫系统的腐蚀与防护

自武汉石油化工厂催化脱硫装置投用以来,多次发生腐蚀破裂泄漏.10年内曾两次更换溶剂脱硫塔.文章讨论了MEA.MDEA等几种脱硫剂和溶剂中的CO_2、H_2S布对脱硫系统腐蚀的影响.经试验发现,脱硫剂在脱硫系统中起了很好的缓蚀作用.该系统的均匀腐蚀主要由CO_2引起,H_2S的存在减缓了CO_2对设备的均匀腐蚀.该系统的IGSCC不仅与脱硫剂类别有关, 还与溶剂中CO_2、H_2S含量有关,H_2S含量高时.不会发生IGSCC,少量H_2S的存在会导致脱硫剂CO_2-H_2S体系的IGSCC.最后提出了6条防护措施与建议.     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

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。     

选择性胺过程脱除酸气

胺溶剂的选择选择性吸收硫化氢(H_2S)的理想溶剂是对H_2S吸收能力高而对二氧化碳(CO_2)吸收能力低。常用的胺溶剂中不存在这样一种溶剂。然而如果应用H_2S和CO_2的吸收速度之差别,也可以用一种胺溶剂选择性吸收     

酸性气体富集方法和系统

正一种处理含H_2S和CO_2的流体流的方法,其中:a)在第一吸收器中在1. 0～15. 0 MPa的压力下用再生的H_2S选择性吸收剂的第一子流处理流体流,获得经处理的流体流和负载有H_2S的吸收剂; b)将负载有H_2S的吸收剂通过与再生的H_2S选择性吸收剂间接热交换而加热; c)将加热的负载有H_2S的吸收剂在低压膨胀容器中膨胀至0. 12～1. 0 MPa的压力,获得富含CO_2的第一废气和部分再生的吸收剂; d)将部分再生的吸收剂在解吸塔中再生,获得富含H_2S的废气和再     

20×104 t/a硫磺回收装置液硫脱气组合工艺应用分析

普光天然气净化厂建设有12套大型硫磺回收装置,硫磺产能240×10~4 t/a。原设计采用BlackVeatch的专利MAG~(○R)技术脱除液硫中硫化氢(H_2S),逸散废气经低压蒸汽抽射器引入尾气焚烧炉。投产初期,液硫中H_2S质量分数远高于控制指标0.001 5%。后续引入空气鼓泡加喷射脱气工艺,液硫中H_2S质量分数降至0.001 0%以下。随着装置的运行,催化剂、溶剂性能下降,烟气SO_2排放标准日趋严格,采用中压蒸汽抽射器,将液硫池废气由尾气焚烧炉改入克劳斯炉,回收废气中的硫元素,将排放烟气中SO_2质量浓度降至200 mg/m~3以下。     

Claus过程的最佳空气耗量

Claus过程是H_2S转化成元素硫的基本过程.此过程的最佳化具有重要的实际意义,因为它保证H_2S变成硫的最大转化率,并使含硫化合物对周围环境的排放达到最低.当进入装置催化段的气体中H_2S/SO_2=2时达到最佳条件,在此情况下在尾气中也同样保持这个比例.因此,过程的最佳化就在于遵循这个比例的情况下保持所需的空气耗量.本文叙述了对这一问题的分析研究,并推导出简化方程式,该方程式可根据尾气中的H_2S和SO_2含量求出为保证装置的最佳操作条件所需的空气耗量的校正值.对Claus过程的热力学计算表明,为使燃烧炉-废热锅炉出口的燃烧产物中的H_2S/SO_2=2,在装置入口的H_2S/O_2的浓度比应低于Claus反应按化学计量所需的比值,即等于2.     

国外动态

<正> 西德 Caloric 公司开发了生产合成气的新工艺,它比传统的蒸汽重整路线经济,投资少。该工艺以天然气、甲醇、液化石油气或烃为原料,在重整器中反应可得到所希望的 H_2/CO 比例的合成气,不需要分离氢气或补加 CO,因为该工艺不生成过量氢。每生产1000米~3合成气(H_2/CO 为1)只需要525米~3天然气或 0.4吨液化石油气(包括原料和燃料)。而采用蒸汽重整工艺生产 H_2/CO 比例为2.3的合成气1650立方米,则需分离或输出650米~3的氢气。由于生成过量氢和大量甲烷,使原料和燃料消耗都比     

工艺流程介绍

应用范围:可从气流中脱除 H_2S 达到脱硫率为99.9%的程度,特别适合于 H_2S 含量低或 CO_2/H_2S 比例高的气流。产品质量:净化气 H_2S 含量低于10ppm。所生产的元素硫是相当干的滤并(硫粒度为2微米),或者进一步用熔硫釜加工。概述:以1、4—萘醌—2—磺酸为氧化—还原催化剂而配成的碱性溶液(PH=8.5),在吸收塔中与原料气相接触。H_2S 与碳酸钠反应而生成硫氢化钠和碳酸氢钠。前者被催化剂氧化而生成粒度很细(2微米)的元素硫,而萘醌磺酸盐则还原为萘氢醌磺酸盐。     

液体硫化氢处理剂室内评价技术研究

为解决H_2S处理剂在适用性评价过程中检测标准及技术指标不规范、产品名称混乱、检测方法及装置不统一、与实际生产需要有差距等问题,采用自主设计的硫化氢处理装置和吸收器,对新疆油田现用8种H_2S处理剂的脱硫效果和硫容进行室内评价,并通过检测管法及碘量法检测H_2S含量进行对比实验。实验结果表明:采用检测管法,其可溶性硫化物去除率≥95.1%、残余硫化氢质量浓度≤5.7 mg/m~3、硫容≥37.3 mg/L;采用碘量法,其可溶性硫化物去除率≥95.5%、残余硫化氢质量浓度≤5.1 mg/m~3、硫容≥37.5 mg/L;新疆油田现用H_2S处理剂基本上可以满足油田生产需要,其可溶性硫化物去除率均大于90%,有两种H2S处理剂经评价残余硫化氢质量浓度不满足≤5 mg/m~3的要求,不同处理剂硫容差别较大。