络合铁法脱H_2S技术研究进展

分析了络合铁法脱除H2S机理和pH、羟基化程度、溶解氧浓度等因素对脱硫过程的影响;总结了络合铁脱硫液中可溶性铁盐、配体、自由基清除剂、硫颗粒改性剂、缓蚀剂等配方成分的作用;介绍了目前国内外主要的络合铁脱硫工艺LO-CAT工艺、SulFerox工艺、Sulfint工艺、DDS工艺、改良络合铁法脱硫工艺,并作了简要评价;指出络合铁法脱H2S技术存在的主要难题是配体降解、副盐累积、Fe2+再生缓慢、硫堵。开发高硫容脱硫剂配方、高传质效率脱硫设备、优化流程及装置配置是络合铁法脱H2S技术未来发展的方向。     

浅谈哈6区块高含H_2S稠油的脱水脱硫工艺

哈拉哈塘油田哈6区块采出的稠油H2S含量较高,处理工艺较为复杂,因此,在联合站工程设计中,需要针对稠油脱水、脱硫工艺方案进行优化对比。介绍了哈6区块高含硫稠油的油品物性及设计参数,论述了稠油脱硫工艺,对稠油脱水工艺进行了比选,最终确定采用二段热化学沉降脱水、气提塔脱硫的处理工艺。经过近3年的实际生产运行验证,该工艺方案在工程投资、生产管理及环境保护等方面更能满足油田长远发展的需要,对其他油田或区块高含H2S稠油脱水、脱硫工艺的选择具有一定的参考和借鉴意义。     

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。     

高H_2S高CO_2高Cl~-天然气压力容器设计

介绍了三高气田(高H2S、高CO2、高Cl-)压力容器设计的基本作法,同时对制造检验过程中出现问题的处理和试运投产的基本情况作了说明,确保了压力容器的安全,装置一次投运成功,最终生产出合格的天然气、凝析油、相应附属产品。该压力容器突破了国内外大型气田的开发,在国外一次投产成功,为今后国外三高气田的开发走出了一条安全可靠、便利实施的新路,这些作法和处理意见为同行们今后的设计、施工提供了参考。     

MDEA水溶液压力下选择脱除H_2S的工业试验

在川东净化总厂垫江分厂第一套脱硫装置上进行了MDEA水溶液压力下选择脱除H_2S的工业试验:当单套处理量为135×10～4m～3/d、压力为4MPa、R为7～10时,酸气中H_2S浓度不低于20％,净化气质量稳定合格。这既满足了后续的分流法克劳斯装置对酸气质量的要求,又显著降低了装置消耗及天然气加工损耗,取得了较大的经济效益。     

H_2S组分对气相加氢精制工艺产品质量的影响

对循环氢脱硫工艺流程进行了阐述,对成品油所含杂质以及成品油的性能要求进行了说明,分析了循环氢对成品油的影响。结果表明,循环氢中较高浓度的H_2S,不但影响脱硫率,而且因为H_2S易与未反应的烯烃发生重排生成大分子硫醇,从而使硫醇含量增加。因此,建议工业装置将循环氢中的H_2S浓度控制在20ppm以下。     

天然气脱水剂中H_2S的脱除

采用乳化液膜法对含H2S的天然气脱水剂乙二醇溶液进行了脱硫试验研究。考察了表面活性剂浓度、流动载体浓度、油内比、制乳时间、内相溶液浓度、乳外比、乙二醇初始硫含量等因素对乳化液稳定性和脱硫率的影响,获得了试验范围内最佳的乳化液配制和传质分离条件,脱硫率可达到97%以上。     

Sulfa Treat法脱除H_2S和RSH

Sulfa Treat法是一种非再生性脱硫工艺.1989年12月问世,至1992年1月已有150套以上的装置在运行.该法使用一种专利的、混有补充化学品的铁化合物,粒度为4～30目,不溶于水,堆积比重1121kg/m~3.脱除剂与H_2S的反应为一级反应,也能同时脱除RSH.长庆油田已签     

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。     

高H_2S/SO_2比率硫回收新技术及其应用

介绍了国内某大型炼油厂首次引进的意大利SINI公司的高H_2S/SO_2比硫回收新工艺(HCR)的技术特点,并与常规技术进行对比。其主要特点为:采用高H_2S/SO_2比率,尽管Claus转化率下降约0.2%,胺溶剂用量增加约5%,对于Claus转化率和过程气物流量的影响较小,但该技术与还原吸收尾气处理技术结合,不仅使装置的总硫回收率保持在99.8%以上,而且装置对原料酸性气波动的适应性增强,操作弹性较大,不额外增加投资。工艺流程改进包括:把三冷气被冷却温度降至135℃,以减少雾状硫损失;急冷塔分为上下两段冷却,以减少工艺凝液对下游胺液系统的污染。对装置试生产结果与设计数据进行了比较。     

一种由H_2S和CO_2产合成气的替代性新路线

正意大利米兰理工大学等机构的研究人员正致力于将H_2S和CO_2转化为合成气。从详细的热力学-动力学研究可知,在H_2S和CO_2之间氧化还原反应是可行的。如果相关的工艺技术切实可行,该反应可能会开辟一条先进的合成气生产路线。潜在的工业优势表现在:脱硫装置的酸性气体被中和,CO_2成了化学原料,产出合成气。该过程有可能取代炼油厂的克劳斯硫磺回收工艺,达到减排增效的目的。     

低含硫天然气的脱H_2S处理

在设计天然气脱硫装置时,工程师们面临着从多种工艺过程中进行选择,面各公司对其专利过程的介绍也可能带有片面性,因此必须较全面地掌握这方面知识才能做到较为正确的判断和选择。关于夭然气净化处理方案的选择,西方国家工厂业主首先考虑的是经济利益：其一是选择先进的、经济的脱硫方法,这得很费脑筋的事情;其二是业主考虑到自身经济利益,往往把酸性天然气回注到油层内。在选择脱硫方法时,一般来讲,对于低含HZS（50～200ppm）、低含水的小气量的天然气做净化处理。如果天然气中硫的含量在7～gW以下时选择干法脱比S比较经济;如…     

轻质原油中H_2S脱除药剂方案研究与应用

油井凝液中的H_2S如果不进行处理,不仅腐蚀站场容器设施,而且最终会挥发到大气中,存在环保风险。为此,研究采用物理吸附法和化学吸附法的联合方法制成脱硫药剂,该药剂为水基药剂,既溶于水,又能充分溶于油,既能对油水中的H_2S产生吸附,又能和H_2S反应,从而去除含水轻质原油中的H_2S。在对装有含H_2S介质的储罐进口加入脱硫药剂后,通过检测H_2S脱除效果明显,油样中H_2S质量浓度由脱硫前的95 mg/L以上降低到6 mg/L以下,H_2S脱除率达到94%以上,脱硫后油品挥发气中已闻不到H_2S气味;脱硫药剂在脱硫过程中不会加剧油品的乳化,没有固态物质析出,不会对油品物性造成影响。     

S Zorb装置节约吸附剂的措施

根据催化裂化汽油的低硫属性,深入分析了吸附剂脱硫原理,通过控制原料及生产过程中的水含量、吸附剂中碳含量、吸附剂与待生剂间硫差、优化工艺参数和改造再生取热系统等措施,达到节约吸附剂消耗的目的。处理量为1.8 Mt/a的S Zorb装置的吸附剂实际消耗量不仅远远低于设计消耗量(60t/a),而且经过不断优化操作,使实际消耗量趋于稳定值12t/h,有效降低了装置运行成本,具有可观的经济效益。     

超重力旋转填料床中络合铁法选择性脱除酸气中H_2S

在超重力旋转填料床中,以络合铁为脱硫剂,对模拟酸气中的H2S进行了选择性脱硫实验研究。考察了气/液体积流量比、转速、pH值、温度、总铁浓度、原料气CO2含量对脱硫率及选择性的影响。结果表明,在气、液接触极短时间内,脱硫率达到98%以上,选择性达到90以上,实现了高选择、快速、高效脱除酸气中H2S的目标。     

磁力驱动超重力机用于炼厂气脱H_2S的工业应用

磁力驱动超重力机的转动设备由动密封转化为静密封,解决了超重力机的泄漏问题,将其用于炼厂气脱H2S的工业生产。工业应用结果表明,磁力驱动超重力机累计运行约35 000 h,不停车连续稳定运行时间超过18 000 h,实现了长周期稳定运行;脱H2S后的炼厂气中H2S的含量小于20 mg/m3;超重力机的操作弹性可达到1.75,硫负荷达到设计值的1.63倍;超重力机的脱硫选择性高,CO2吸收率仅为脱硫塔的1/9;超重力机的体积是脱硫塔的9.2%,质量是脱硫塔的6.2%;超重力机的综合能耗与脱硫塔基本相当。     

车排子油田稠油热采开发过程中H_2S的治理方法

车排子油田开发过程中,油井伴生气中出现了较高浓度的H_2S气体,增加了现场生产安全隐患。区块投产后对H_2S的监测表明实测值与设计值存在差异。由于前期试采井取样数据受生产时间、区域位置等限制,很难具有代表性,所以在设计阶段就应综合考虑有关问题,工艺设计应具有一定的灵活性,比如预留接口、预留新增设备安装位置等,以应对生产过程中的变化。通过在集油区管道加除硫药剂、在两相分离器出口设置脱硫装置、脱硫后的伴生气经火炬燃烧放空的方式,可有效去除H_2S,满足规范要求,保障油田安全生产。     

液化石油气装置中湿H_2S环境的腐蚀机理及选材

介绍了湿H2S环境的概念和碳钢与合金钢在湿H2S环境中的腐蚀破坏类型、腐蚀机理及其影响因素,提出了硫化物应力开裂和氢致开裂两种腐蚀机理的相互关系,并结合在实际工作中的工程经验,讨论了液化石油气生产装置中醇胺类-H2O-CO2-H2S体系中抗湿H2S腐蚀材料的选择和控制。     

超重力络合铁法脱除石油伴生气中H_2S的中试研究

以络合铁为脱硫液,在旋转填充床中,进行石油伴生气脱H_2S的实验。考察了石油伴生气流量、石油伴生气中H_2S的质量浓度、脱硫液流量、旋转填充床转速对H_2S脱除率(θ)和气相传质系数(K_Ga)的影响。实验结果表明,θ和K_Ga随脱硫液流量的增大而增加,随旋转填充床转速的增大先增加后降低,随石油伴生气中H_2S质量浓度的增大而降低。超重力络合铁法脱除H_2S较佳的工艺条件为:石油伴生气流量30～70 m~3/h,石油伴生气中H_2S质量浓度20～80g/m~3,脱硫液流量0.5～1.0 m~3/h,旋转填充床转速900～1 100 r/min。在此条件下,θ稳定在99.80%以上。     

液体中H_2S含量测定

308XL 型 H_2S 过程分析仪,应用一种新技术,可直接测定液体中的 H_2S 含量,而不必在分析测定前先将被测液体样品气化。可以分析的液体样品有:C_6—C_(15)胺类、醇类、水和汽油。这种在样品液体状态下直接测定 H_2S 含量的特点,对于胺类脱硫操作尤其重要。308XL 型 H_2S 过程分析仪的另一革命性特点是它的自动化校准。该仪器完全不需要标定,因为按