LO-CAT工艺经济除去各种气流中的H2S

LO-CAT工艺Ⅱ可以经济地脱除不同工业的各种气流中的H2S。LO-CAT和LO-CAT工艺Ⅱ在许多不同的工业中气流应用中已达到99．9＋％的H2S脱除率。这些应用包括天然气生产、炼油、生物气、掩埋气、焦炉气、地热蒸汽发电、用于饮料使用的CO2生产、润滑油生产和其它许多领域。工艺的应用范围大小从几标准立方英尺／分（SCFM）到几百万标准立方英尺/日（MM SCFD）,生产的硫由几磅／天到20长吨／天不等。进入LO-CAT系统的酸气含有100ppmv～100％H2S。酸气压力范围从几英寸水柱到300psig。LO-CAT根据用户脱除H2S的需要而设计了各种用途最经济有效的溶液。为了处理可燃气体或者重要生产装置尾气,LO-CAT系统设计为分离吸收体和氧化剂容器。LO-CAT环境安全,螯合铁催化剂在容器之间泵送。吸附剂脱除酸气中的H2S是将其转化为元素硫。氧化剂为再生催化剂。吸附剂设计取决于酸气流量、压力和需要的H2S脱除率。     

简讯

LO-CAT工艺经济除去各种气流中的H2S LO-CAT工艺II可以经济地脱除不同工业的各种气流中的H2S。LO-CAT和LO-CAT工艺II在许多不同的工业中气流应用中已达到99.9+%的H2S脱除率。这些应用包括天然气生产、炼油、生物气、掩埋气、焦炉气、地热蒸汽发电、用于饮料使用的CO2生产、润滑油生产和其它许多领域。工艺的应用范围大小从几标准立方英尺/分(SCFM)到几百万标准立方英尺/日(MMSCFD),生产的硫由几磅/天到20长吨/天不等。进入LO-CAT系统的酸气含有100ppmv～100%H2S。酸气压力范围从几英寸水柱到300psig。LO-CAT根据用户…     

高效脱除H2S的工艺——LO-CAT

美国Merichem公司的LO-CAT工艺,脱除H2S的效率可达99.9%以上,已广泛用于天然气,炼油厂和化工厂的燃料气,钢铁厂的焦化气,煤制气、饮料级CO2气、城市垃圾发酵气等各种气体的处理.介绍了LO-CAT工艺的化学反应原理和工艺流程,并列举了工业应用案例.被处理气体中的H2S浓度最低只有mg/L级,脱除率最高接近100%,处理后的净化气体中H2S浓度低于1 mg/L.该工艺的处理过程没有其它废物和污染物排放.对LO-CAT工艺与经典的克劳斯工艺进行了比较.     

LO-CAT工艺在炼油厂脱硫系统的应用

介绍了LO-CAT工艺用于炼油厂燃料气、胺精制酸性气、含硫污水汽提气和克劳斯装置尾气等气体的脱硫处理。工业应用结果表明，该工艺脱除H2S的效率可以达到99.9%以上，并且具有很高的操作灵活性，原料中的H2S含量可以在0～100% 范围内变化，装置操作条件为常温常压，设备运行安全可靠，回收的硫磺有很好的利用价值，生产过程无三废排放。该技术对当前我国炼油厂，尤其是中小型炼油厂的脱硫系统和硫磺回收装置的环保达标改造，落实炼油厂的节能和减排两大目标有较好的应用前景。     

自循环LO-CAT脱硫技术用于天然气处理站

LO-CAT工艺是在国外应用最多的络合铁法液相氧化还原脱硫技术,该法依靠螯合铁溶液将硫化氢转化成无害的元素硫。LO-CAT工艺主要用于处理低品质酸气,气体处理量从每小时几立方米到几万立方米,尾气中H2S含量小于1.42 mg/m3,是一套成熟的技术系统。塔河油田自循环LO-CAT装置酸气来源通常在50～130 m3/h之间变化,H2S平均浓度在23%～25%。实际运行中,装置H2S脱出率较高,处理过的天然气尾气H2S浓度能保证在设计指标以下,且装置占地面积小,工艺流程简单,设备少,控制回路少,系统安全系数高,开、停工及正常操作均比较容易,可在短时间内完成,运行费用较低。     

含硫天然气处理新工艺

从酸性天然气中脱除硫化氢（H2S）的传统方法，首先是用一种溶剂处理气体，然后在克劳斯装置中从酸气中回收H2S。当采用三级克劳斯装置时，该法回收的硫可达到97％。对于硫磺生产能力小（最多到5t/d）的胺／克劳斯装置，由于燃烧设备（反应炉）的操作困难极多，所以，对于小规模的硫回收装置，通常采用投资费用、操作费用明显减少的硫回收装置还原工艺。许多不同的因素影响了气体脱硫技术的选择，比如组分、气体流量、环境硫回收率要求及CO2／H1S比率。     

ExxonMobil公司计划建从天然气中脱除二氧化碳的工业示范装置

ExxonMobil公司计划将投入1亿美元以上资金，建用于从天然气中除去二氧化碳（CO2）的受控凝固区（CFZ）技术工业示范装置。这套装置位于怀俄明州LaBarge附近ExxonMobil公司的ShuteCreek处理厂，它将处理约1400万立方英尺／天的天然气（CH4、CO2、和H2S的混合物），分离出CO2和H2S后重新注入储存区。预期2009年投产。     

海上气田首次采用硫化氢氧化法

在墨西哥湾莫比勒（Mobile）864B区块生产平台上,美国雪弗龙采油公司就其天然气处理首次在海上试用了LO－CATⅡ型硫化氢氧化工艺。整个酸气处理系统由胺脱硫脱碳装置和LO－CATⅡ型硫化氢氧化装置组成,首先,胶装置脱除天然气中的CO2和H2S,然后再用由LO－CATⅡ型自动循环装置将H2S转换成元素硫,这是LO－CATⅡ装置首次在海上平台使用。这套设备由美国过滤器公司制造（U．SFILTER）。为了满足海上对空间、防腐和投产可靠性等要求,在几个方面对标准型LO－CATH型设备装置进行了重新设计,其中包括容器、结构钢、仪表和表面…     

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。     

甲烷制汽油工艺将工业化

Synfuels国际公司计划通过与科威特的Aref能源控股公司新形成的合伙企业，在科威特将其专利气液转化（GTL）工艺工业化。相比Fisher—Tropsch技术，该工艺将生产一种高辛烷值汽油掺混物，而不是用于柴油燃料的石蜡链烷烃。在两年内，这两合作者期待将开始运转—套将大约5千万标准立方英尺／天的天然气转化成3800-4000桶／天的汽油掺混原料。     

高含硫气田天然气处理工艺的研究

目前,在我国已探明的天然气气田中,含硫天然气气田约占31．7％,而高含硫的天然气净化难度大,因此天然气的净化和使用就成为一个重要的研究课题。某高含硫气田天然气处理厂使用Sulfinol—M工艺脱除原料气中的H2S和部分CO2,采用三甘醇（TEG）吸收法脱除湿净化气中的H2O,最终得到的产品气符合国家标准GB17820《天然气》Ⅱ类技术指标。工程中采用二级常规克劳斯（Claus）工艺回收脱硫单元以及尾气处理单元汽提酸气中的H2S,并且在尾气处理单元使用串级SCOT工艺来降低SO2排放量。目前该高含硫气田工程已处于施工阶段,为以后的高含硫天然气处理工艺设计提供了参考。     

络合铁脱硫法

应用范围在液相中借催化氧化从气流中脱除H_2S。原料气具有低浓度H_2S(高达30克/标米~2)的气体或废气。过程概述络合铁脱硫法在10—50℃间选择性地从废空气、废气或产品气中脱除H_2S直到低至几个ppmv。用于洗涤的络合铁溶液中含有起催化作     

甲基二乙醇胺水溶液选择性脱除H2S的研究

本文报告了采用MDEA水溶液从CO2－H2S共存的气流中选择性脱除H2S的实验室结果。除与通用的DIPA水溶液进行了对比外,还考查了选择性吸收H2S的主要工艺参数,并推荐了工业操作的主要操作条件。文中对反应机理,方法、特点等也进行了讨论。     

泥炭生物过滤器脱除复合恶臭气中的H_2S

在实验室以配制的含H2 S复合恶臭气为对象 ,研究H2 S的生物脱除工艺及二甲基二硫化物、甲苯的存在对H2 S脱除的影响。结果表明 ,H2 S入口负荷在 45g/ (m3 ·h)以下时 ,H2 S脱除率可接近 10 0 % ,并保持长时间的恒定 ,负荷波动幅度可达到 30 .3g/ (m3 ·h)。反应温度对H2 S脱除有较大影响 ,适宜的反应温度为 2 0℃以上 ;甲苯、二甲基二硫化物的存在对H2 S的生物脱除基本没有影响。该工艺可用于净化污水处理场排放的恶臭气体     

固定床工艺脱除COS和H2S的灵活性

英国的苏格兰壳牌公司使用BASFMDEA工艺设计了处理来自北海既含CO2又含H2S的酸气。这套装置可有选择性地脱除CO2和H2S。它既能脱尽H2S，又能保证CO2的含量达到要求值，以符合“英国天然气”的标准，保还其热值和Wobbe指数不受影响。     

选择性胺吸收DD法

应用范围从天然气、合成气、煤气、硫回收装置尾气和酸性气流中高度地选择脱除H_2S,特别适用于将再生塔顶排出的酸气中的H_2S含量提高到任一所欲的浓度并且同时生产纯净的CO_2。     

仲胺、叔胺的选择性吸收H2S性能的比较

依据H2S,CO2和仲、叔胺各不相同的反应机理,有可能以伴有化学反应吸收的双膜理论导出不同的数学模型,用以评价胺类对含H2S,CO2的酸性气流选择性吸收H2S的性能,本文以扩展BASIC语言编制了一套计算程序在Chromemco Co的Z－80机上比较成功地计算了在不同压力,H2S／CO2比例下,二异丙醇胺（DIPA）,甲基二乙醇胺（MDEA）,三乙醇胺（TEA）的选吸性能。由此：1．可以比较接近于定量地认识H2S,CO2和不同胺类的反应状况。2．预计或判断在不同的工艺条件下在工业装置上可能达到的效益,也指出DIPA的选吸性能在压力下降低甚为显著,而MDEA则不然。     

塔河油田某天然气处理装置优化升级改造及效果评价

针对塔河油田某天然气处理装置湿净化气中H2 S含量及液化气中总硫含量超标、C3+收率低等问题,通过开展原料气常压吸收实验,创新应用油田伴生气H2 S及有机硫脱除一体化工艺,即采用U DS复合胺液在同一套装置中同时脱除H2 S及有机硫,并通过新增原料气丙烷冷却器及高效旋风分离器、优化M DEA再生系统参数控制逻辑等措施,...     

液化气硫醇无碱转化组合工艺的开发及工业侧线试验

为了脱除液化气中的硫化合物,开发了一种液化气硫醇无碱转化组合工艺。该工艺的流程为：采用三段固定床串联,将醇胺法脱H2S后的液化气先通过COS水解剂固定床,将COS水解生成H2S;再经过精脱硫剂固定床,脱除COS水解生成的H2S和醇胺法未脱尽的H2S;最后通过硫醇转化催化剂JX-2A^＋固定床,同时向硫醇转化催化剂固定床注入转化助剂,将硫醇转化成二硫化物;蒸馏法脱除液化气中二硫化物。该组合工艺可使COS脱除率大于95％、产物中H2S含量小于1mg／m^3和硫醇转化率大于95％。工业侧线试验结果表明,该组合工艺在液相及常温条件下可有效脱除液化气中的H2S、COS和高含量硫醇等硫化合物。该工艺具有高效、无碱液排放、流程简单和无环境污染的优势。     

泥炭生物过滤器脱除复俣恶臭气中的H2S

在实验室以配制的含H2S复合恶臭气为对象,研究H2S的生物脱除工艺及二甲基二硫化物,甲苯的存在对H2S脱除的影响,结果表明,H2S人口负荷在45g/(m^3.h)以下时,H2S脱除率可接近100％,并保持长时间的恒定,负荷波动幅度可达到30．3g/(m^3.h),反应温度对H2S脱除有较大影响,适宜的反应温度为20℃以上,甲苯,二甲基二硫化物的存在对H2S的生物脱除基本没有影响,该工艺可用干净化水处理场拓旷的恶臭气体。