顺北二区高含硫天然气脱水工艺技术研究

目的通过天然气脱水有效降低H₂S对高含硫天然气矿场集输系统的腐蚀危害。 方法在国内外高含硫天然气脱水技术研究的基础上,优选确定了三甘醇溶剂吸收法作为顺北二区高含硫天然气的脱水处理工艺,并在传统三甘醇脱水工艺流程的基础上充分考虑了顺北二区高含硫天然气的特点,局部优化改进了传统三甘醇脱水工艺流程,增加了原料气进吸附塔前的分离处理工艺和闪蒸气回收处理工艺;同时,基于富甘醇预热位置、再生纯度以及H₂S的影响,开发了两级贫/富液换热预热、LNG气化气提的富甘醇再生工艺流程。 结果改造后,脱水工艺通过增压回收处理实现了脱水系统含硫尾气零排放,通过LNG气化气提实现了三甘醇高效脱硫和提纯相结合,解决了酸性环境下再生装置的腐蚀及检修难题。 结论该脱水工艺有利于顺北二区总体开发规划的实现,形成了适用于顺北二区高含硫天然气的高压集输脱水流程,为后续顺北天然气区块的进一步开发提供了技术支撑。      

含硫气井络合铁单井脱硫工艺优化

YS1井原料气中H_2S摩尔分数为5.23%,为高含硫气井,采用络合铁单井脱硫工艺进行开采。络合铁脱硫工艺具有硫容高、投资成本低、节约占地等优势,为含硫油气田的单井试采提供了一种新的经济、高效的脱硫处理技术,社会经济效益显著。但络合铁脱硫工艺普遍存在硫磺堵塞、尾气异味、硫膏收集困难等问题。通过总结YS1井的生产经验,提出了硫沉积监测及控制技术、有机硫除臭系统、硫膏收集系统及热能利用技术的优化,提高了装置连续运行的稳定性及经济性,对络合铁单井脱硫工艺的推广具有指导意义。     

油田含硫污水气提塔酸度调节剂的筛选研究

气提塔是油田生产中处理含硫污水的新型、高效、节能装置。某油田含硫污水具有高矿化度、高氯离子、高硫化氢特点,采用气提塔对含硫污水进行处理,脱除污水中的H_2S,降低H_2S对油田设备、管道等设施的腐蚀效果。为确保污水中H_2S以游离态形式存在污水中,在气提塔上游加入酸度调节剂,提高气提塔脱硫效果,并防止H_2S脱除后污水p H值升高导致腐蚀结垢趋势增大,影响塔的脱硫效果及正常运行。通过对硫酸、盐酸、柠檬酸脱硫评价实验,以加药量、脱除率和失钙率为评价指标,确定柠檬酸适宜作为油田含硫污水气提塔脱硫处理的酸度调节剂。本研究为今后油田含硫污水处理酸度调节剂筛选提供试验方法、评价参数,同时为高矿化度、高氯离子、高硫化氢的含硫污水处理提供酸度调节剂筛选范围。     

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。     

基于大数据的高含硫天然气脱硫工艺优化

为了解决高含硫天然气脱硫工艺中脱硫选择性差、能耗高等问题,提出了基于大数据的高含硫天然气脱硫工艺优化方法。首先,通过工艺流程分析,发现对性能指标有显著影响的决策参数,建立无迹卡尔曼滤波神经网络动态模型,获知了脱硫工艺的潜在规律;然后,针对原脱硫工艺中H_2S、CO_2过分脱除问题,采用偏好多目标优化的方法,分别以H2S浓度逼近2.5 mg/m~3、CO_2浓度逼近2%为目标函数,采用非支配性排序遗传算法对模型进行多目标优化,获得了最佳工艺参数。采集某高含硫天然气净化厂脱硫单元2014年1—12月的生产数据,取前80%数据作为训练集,后20%数据作为测试集,进行了仿真实验。结果表明:1所建立的动态模型能够较好地反映脱硫工艺生产规律;2优化结果建议适当降低一级吸收塔温度,提高二级吸收塔温度,提高闪蒸罐压力,并减少胺液循环量;3优化后净化气中H_2S浓度将由0.62 mg/m~3提高至3.22 mg/m~3,CO_2浓度由1.19%提高至1.99%,脱硫选择性显著提高;4相对胺液循环量下降16.67%,蒸汽消耗量减少,净化气产率提高0.8%,总体实现了增产节能降耗的目的。     

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。     

大牛地气田含硫天然气集输工艺探讨

大牛地气田已建地面集输系统是针对上古生界气藏特点和气质条件设计的,不能输送含硫天然气。在分析奥陶系风化壳气井含硫特征的基础上,总结出大牛地含硫气井具有数量少、分布分散且含硫量低的特点。适用于大牛地气田含硫天然气集输工艺包括井下节流、掺混、井筒除硫和地面脱硫四种,各工艺的适用范围为:气井的H_2S质量浓度小于或等于154 mg/m~3时,可以采用井下节流或井口除硫工艺使气井正常生产;考虑掺混工艺时,需要有足够的不含硫天然气与含硫气掺混以使气质达标;考虑地面脱硫工艺时,潜硫量小于100 kg/d可采用干法脱硫,潜硫量大于或等于100 kg/d可采用湿法脱硫。     

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。     

天然气液体脱硫一体化集成装置研制与应用

针对长庆气田部分偏远低含硫气井远离下古天然气地面集输系统,产能无法发挥的问题,研发了适用于集气站的天然气液体脱硫一体化集成装置。装置主要由脱硫吸收塔、循环泵、补液泵、H_2S含量在线检测仪、PLC控制箱、配电箱组成,具有天然气液体脱硫、天然气脱硫前后H_2S含量在线检测、脱硫剂自动补液和自动排液、远程监控和定位等功能。采用三嗪溶液作为脱硫剂,脱硫产物对环境友好,无污染;净化后天然气中H_2S质量浓度小于20 mg/m~3,可接入上古天然气地面集输系统。装置具有脱硫精度高,建设周期短,占地面积小,以及减员增效等优势,经济效益和社会效益显著,进一步深化了长庆气田标准化设计,在低含硫气井天然气净化方面具有广阔的应用前景。     

微含硫气田工艺设施中H_2S富集的原因及措施

在开采的油气田中,或多或少存在一些有毒的H_2S气体。某深海气田的井口物流中H_2S气体浓度大约为1 mg/L,从安全和工程的角度讲,不用设计专门的脱硫设施,但在实际生产运行中发现该中心平台乙二醇模块的脱水单元富集了较高浓度的H_2S气体,给现场的生产、维修作业带来较大的安全隐患。通过对以上问题进行分析,H_2S富集的主要原因是天然气中微量的H_2S被注入井口的碱性乙二醇溶液吸收,当含H_2S的富乙二醇再生时,释放出H_2S气体并聚集在系统中。分析了工艺处理过程中H_2S被碱吸收的机理和在乙二醇脱水单元中富集的机理,并结合现场实践和目前最新的H_2S防治方法,采取降低贫乙二醇的碱度和选用三嗪类脱硫剂脱硫等应对措施进行了现场试验,取得了良好的应用效果,为今后类似的微含硫深海气田的设计、运营提供了借鉴。     

蒸汽驱H2S产生机理及影响因素研究——以胜利油田孤岛采油厂为例

胜利油田孤岛采油厂中二北区原油含硫量在1.62%～2.66%,属于中-高硫原油,地层水硫酸根质量浓度平均只有为12.2mg/L。通过室内物理模拟试验,产生H2S物质基础研究及现场调查跟踪监测,对中二北区蒸汽驱H2S产生机理及主要影响因素进行研究。结果表明,孤岛采油厂中二北区蒸汽驱H2S氢产生机理主要为含硫有机化合物的热化学裂解反应,地层温度达到200℃,开始裂解产生H2S;温度和反应时间是影响H2S产生的主要因素,温度越高产出速度越快,反应时间越长产生H2S量越多,这与现场H2S分布特征相一致。     

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。     

微生物脱硫技术在油气初加工系统中应用的可行性

由于大庆油田为低含硫地区，原油、天然气的预处理中都不包括脱硫工艺，所以天然气装置所生产的民用气、液化气含硫超标，而且系统中由于H2S等腐蚀性气体的存在，造成管线、设备腐蚀严重。目前应用较广泛的脱硫工艺有干法脱硫和湿法脱硫，虽然处理效果较好，但脱硫剂用量大，成本较高，而且存在二次污染。所以，迫切需要寻求一种高效、实用、方便、廉价的、适用于油气初加工领域的脱硫技术。本文重点介绍了微生物脱硫技术的原理及在国内外的发展现状，探讨了微生物脱硫技术在油气初加工系统应用的可行性。     

高含盐含硫工况下高压容器金属涂层防腐研究

针对国内外高含H_2S、CO_2、Cl~-等恶劣腐蚀工况下压力容器的防腐要求,通过实验研究,攻克了现有金属涂层与基体结合强度低(小于80 MPa)、涂层孔隙率高(大于1%)等技术难题,开发出适用于高含盐含硫腐蚀工况下压力容器使用的新型金属涂层材料和喷涂成型工艺的专有技术,为解决高含盐含硫腐蚀工况下压力容器的防腐技术难题提供参考。     

脱硫尾气灼烧—高烟囱排放通过技术鉴定

四川石油管理局川西南矿区脱硫二厂尾气灼烧——高烟囱排放试验在自贡市环保局主持下,于1987年4月3日在川西南矿区脱硫二厂通过了技术鉴定。与会的有10个单位的28名代表,认为该项成果技术比较成熟。经过两年的实践证明:采用灼烧——高烟囱排放的方式处理天然气脱硫尾气是可靠的。H_2S和S0_2废气的排放也都低于国家标准。消除了脱硫尾气对大气的严重污染。经济效益显著。设备、流程简易,投资少,每年可为国家节约44万元。灼烧——高烟囱排放的方式,不仅适用于含硫气田,也适用于含硫尾气的处理。     

含硫气田水闪蒸气处理工艺评述

含硫气田水闪蒸气中含有H_2S等恶臭气体,需进行安全有效处置后才能排放,对于现有的几种处理工艺(碱液吸收、胺液吸收、液相氧化还原脱硫及干法脱硫技术)尚缺乏系统的对比分析,因而在一定程度上限制了技术的进步和推广。为此,对含硫气田水闪蒸气的来源、组成、排放特点及其控制工艺等进行了分析,探究含硫气田水闪蒸气处理的可行途径,重点从工艺原理、技术路线和适用性等方面针对当前主要的闪蒸气脱硫工艺展开评述,分析、对比了各种技术的特点和适用范围,根据潜硫量的大小对处理工艺进行了推荐,提出了技术发展的方向和建议。研究结果表明:(1)气田水闪蒸气具有含硫化氢浓度高、瞬时流量大、日均潜硫量低和压力低等特性,对其处理应满足国家标准GB/T 14554—1993中H_2S的排放要求;(2)上述几种闪蒸气处理技术各有优缺点:非再生胺液吸收工艺简单、投资较低、运行成本高、净化度低,干法脱硫工艺较简单、生产稳定、投资较高,液相氧化还原脱硫工艺适应潜硫量范围广、净化度高,但工艺复杂、投资高、稳定性较差;(3)含硫气田水闪蒸气处理应首选有组织达标排放,潜硫量在10 kg/d以内建议采用干法或胺液吸收工艺,潜硫量超过10 kg/d建议采用液相氧化还原吸收工艺。结论认为,应进一步探索气田水闪蒸气气质、气量和气速的准确变化规律,以支撑工业设计,并使装置向橇装化、标准化、模块化和自动化方向发展;同时引进增压回收和其他行业低压气体处理新技术,以完善技术体系。     

危害分析及关键控制点在高含硫净化厂职业病防治中的应用

为降低高含硫净化厂职业危害,运用危害分析和临界控制点方法,针对高含硫净化厂生产工艺,辨识主要职业危害有害因素,确定职业病防治关键控制环节。结果表明:高含硫净化厂主要职业病危害因素有H_2S、SO_2、氨气、噪声、粉尘、高温等,其中噪声、H_2S、粉尘较为突出。确定粉尘关键控制点:圆形料仓中央、硫磺输送传送带出口。噪音关键控制点:Claus反应炉旁、Claus风机K-301A旁。并针对关键控制点,提出预防危害的措施,为高含硫净化企业职业病风险防控提供新方法。     

北阿扎德干油田原油脱硫脱水工艺研究与优化

伊朗北阿扎德干油田原油属于重质原油,原油相对密度大于0.95g/cm3,原油中平均H2S摩尔含量为0.1%。根据合同规定,处理后原油含水率≤0.1%,原油中H2S含量≤15mg/L。在分析H2S溶解度特征基础上,结合原油脱水实验结果,为满足脱水等相关指标要求,提出了闪蒸脱硫工艺及电化学脱水流程。利用ASPEN软件对流程进行模拟,根据物料和热量平衡对比,进一步优化了原油脱硫脱水处理工艺。同时,通过改变采出原油中H2S含量,对处理后原油H2S含量进行测试,并分析了此种脱硫脱水处理流程对H2S含量的影响。     

吉7井区稠油掺水集输工艺研究及应用

吉7井区为新疆油田公司第一个稠油冷采示范区,地面集输采用井口掺水工艺,原油处理采用两段热化学大罐沉降工艺。吉7井区回掺水工艺的应用有效解决了井区稠油地面集输问题,但随着产能建设规模的扩大,南部高黏度原油区域已经开始大面积动用,稠油地面集输的可行性还需要理论研究作支撑。因此,需进一步对高黏度稠油流变性能进行深入研究,明确高黏度稠油的黏温曲线,确定高黏度原油的集输工艺,并对高含水井无法停掺的问题进行深入分析,进一步优化掺水集输工艺,降低回掺水量。通过对原油处理系统进行优化,降低了处理系统能耗,并使处理系统能力满足产液需求。     

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。