隆昌净化厂通过竣工验收

20 0 3年 3月 2 4日至 2 5日 ,西南油气田分公司组织有关单位对隆昌净化厂进行了竣工验收。隆昌净化厂设计处理能力4 0× 10 4m3 /d ,原料气H2 S含量 3g/m3 。运行考核证明净化气H2 S含量在 10mg/m3 以下。隆昌净化厂是西南油气田分公司天然气气质达标工程 ,其目的是脱除荷包场、螺观山气田含硫气中的H2 S ,从而提高内江市、自贡市的天然气质量。由于荷包场、螺观山气田天然气中H2 S含量不高 ,因而采用了MDEA脱硫 ,湿净化气采用TEG脱水 ,酸气处理采用引进的LO -CAT工艺技术 ,LO -CAT工艺技术尚属国内首次使用 ,具有硫回收率高 ,达…     

高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究

普光气田是我国迄今为止开发的规模最大、丰度最高的特大型海相碳酸盐岩整装气田,天然气中H2S含量高达13%～18%(φ),CO2为8%～10%(φ),有机硫化合物高达340.6mg/m3,常规脱硫脱碳工艺无法适用。该文通过对高含硫工艺技术进行研究分析,制定了普光气田天然气净化工艺路线,选用甲基二乙醇胺(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CO2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H2S含量在6mg/m3以下,CO2含量低于3%(φ),总硫含量低于200mg/m3。     

甲基二乙醇胺水溶液压力下选择性脱除H2S中间试验总结

在吸收塔径为370mm的试验装置上,采用甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液,对低含硫,高CO2／H2S比的天然气（H2S－0．20％;CO2－1．90％）,在40巴压力下进行了选择性脱除H2S试验,考查了吸收温度,压力,气液接触时间以及气液比等对净化气中H2S含量与CO2共吸收率的影响,获得了净化气中H2S含量小于10mg/m^2,再生酸气中H2S含量高于20％的结果。     

塔二联轻烃站脱硫系统参数调整分析

针对塔二联轻烃站脱硫装置天然气中H2S含量变化较大,脱硫不达标的实际情况,对脱硫装置的运行参数进行敏感性分析。分析结果表明,吸收塔操作压力、操作温度及MDEA循环量对净化气中H2S含量影响不大,而再生塔操作参数对脱硫效果的影响非常显著。因此,只对MDEA再生塔操作参数进行调整。结果表明,在塔二联天然气中H2S质量分数增加58%的条件下,对MDEA再生塔操作压力和温度进行微调,可有效降低净化气中H2S含量并使其达标。     

含硫天然气脱水装置腐蚀室内实验分析及措施探讨

随着一些高含硫气井的逐步投产,进入现役脱水装置的天然气气质发生了变化,通过对凉风站H2S含量变化前后脱水站检修情况对比,认为H2S含量升高后脱水装置甘醇循环、再生系统腐蚀速率增大。为掌握不同材质在不同运行环境下的腐蚀情况,2006～2007年对重庆气矿8套检修脱水装置进行了现场腐蚀挂片,并在实验室静态模拟脱水装置,测定硫化氢浓度分别为1％,2％,3％,4％和5％时,各种材质的腐蚀速率,提出了装置腐蚀控制措施及装置的整改建议方案。     

CNG站脱水装置节能技术

CNG站脱水装置是CNG加气站的主要耗能单元之一,其脱水效果的好坏直接影响到CNG的气质。针对目前CNG站脱水装置再生工艺不合理、再生时间长、再生能耗高等问题,结合脱水装置实际运行情况,开展了节能技术研究,提出了利用再生气余热的节能技术。其节能核心在于通过能量（热量和冷量）的互补利用,提高加热炉的进口温度以缩短加热时间,降低加热炉电耗量,同时降低冷凝分离器的进口温度以改善CNG的分离效果,实现了CNG站脱水装置节能降耗与优化再生效果的双重目标。在不改变其他设备及参数的条件下,完成了节能技术改造前后能耗对比测试。结果表明：CNG站脱水装置的加热时间缩短了27.3%,再生气用量节约了18.4%,加热炉电耗量降低了28.6%,节能效果明显。     

可再生天然气脱汞装置设计及运行

为了推动天然气脱汞技术发展,降低脱汞成本,掌握可再生天然气脱汞工艺技术,有必要开展可再生天然气脱汞工艺的研究和应用。在可再生载银分子筛研发基础上,通过可再生天然气脱汞装置设计、建设及运行,实现了可再生脱汞工艺在国内天然气净化处理行业的工业应用。通过对原料气再生和产品气再生两种再生工艺中原料气、产品气、再生气汞浓度的检测和分析,说明可再生脱汞工艺稳定可靠,载银分子筛可将原料气中的汞脱除至0.05μg/m~3以下,完全满足商品天然气汞浓度小于28μg/m~3的指标要求;通过脱水分子筛和载银分子筛进行复配使用,能同时实现脱水脱汞功能;采用原料气作再生气时,应充分考虑再生气中高浓度的汞对载银分子筛装填量的影响;常温下钢材对汞具有一定的吸附作用,应避免常温下含汞再生气进入脱汞塔底部,造成脱汞塔切换运行后产品气汞浓度超标。相关工程经验及关键参数的获取,可为今后设计和运行可再生天然气脱汞装置提供一定的借鉴。     

脱水装置再生气空冷器堵塞原因分析及治理对策

某油田轻烃站脱水单元再生气空冷器管束频繁发生堵塞,对堵塞物垢样进行燃烧实验、电镜分析、能谱实验和X衍射实验,实验结果确定堵塞物为单质S。脱水单元再生气含有较高浓度的H2S和O2,在氧气不足的情况下,H2S在分子筛中所含有的Al2O3催化作用下发生氧化反应生成单质S。采用热再生气对再生气空冷器进行吹扫,使空冷器中堵塞的单质S熔融于吹扫气中至放空火炬点燃,达到解决空冷器管束堵塞的目的;增加液硫分离器,提前分离出再生气中的单质S,避免造成堵塞;通过设备改造,解决了该轻烃站脱水单元单质S堵塞问题,为轻烃站的平稳、高效运行提供了技术支持。     

分子筛的选型与比较

分子筛脱水工艺广泛应用于石油天然气行业,在天然气分子筛脱水工艺中又以3A和4A分子筛使用最为广泛。以土库曼斯坦某天然气处理厂脱水单元为例,着重对比了运用3A和4A分子筛的物料参数,并根据实际情况选择适合工艺的分子筛。比较分析得出:只要原料气中含有H2S、CO2和有机硫,就会直接影响到分子筛的选型,H2S和CO2含量如果相对较高,4A分子筛就会吸收一部分H2S和CO2,从而降低分子筛的容水量,影响分子筛对H2O的吸附,并且4A分子筛会催化生成有机硫,造成系统中有机硫的积聚。3A分子筛的吸水能力、吸收H2S和CO2的能力都较4A分子筛弱,气催化生成有机硫的能力也较弱,可以避免系统中硫总量的积聚,故选用何种分子筛需要根据生产要求来确定。     

减缓北Ⅰ-1深冷装置硫化氢腐蚀机理研究

油田伴生气中含有硫化氢,随着油田的深度开采,硫化氢含量明显增加。对北Ⅰ-1深冷管线壁厚检测,再生气再生冷却后管线比干气外输管线减薄明显,取样发现80%的硫化氢被分子筛吸附进入再生气中,对管线进行EDS和XRD分析确定腐蚀物主要由FeSO4、S组成,硫化氢含量高和游离水的存在是发生再生气管道腐蚀的主要原因。无论在气相还是液相中,硫化氢对管道的腐蚀危害都离不开游离水的存在,伴生气脱硫经济性较差,只能通过控制水的存在来避免发生硫化物腐蚀,减少再生气含水量,同时可减缓发生硫化物腐蚀。     

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。      

三甘醇脱水装置尾气达标排放措施研究

原料天然气中硫化氢含量的增加,会导致甘醇富液和再生尾气中酸性成分增加．脱水装置尾气中污染物排放量增大。本文通过对具体脱水站的物料衡算和工艺分析,提出相应的尾气达标排放措施。分析研究表明：天然气中硫化氢含量超过1％（φ）．处理量高于80×10 4m3／d时,三甘醇脱水装置宜改用气提工艺流程。     

H_2S对天然气处理设备的腐蚀及相应对策

天然气处理设备,如矿场集输中的过滤分离器、气液分离器、脱水吸收塔、固体脱硫塔,天然气净化厂中的原料气过滤器、原料气分离器、脱硫吸收塔、再生塔、酸气分离器、活性炭过滤器等,所接触的介质基本上都含有水和硫化氢,这种介质环境对设备会产生电化学腐蚀、硫化物应力开裂(SSC)和氢诱发裂纹(HIC)。针对硫化氢对设备的不同腐蚀情况,在设备设计时应采取相应的对策和措施来防止腐蚀,以确保设备的安全运行和使用寿命。     

无机盐与硫化氢对天然气三甘醇脱水的影响

目的 探究无机盐与硫化氢(H₂S)对天然气三甘醇脱水的影响规律。方法 综述了无机盐与硫化氢在三甘醇脱水性、再生性、流变性、发泡消泡性能以及腐蚀性等方面对天然气三甘醇脱水的影响。结果 随着三甘醇溶液中无机盐和硫化氢的富集,三甘醇溶液流变性下降,易发泡且消泡困难,还会与三甘醇发生反应,引起三甘醇变质,脱水效果明显下降。含硫化氢的三甘醇溶液具有腐蚀性,腐蚀管道和设备后产生铁离子,进一步影响三甘醇的性能。结论 由于三甘醇自身的化学结构易受破坏以及外界高温环境,使得三甘醇易发生变质。在天然气采用MDEA进行脱硫时,需要控制MDEA的添加量。建议：(1)深入研究三甘醇变质机理;(2)建立各无机盐离子与硫化氢对三甘醇溶液脱水性能影响的模型;(3)建立统一的三甘醇溶液废弃标准。     

分子筛脱水装置运行问题分析及处理

中国石化西北油田分公司某采油厂轻烃站天然气脱水处理采用分子筛三塔流程,在运行过程中出现冷吹初始阶段出口温度升高、再生较快的异常情况。为此,该轻烃站在排除设备故障后,取再生气分水器排污样进行亚硫酸检测,结合气样XRF元素含量检测结果,分析得出导致分子筛失效、温度升高的本质原因为进站原料气中含氧量偏高,使得铁、氧及H_2S在干燥塔内发生一系列化学反应,放出热量。基于上述原因,采取相应的措施,打破化学反应所需环境条件,从而恢复正常生产,该装置的操作经验可为同类装置的设计及运行提供参考。     

炼厂酸性水罐区气体减排和治理新技术

酸性水罐区是炼油厂最大的污水罐区,排放气中含有高浓度H2S,NH3,有机硫化物、油气、水蒸气和空气,直接排放导致空气恶臭污染严重且浪费油气资源。采用来水脱气罐、罐顶气连通管网、减少罐内气相空间体积、将排水高峰安排在夜间等措施,可减排气体50%以上。采用罐内气相空间惰性气保护,可防止硫化亚铁自燃引发火灾事故。罐区排放气采用"低温粗柴油吸收-碱液吸收"工艺,粗柴油来自催化裂化分馏塔或常压塔,富吸收油进加氢装置处理;采用氢氧化钠或氨水吸收H2S时,废吸收液进酸性水罐处理;采用醇胺吸收液时,富吸收液进再生系统。该工艺的H2S、有机硫化物回收率接近100%;NH3回收率60%～90%;油气回收率可达95%以上;净化气体中的油气质量浓度小于25 g/m3;H2S,NH3、甲硫醇、甲硫醚、二甲二硫排放量小于GB 14554—93《恶臭污染物排放标准》。     

计算三甘醇中酸性气体溶解度的方法

含硫天然气采用三甘醇脱水时,三甘醇会溶解H2S和CO2,导致三甘醇脱水装置循环系统和再生系统的腐蚀速率增加,同时也增加了三甘醇的变质速率。本文介绍了三种用于计算三甘醇中H2S和CO2溶解度的方法。E．WICHERT和G．C．WICHERT图解法适用的温度范围约为25℃≤t≤75℃,H2S和C02的压力适用范围分别为50kPa≤P≤3000kPa,100kPa≤P≤6000kPa。AlirezaBahadori和KhalilZeidani提出了新的用于计算三甘醇中H2S和C02溶解度的方程。对于H2S溶解度的计算,该方程的适用范围为50kPa（绝压）〈P〈2000kPa（绝压）,t〈130℃;对于CO2溶解度的计算,不同的温度、压力范围采用了不同的计算方程。通过与实验数据的对比,该方程计算H2S和CO2溶解度的最大平均绝对偏差分别为3．03％,1．94％。最后介绍利用HYSYS模拟计算脱水过程中三甘醇中H2S和CO2的溶解度。     

错流旋转填料床中湿式氧化法脱除气体中硫化氢

以H₂S和空气模拟含硫工业气体,以错流旋转填料床为脱硫设备,采用湿式氧化法进行脱硫实验。考察了气/液体积比、气体流量、超重力因子、Na₂CO₃浓度、原料气中H₂S含量等工艺参数对脱硫率和气相总体积传质系数的影响规律。研究结果表明,在气液接触时间小于1 s的情况下,脱硫率达到95％以上。错流旋转填料床湿式氧化法脱硫工艺可实现快速、高效脱硫,且脱硫设备体积小、操作弹性大、节能降耗,具有工业化应用潜力。     

天然气凝析液管道射流清管器清管效果分析

对万州天然气净化厂硫磺回收单元的蒸汽与凝结水构成进行了分析,并对蒸汽引射器重新选型以实现蒸汽梯级利用,以及采用凝结水罐排空蒸汽回收、凝结水循环利用、凝结水分压回收、蒸汽疏水阀优化选型以实现凝结水密闭式回收等优化措施作了详细的分析探讨。实施各项优化措施后,每处理1×10^4 m^3原料天然气（H2S质量分数为1%）,综合能耗由1 303.38MJ降为最低约1 188.23MJ,与每处理1×10^4 m^3原料天然气（H2S质量分数为1%）综合能耗为2 010MJ的设计值相比,节能效果明显。     

带压含硫气田水中H_(2)S的测定北大核心CSCD

目的捕集和检测带压含硫气田水常规减压取样过程排放闪蒸气中损失的H_(2)S组分,以实现带压含硫气田水中H_(2)S含量更加准确的测定,为优化和提升闪蒸气H_(2)S处理装置的设计和净化效率提供数据支撑。方法针对当前气田水减压平衡处理后H_(2)S测定结果明显偏低的问题,从带压液体取样和H_(2)S气体分析检测两个方面开展研究,讨论了取样装置、取样方法、分析检测方法、样品前处理、酸液用量和汽提时间等参数的影响。结果实现了等压取样,汽提时间为5 min,样品无须过滤前处理,解吸液为去离子水,以经典碘量法检测H_(2)S。结论通过比较实际样品带压和减压条件下H_(2)S含量的测定结果,表明该技术对准确测定带压含硫气田水中H_(2)S含量更加可靠,并将对其他带压溶液中溶解性气体的测定提供可借鉴的思路。