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。     

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。     

常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺在天然气净化厂的应用

针对元坝天然气净化厂脱硫再生酸气中H_2S体积分数较低(41%~48%)的特点,元坝天然气净化厂硫磺回收装置采用常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺,该工艺具有流程简单、操作弹性大及自控调节先进等特点。通过在元坝天然气净化厂硫磺回收装置1年时间的工业应用,结果表明,当酸气中H_2S体积分数为41%~48%时,常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺燃烧炉炉温均在1 050℃以上,炉内硫转化率为65%~68%,产品硫磺达到国家优等品质量指标。该工艺技术在元坝净化厂硫磺回收装置的成功应用,可为天然气净化厂同类装置提供参考。     

MDEA/DEA脱硫脱碳混合溶液在长庆气区的应用

随着长庆气区靖边等气田的不断开发,其天然气气质发生了较大变化,其中H2S含量上升到1 000 mg/m3,CO2体积分数上升到4.5%～6.0%,原天然气净化工艺采用的单一MDEA溶液已不能满足天然气脱硫脱碳需要。为此,开展了不同体积比MDEA/DEA混合醇胺溶液脱硫脱碳试验。试验结果显示：在相同的试验条件下,溶液中总胺为40%（质量分数）,DEA与MDEA体积比为1∶6配比制成的混合溶液其H2S和CO2负荷最高,溶液的脱硫脱碳性能最好。继而在4套生产装置进行了推广应用。结论表明：应用MDEA/DEA混合溶液对低含硫、高含碳的天然气进行净化处理,溶液酸气负荷较高,脱硫、脱碳性能较好,腐蚀性小,天然气净化装置运行平稳,节能效果好,经济适用。     

天然气净化厂低浓度酸气处理工艺探讨

随着环保要求的提高,靖边气田天然气净化厂已建的Clinsulf-DO硫黄回收工艺不能达到排放要求,而靖边气田酸气气质具有低含硫、高含CO2、潜硫含量低的特点,常规克劳斯法无法满足工艺要求。结合靖边气田酸气气质特点,对络合铁液相氧化脱硫工艺、国产选择氧化法脱硫工艺、生物脱硫工艺、WSA制酸工艺和酸气回注工艺从当地环境资源、副产品销售情况、工艺技术先进性、装置综合效益以及推进国产化等因素进行综合对比和论证,最终决定新建的第四净化厂酸气处理选用络合铁液相氧化脱硫工艺。同时为了提高硫黄品质以便于销售,为络合铁氧化工艺产的粗硫黄设置熔硫提纯装置,经提纯后硫黄品质合格。     

脱硫一厂再生塔腐蚀裂漏调查报告

威远脱硫一厂是我国自行设计、施工的第一个大型天然气净化处理装置。设计处理能力为14×10~5m~3<两套>。1967年2月投产。其脱硫工段系采用乙醇胺法脱硫,乙醇胺浓度为12～16％(重量)。原料天然气中H_2s含量为1.46％、CO_2含量为5.14％。再生塔的条件是将吸收饱和后的乙醇胺溶液(简称富液)通过降压和加温而解脱出被吸收的H_2S和CO_2,再生成含H_2S     

天然气净化工艺设计要点及优化

胺法至今仍是国内外应用最广泛的酸性天然气脱硫脱碳工艺方法,国内已有超过五十年的使用经验。脱硫脱碳装置在生产中出现不同程度的拦液现象,导致脱硫脱碳装置处理能力严重下降;天然气净化度不合格,溶液发泡引起雾沫夹带,导致大量胺溶液随气流带走,造成溶液损耗急剧增加及严重的经济损失。在总结过去几十年天然气净化工艺设计和生产操作经验的基础上,提出了天然气净化工艺设计要点,重点为脱硫脱碳装置工艺流程设计和关键设备选型;阐述了脱硫脱碳装置的原料气分离系统、胺液再生系统、胺液过滤及惰气保护、胺液和酸气冷却、贫胺液增压及循环泵等方面应重点注意的问题和工艺设计方案的优化;分析了净化工艺流程中的塔、容器、冷换设备、泵类等关键设备的设计要点。     

长庆气田天然气净化厂脱硫脱碳工艺优化探讨

以长庆气田2013年建设的第四天然气净化厂为例,对脱硫脱碳工艺提出了11项优化措施,涉及塔内件结构、溶液酸气负荷、原料气过滤精度、原料天然气温度控制、装置对组分变化的适应能力、吸收塔填料设置、酸气焚烧模式、再生系统材质选择、冷却方式、放空规模和脱水尾气处理等。项目经过一年的实际运行,达到了扩大装置处理规模,增强装置适应原料气组分变化能力,以及提高安全环保等级的目的,对类似天然气净化厂的建设具有一定的借鉴作用。     

西德格罗申克莱顿天然气脱硫厂的SCOT装置

六十年代末期,在西德奥尔登堡(Oldenbung)东部发现了丰富的酸气蕴藏区,但是只有在十年前建成格罗申克莱顿(Grossenkneten)天然气脱硫厂后,才开始开采这些酸气。生产能力逐渐提高到接近90万米~3/小时。1979年建成SCOT法尾气处理装置,处理能力为17万米~3/小时,间接生产硫磺为42吨/日。     

天然气净化工艺设计要点

目前,高含硫的天然气处理难度较大,因此天然气净化成为一个重要的课题。通过描述某页岩气田的净化工艺流程,绘制流程图,对整个净化过程进行详细介绍和分析。某页岩气田利用重力沉降、过滤分离的方法,除去天然气中的游离水和机械杂质,然后采用化学吸收法—MDEA脱硫工艺,将原料气中硫化氢和总硫分别处理到20mg/m~3和200mg/m~3。脱硫后天然气为湿净化天然气,采用三甘醇作脱水剂,脱除湿净化天然气中的饱和水。脱硫工艺产生的酸气,进入硫磺回收及尾气处理工艺。硫磺回收采用SuperClaus99工艺(分流法),总硫回收率为99%,尾气燃烧处理。     

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。     

天然气净化厂胺液发泡原因分析及解决措施研究

长庆气田第三天然气净化厂主要负责向西安供气,主体装置采用UCARSOL HS-101专利配方溶液脱除原料气中的硫化氢和二氧化碳,装置自2003年建成投产后脱硫塔拦液情况频繁发生,导致脱硫装置处理能力严重下降,严重影响了装置的安全、平稳运行.通过现场分析和室内试验表明,脱硫溶液过高的酸气负荷是造成脱硫液发泡严重的主要因素.结合现场实际情况,提出了通过加入MDEA溶液和降低进塔层数来降低脱硫装置酸气负荷处理措施,有效的缓解了装置的拦液问题.     

对中低含硫天然气脱硫技术的认识

中低含硫天然气脱硫技术目前主要包括:干法、络合铁法和生物法(正在大力开发中的)。相对于传统的(醇胺法脱硫+克劳斯法硫磺回收+尾气处理)工艺路线,它们具有净化度高,能耗较小,投资较少,环境友好等特点,可按不同工况广泛应用于边远分散气井所产天然气脱硫、醇胺法装置产生的酸气及克劳斯装置的尾气达标处理等的工艺领域。     

柴油加氢精制装置节能优化分析

中低含硫天然气脱硫技术目前主要包括:干法、络合铁法和生物法(正在大力开发中的)。相对于传统的(醇胺法脱硫+克劳斯法硫磺回收+尾气处理)工艺路线,它们具有净化度高,能耗较小,投资较少,环境友好等特点,可按不同工况广泛应用于边远分散气井所产天然气脱硫、醇胺法装置产生的酸气及克劳斯装置的尾气达标处理等的工艺领域。     

碱液脱硫在天然气净化厂的应用北大核心CSCD

目的针对天然气净化厂硫磺回收尾气处理装置的运行特点及现有工艺的优缺点,提出一种能够适应中小规模、工况变化大的尾气处理工艺。方法采用碱液脱硫工艺应用于天然气净化厂硫磺回收尾气处理,采取了尾气NaOH碱洗“洗涤塔+脱硫塔”双塔组合脱硫、优化焚烧炉结构、提升硫酸钠产品指标等措施。结果碱液脱硫后,排放尾气中SO_(2)质量浓度为10~268 mg/m^(3),满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求,且副产物硫酸钠满足合格品要求直接外销。结论碱洗脱硫可满足天然气净化厂尾气处理装置技术、经济性的要求,同时取得了巨大的环保效益,可为同类装置提供技术参考。     

天然气净化系统吹扫和压力试验工艺

系统的吹扫和压力试验是对设备、管件、管材及施工质量考核的一个重要环节,长庆气田第三天然气净化厂是西气东输天然气净化的重要组成部分,天然气处理能力300万m3/d。文章分析了天然气净化厂脱硫脱水装置区和集配气总站的特点,针对施工难点编制了切实可行的吹扫和压力试验方案,详细介绍了脱硫脱水装置系统和集配气总站系统的吹扫和压力试验工艺流程,并提出了施工中的注意事项。     

脱硫净化气中二异丙醇胺的测定

一、前言天然气脱硫过程中,净化气中含二异丙醇胺,每米~3约几毫克。采用仲氨与二硫化碳生成氨荒酸,后者与铜离子反应生成氨荒酸铜络合物,用苯萃取(黄色)后在435毫微米波长下进行比色测定。其显色反应如下:     

长庆气田采用Clinsulf-DO工艺进行硫磺回收

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-DO工艺的硫磺回收装置,用于处理MDEA溶液脱硫装置产生的酸气。装置于2004年5月初投产,生产运行情况良好。实际硫回收率在90％以上,装置排放尾气达到国家相关环保排放标准。该工艺装置的成功应用,对我国天然气行业硫回收技术的发展具有一定的参考价值。     

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司产品 硫黄回收系列燃烧器

<正>功能及组成本装置用于天然气净化厂硫回收装置主燃烧炉、再热炉、尾气焚烧炉等燃烧工艺。本装置由燃烧器、点火装置、火焰检测装置、燃烧控制系统等组成。技术特点适用介质:天然气、酸气、工艺过程气、尾气、废气等。天然气负荷:0.005×10~4~5×10~4 m~3/h。酸气处理量:0.01×10~4~15×10~4m~3/h。尾气处理量:0.1×10~4~30×10~4 m~3/h。技术领先:先进的有害气体燃烧技术,燃烧效率有很大提高。高强度旋流混合技术解决了混合不均造成燃烧不     

酸气中烃含量对硫黄回收的影响及控制措施

随着天然气工业的快速发展,环保对二氧化硫排放要求日益严格。硫黄回收装置是控制二氧化硫排放量的主要装置,从如下5个方面讨论了酸气中烃含量对硫黄回收装置的影响:主燃烧炉操作温度提高可能影响主燃烧炉的长期安全运行;降低硫黄回收装置硫收率;增加空气消耗量;影响硫黄质量:增加能耗。提出了3种降低胺法脱硫装置酸气中烃含量的措施:严格控制进入脱硫吸收塔贫液温度不低于原料天然气入塔温度,确保不因贫液温度低于原料天然气温度而引起液烃析出;完善富液闪蒸罐和酸气分离器撇油措施:优化富液闪蒸罐的设计操作参数。上述措施能够有效降低胺法天然气脱硫装置酸气中的烃含量,减小酸气对硫黄回收装置的影响。