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本文讨论了由于环丁砜(SF)与水的物性本质差异导致了甲基二乙醇胺(MDEA)在环丁砜水中溶液中的pK_a值低于在水中的pK_a,使得H_2S、CO_2在环丁砜——甲基二乙醇胺水溶液中的溶解度和在MDEA水溶液中有明显不同。     

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。     

硫化氢和二氧化碳在二异丙醇胺、甲基二乙醇胺水溶液中平衡溶解度的数学模型

本文基于拟平衡常数的概念(Pseudo equilibrium Constant),以溶液的[H~3]为参数,关联了 H_2S-CO_2-烷醇胺(Am)-H_2O 体系中主要的平衡反应,推导出一个描述 H_2S、CO_2在二异丙醇胺(DIPA)、甲基二乙醇胺(MDEA)水溶液中平衡溶解度的数学模型.它也同样适用于—乙醇胺(MEA)和二乙醇胺(DEA)水溶液体系.模型计算结果与实验数据和文献数据吻合得甚好。精度足以满足工程设计要求。此模型可编制成程序求解 H_2S-CO_2-Am-H_2O 体系的平衡溶解度,为特定条件下的胺法气体净化工艺计算提供数据.     

物理-化学混合溶剂选择性脱除硫化氢、有机硫化合物侧线试验

利用φ76mm×6mm填料吸收塔试验装置,于川东天然气净化总厂(简称卧引)进行了甲基二乙醇胺(MDEA)-环丁砜(SF)-水溶液在5.5MPa压力下从该厂原料天然气(含H_2S2.2～3.0%,CO_21.0～1.2%,有机硫400～600mg/m~3)中选择性脱除硫化氢与有机硫试验。考查了溶液组成、气液比、贫液温度等项因素对净化效果与选择性的影响,选取了优化操作参数,确认了以此新砜胺溶液取代该厂脱硫装置传统二异丙醇胺(DIPA)-环丁砜-水溶液的可能性及其预期经济效益。     

环丁甲砜基二乙醇胺水溶液处理酸性天然气工艺讨论

按拟平衡常数的准则,建立了H_2S、CO_2在环丁砜甲基二乙醇胺(SFMDEA)水溶液平衡溶解度的模型,经扩展后纳入原用于胺法体系的逐板计算程序,并以有代表性的酸性天然气组成作了测算。本文认为:上述物理化学溶剂的选吸性优于MDEA 水溶液,但其总酸气负荷较MDEA 水溶液低,且,若有脱有机硫深废要求则选吸性必有相当大的牺牲。     

H_2S和CO_2在甲基二乙醇胺溶液中平衡溶解度的计算模型

提出了H_2S和CO_2混合酸气在甲基二乙醇胺水溶液及在甲基二乙醇胺、环丁砜、水溶液中的平衡溶解度的计算模型。模型计算值与文献值基本吻合,平均偏差小于10％。     

二异丙醇胺水溶液选择性吸收H_2S过程的机理探讨(上)

本文以DIPA-H_2O-H_2S-CO_2体系的气、液平衡曲线处理湿壁塔中用DIPA水溶液对H_2S选择性吸收的实验数据,得出了实测的H_2S、CO_2总气膜传质系数.以伴有化学反应吸收的双膜理论予以校核,结果是吻合的.建立了DIPA-H_2O-H_2S-CO_2体系选择性吸收装置的逐板计算程序,以及气相中H_2S、CO_2的浓度沿塔变化的数学表达式.以此验证了引进工业装置的设计数据,也提出了甲基二乙醇胺(MDEA)可能是一种比DIPA更为优越的选择性溶剂的理论依据.     

H_2S和CO_2在MDEA溶液中的溶解度

测定了H2S和CO2混合物在50％MDEA水溶液中的溶解度,温度为40、70及100℃,酸气分压范围为0．08至10450KPa。H_2S和CO_2在MDEA溶液中的溶解度     

H_2S和CO_2在甲基二乙醇胺水溶液中的溶解度

本文以拟平衡常数(K_1,H_2S-CO_2-MDEA-H_2O体系中MDEA的解离常数)的概念关联了H_2S,CO_2与MDEA反应中的各有关平衡反应,提出了一个较为简便的求解H_2S,CO_2在MDEA水溶液中平衡溶解度的计算方法.计算结果与文献数据甚为吻合.在此基础上预测性地计算了迄今未见发表的H_2S-CO_2-MDEA-H_2O体系的气液平衡数据,供工艺上参考应用.     

MDEA法炼厂气脱硫

金陵石化公司炼油厂重油催化裂化气体脱硫装置在原来使用的脱硫剂二异丙醇胺(DIPA)中加入新型高效脱硫剂(MDEA)进行对比试验.取得了较好的效果.MDEA对H_2S选择性好,酸性气中H_2S浓度提高了7%～15%,两吸收塔总胺液循环是降低了45%,从而缓和了干气脱硫塔在采用DIPA溶剂时处理能力偏小的矛盾.     

压力与油管钢CO2/H2S腐蚀速率的关系

采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同CO2和H2S分压下油管钢N80、P110的CO2／H2S腐蚀进行了研究。结果表明,随着CO2分压的升高,两种钢的CO2／H2S腐蚀速率均单调增加;随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为3psi时取得最大值。     

超重力环境下甲基二乙醇胺选择性脱除H_2S的模拟

应用反应-扩散模型对超重力环境下甲基二乙醇胺(MDEA)溶液从CO2和H2S混合气中选择性脱除H2S过程进行了定量描述。模拟结果表明,CO2在向MDEA溶液液膜渗透的过程中,需耗时1s渗透进2.0×10-5m才能够建立起稳定的浓度梯度;对于H2S,仅需约2.0×10-9s渗透进入液膜1.0×10-8m便可建立起稳定的浓度梯度,液膜中CO2的传质过程对于H2S的吸收基本没有影响;MDEA在液膜中存在扩散,H2S的存在对于CO2吸收的抑制作用明显。在旋转填充床中于不同的温度下进行了MDEA选择性脱除H2S的实验。实验结果表明,旋转填充床可以获得较高的H2S脱除率;反应-扩散模型的模拟结果和实验结果吻合较好。     

30CrMo钢及其渗铝钢耐饱和H2S溶液腐蚀研究

研究了在饱和H2S溶液和饱和(H2S+CO2)溶液中NaCl质量分数和温度对30CrMo钢及其渗铝钢腐蚀速率的影响,观察了其腐蚀形态.结果表明,在上述介质中,30CrMo钢存在较明显的孔蚀.30CrMo钢渗铝后其耐蚀性至少提高20倍,孔蚀得到抑制但出现台地侵蚀.     

溶解性气体对油井腐蚀速度影响分析

元城油田是鄂尔多斯盆地开发较早的油田之一,边底水发育,采出液组分复杂,H_2S、CO_2溶解性气体含量高,油井套管腐蚀速度快,严重影响了油井正常生产。通过以元城油田采出水为基液,开展了H_2S、CO_2、O_2单一气体和三种气体共存状态下,不同浓度对油井腐蚀速度的影响情况的分析研究,并取得了一些认识:H_2S、CO_2单一气体腐蚀速度存在极限值,含氧后钢腐蚀速度随含氧量增加而增加;另外,在三种溶解气体共存体系中,起主要因素的是H_2S,其次是CO_2和O_2。     

模拟油田CO2/H2S环境P110钢的腐蚀行为研究

模拟含CO2／H2S高温高压井下多相流腐蚀环境，研究P110钢在模拟井下采油腐蚀环境务件下的腐蚀行为。结果表明，P110钢的平均腐蚀速率受到温度、CO2分压和H2S分压等参数的影响，其表面形成3层形貌及成分各异的腐蚀产物，宏观腐蚀形态基本为均匀腐蚀，但是在扫描电镜下观察，金属遭受的破坏是以局部腐蚀为主。     

在含CO_2/H_2S介质中油气田用钢的腐蚀研究进展

研究了CO_2和H_2S对油气田开发用钢材的腐蚀机理、分析了影响因素以及防护措施,并对研究进展情况进行综述。指出目前国内各油气田关于CO_2/H_2S的腐蚀问题,一方面对腐蚀机理的认识还不够全面与深入,另一方面其防护技术研究尚未达到系统化和实用化的程度。     

张渠区块井筒管串腐蚀状况

张渠区块开采层位为长-2层,单井液量含水较高,流体腐蚀性强。从现场实际情况来看,腐蚀导致抽油杆强度降低,并发生断裂。因此,对张渠区块长-2层井筒的腐蚀原因进行了调研。结果表明,该区块井下管串腐蚀为局部腐蚀,腐蚀的主要因素是硫化氢和二氧化碳。针对硫化氢和二氧化碳引起的腐蚀,提出了选材和向井筒加注缓蚀剂的防腐蚀措施。     

脱硫装置MDEA再生塔腐蚀分析与防腐措施

根据长庆油田天然气脱硫装置MDEA再生塔目前腐蚀现状,分析了CO_2、H_2S、CO_2/H_2S/H_2O及温度对腐蚀的影响。结果表明,再生塔腐蚀是以CO_2局部腐蚀为主。针对主要腐蚀因素,提出了气体膜技术分离CO_2,可将原料气中CO_2从6.9%降至3%,减弱了设备腐蚀程度。