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。     

铁路运输原油中H2S挥发特征模拟试验装置设计

通过建立相平衡模型、换热模型,进行模拟计算并与现场测试相结合,分析长途运输商品原油H2S的析出规律以及各种影响因素,对影响挥发的参数进行单因素敏感性分析,运用正交试验方法对参数进行优化,确定主要因素和次要因素;综合分析温度、运输里程、海拔等参数对原油中H2S挥发程度的影响。该装置综合考虑了塔河原油的铁路外运过程,实现了铁路运输原油中H2S挥发特征模拟试验的功能要求。     

原料油硫含量变化对加氢装置影响分析

分析了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司加氢处理装置原料油硫含量变化对装置工况的影响。结果表明,随着原料油硫含量增加,产品中硫、脱硫前循环氢中H2S、富氢气中H2S及污水中硫含量随之增加。当原料油硫质量分数为1.228%～1.590%,反应温度为330～347℃时,产品硫质量分数为0.128%～0.187%;当原料油硫质量分数为1.029%～1.702%,贫胺液量为31～55 t时,脱硫后循环氢中H2S质量浓度为45～6 390 mg/m3;当原料油硫质量分数为1.279%～1.664%,富氢气体脱硫塔用贫胺液量为29～37 t时,脱硫后富氢气中H2S质量浓度不大于50 mg/m3;当原料油硫质量分数为1.029%～1.664%,注水量为31～48 t/h时,污水中硫质量浓度为15 448.44～40 791.04 mg/L。装置采取调整缓蚀剂和注水量,停工后及时碱洗以应对低温腐蚀,并做好相关安全防护工作。     

生物法净化石化企业污水处理场恶臭废气现场小型试验

采用生物法净化石化企业污水处理场曝气池逸散恶臭废气,在处理气流量为0.6-1.8m3/h,空速为40-357h-1,生物填料床层温度为15-40℃,床层pH为4-7,入口废气H2S质量浓度为0-83.9mg/m3,有机硫化物质量浓度为0-38.3mg/m3,苯系物质量浓度为0-285.3mg/m3的条件下,恶臭废气中H2S、有机硫化物、苯系物的去除率大于97.2%,87.2%,93.7%;对H2S、有机硫化物、苯系物污染物总净化能力可达126.2g/(m3·h)。该生物填料塔有很强的抗负荷冲击性,稳定运行期间,在污染物浓度波动108倍的情况下,污染物的去除率仍能保持在99.3%以上。     

液相氧化脱除H_2S过程中铁离子溶液的生物法再生

以沸石为填料用吸附法固定氧化亚铁硫杆菌,建立了固定化生物反应器,对铁离子溶液进行再生,考察了空气流量和循环液喷淋量对Fe2+氧化率的影响。实验结果表明,在空气流量0.50m3/h、循环液喷淋量1.0L/h、初始pH1.6、温度30℃、初始Fe2+质量浓度8.25g/L的条件下,14h后Fe2+的氧化率可达95.18%,Fe2+的平均氧化速率为0.56g/(L.h)。利用再生的铁离子溶液在化学反应器中进行脱除H2S的实验。实验结果表明,当入口气体中H2S质量浓度为4.0g/m3时,运行250h后,脱硫效率从开始时的99.81%降为98.01%,出口气体中H2S质量浓度从7.80mg/m3增加到82.00mg/m3。为保持脱硫效率的稳定,需定期向铁溶液中补加Fe2+以维持铁离子溶液中Fe2+含量的基本稳定。     

高碘酸钠—磷钼酸钠复合脱硫体系吸收性能的研究

研究了高碘酸钠—磷钼酸钠复舍脱硫体系的脱硫性能,考察了进气H2S浓度及流速、体系的温度等对高碘酸钠—磷钼酸钠复合体系吸收性能的影响。结果表明,随着进气H2S浓度的提高,复合脱硫体系的吸收性能下降,当进气H2S浓度从253mg／m^3提高到410mg／m^3时,尾气中H2S的浓度分别为5．0mg／m^3(180min)和20．0mg／m^3(180min)。在相同吸收总量条件下,随着进气H2S流速的增加,复合体系的吸收性能下降。吸收体系的温度对吸收性能有很大影响,温度越高吸收效果越好。当温度高于43℃时,在180min之内尾气中H2S的浓度皆为零;而当温度为23℃,180min时尾气H2S的浓度为12mg／m^3,表明吸收时的化学反应速度对体系的吸收起决定性的作用。     

炼厂酸性水恶臭气体处理工艺研究

采用碱吸收、液相氧化及固相催化氧化联合工艺处理炼厂酸性水挥发出的恶臭气体,考察了该工艺对恶臭气体主要组分硫化氢(H2S)和挥发性有机化合物(VOCs)的去除效果。结果表明,当恶臭气体中H2S质量浓度为2 000～4 000 mg/m3、VOCs质量浓度为1 500～2 600 mg/m3时,仅通过碱吸收H2S的去除率就可达99%以上,但VOCs的去除率小于5%;同一氧化剂NaClO,H2O2或KMnO4在酸性条件下对恶臭气体中VOCs的氧化去除效果要优于碱性条件下,其中NaClO在酸性条件下最优,VOCs去除率稳定在40%～60%;采用活性炭作为催化氧化的载体能稳定氧化剂对酸性气中VOCs的去除效果,在80℃下,VOCs的平均去除率约为80%。     

井喷H2S扩散环境风险数值模拟与风洞实验验证

川渝地区高含硫气田的开发具有相当大的环境风险和安全风险。本文以位于四川盆地的某气井为例．考虑到环境风险．模拟了地表浓度在10mg／m3～30mg／m3的H2S扩散情况．并将风洞实验结果与CFD模拟结果进行了比较。风洞试验结果显示地表浓度在10mg/m3～30mg／m3的扩散区域从井口延伸到2km远,这与CFD模拟结果10mg／m3硫化氢扩散距离最远达到计算流场2km范围基本一致。考虑到安全风险,应用CFD模拟H2S扩散地表浓度为150mg／m3的扩散情况。通过与风洞实验结果的比较表明,CFD能比较准确地模拟发生井喷后H2S扩散过程中浓度的变化,因此可以应用于实际的风险分析和安全评价中。     

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。     

炼厂气脱硫技术改进措施

探讨了炼厂气用作燃料的脱硫净化度要求 ,建议H2 S浓度不大于 10 0mg/m3,总硫浓度不大于 50 0mg/m3,分析了脱硫溶剂的选择及脱硫中存在的问题 ,提出了相应的改进措施 :应减少原料气重烃含量 ,加强溶剂过滤 ,确定适宜的贫溶剂入吸收塔温度 ,搞好富溶剂集中再生 ,确定适宜的溶剂再生塔底温度并加强脱硫溶剂的管理工作。     

大庆油田天然气干法脱硫剂的比选与应用

对天然气干法脱硫技术(分子筛法,氧化铁法及活性炭法)及所用脱硫荆作了综合分析.在相应的室内脱硫装置上,在单一空速、温度等条件下,测定了5种氧化铁脱硫荆和5种活性炭脱硫剂用于含3 mg/L H2S 的N2气脱硫时的硫容.在扩大的空速(500～2000 1/h)、温度(20～120℃)、H2S浓度(2～11mg/L,氧化铁)或粒度(0.2～1.0mm,活性炭)条件下,对初选氧化铁脱硫剂 EF-2 和活性炭脱硫剂3018作了进一步考察,通过脱硫效果和工艺条件对比,选择3108为大庆油田天然气脱硫荆.在3108基础上,改用Na2CO3为浸溃用碱,浸溃量6%,改用商品TLC为催化剂,制得了一种高效煤制活性炭脱硫剂.将这种脱硫荆用于大庆油田喇二注气站天然气脱硫,日处理天然气72×104 m3,空气需求量24 m3/h,原料气含H2S 0.0445～0.213mg/L,净化气含H2S 0～0.0017 mg/L,满足有关国家标准的要求(≤0.02 mg/L).图1表6参9.     

超重力选择性脱除焦炉煤气中硫化氢的研究

自制CO2和H2S混合气模拟焦炉煤气,以碳酸钠溶液作为脱硫碱液,用超重力设备作为脱硫实验的主体吸收设备,考察了超重力因子,液气比,原料气中CO2浓度等对脱硫率的影响。实验表明:利用碱液对CO2和H2S的吸收速率的差异,通过旋转填料床强化传质能明显的提高H2S的选择性。实验表明:利用碱液对CO2和H2S的吸收速率的差异,通过旋转填料床强化传质能明显的提高H2S的选择性。实验考察各因素及其范围:原料气中H2S浓度为3g/m3;CO2的浓度为7g/m3～14g/m3;进气速度为1m3/h～6m3/h;超重力因子为25.82～75.91;进液速度为60 L/h～180 L/h。实验中脱硫率基本可以达到95%以上,选择性(H2S和CO2脱除率之比)可以达到30左右。最佳的超重力因子为63.79,最佳液气比为50L/m3。     

Fe~ⅡEDTA(/NH_4)_2SO_3溶液吸收脱除NO的工艺研究

为研究Fe~ⅡEDTA(/NH_4)_2SO_3溶液吸收脱除NO的效果,考察了吸收脱除过程中(NH_4)_2SO_3浓度、FeⅡEDTA初始浓度、烟气流量、p H、温度、入口NO浓度、φ(O2)等因素的影响。通过设计正交试验,确定主次因素关系和最佳工艺条件。结果表明:各因素对NO吸收脱除效果的影响由大到小的顺序为FeⅡEDTA初始浓度入口NO浓度温度φ(O2)烟气流量p H(NH_4)_2SO_3浓度;Fe~ⅡEDTA(/NH_4)_2SO_3溶液吸收脱除NO的最佳工艺条件为FeIIEDTA初始浓度0.005 mol/L、入口NO浓度1 072 mg/m3、温度30℃、φ(O2)4%、烟气流量800 m L/min、p H=7、(NH_4)_2SO_3浓度0.2 mol/L,此时NO最大脱除率达到92.5%,NO吸收量为3.28 mol/mol。     

高含硫天然气超重力脱硫技术研究

基于MDEA溶液和不同配比位阻胺溶液对H2S吸收容量的静态测定实验结果,在操作压力为8.3 MPa的超重力侧线试验装置上,考察不同气液比条件下MDEA溶液和优化配方的位阻胺溶液对高酸性天然气的选择性脱硫效果,同时考察了超重力机转速对溶剂选择性脱硫效果的影响。结果表明,几种溶剂中以8号溶剂对H2S的吸收容量最大,40 ℃和50 ℃条件下H2S的最大吸收容量分别为79.67 g/L和59.20 g/L,采用超重力脱硫工艺,可将天然气中硫化氢质量浓度由2.0×105 mg/m3降至100 mg/m3以下,在气液比95左右时,净化气中H2S、总硫质量浓度分别为19.8 mg/m3和32.27 mg/m3,CO2体积分数为0.38%,达到二类天然气指标要求。     

加工哈萨克斯坦原油的主要技术问题及解决措施

介绍了中国石油独山子石化分公司在加工掺有哈萨克斯坦原油的混合原油时出现的主要技术问题及解决措施。哈萨克斯坦原油中硫的质量分数为0.45%～0.65%,酸值[m(KOH)/m(原油)]高达(0.04～3.80)×10-3,盐质量浓度为7.57～18.00mg/L。加工中常压塔顶部负荷增加,产品的硫含量及生产环境中H2S的浓度均明显上升,生产设备腐蚀严重。采取了系列措施:改变常压塔取热流程;调整常压塔二线柴油的碱洗工艺;对电脱盐排水和初馏塔、常压塔、减压塔塔顶冷凝水采取高空排气措施;密闭排放汽油精制水;末级脱盐采用交直流电;升级设备材质。     

湄洲湾海洋细菌降解石油烃研究

研究了从湄洲湾海域分离的两个菌株HI和H2对石油的降解作用。实验测定了在5个不同源油初始浓度下的原油降解率,并考察了在原油初始浓度3000mg/l,6d的培养过程中,培养液的OD值及原油降解率的变化。分别以正十一烷,正十六烷,正二十四烷,萘和菲5种纯烃配制成3种混合烃养基,以考察两个菌株对芳烃及烷烃的降解能力。结果表明,两个菌株对烷烃和芳烃都有较高的降解速度和耐油性,但对底物的利用和对含N,P营养盐的要求有显著的不同,H1菌株不需要营养盐,对芳香烃降解特别有效;而H2菌株需要营养盐,对烷烃的降解较为有效。     

硫化氢治理技术研究与试验

主要阐述了温度、压力对H2S在原油中溶解度的影响;H2S高效吸收剂(可回收利用)的评价;原油中H2S含量测定方法;液体停留时间与H2S脱离效果的关系;硫化氢吸收剂浓度简易测定方法;高效吸收剂回收装置(小型化)。     

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。     

曝气脱硫技术在新疆油田含油污水处理中的应用

针对油田污水中含有可溶性硫化物,通过引入射流曝气装置,寻找到一种效果好的除硫技术。现场试验数据显示,在1#反应缓冲罐进口水中,硫化物质量浓度变化不大(5~8mg/L)的情况下,出口水中硫化物质量浓度由原先的5~7mg/L下降到0.2~0.6mg/L;罐顶部空气中H2S质量浓度由原来的10~40mg/m3下降到0~5mg/m3。由于在处理环节中引入了气浮作用,相应降低了反应缓冲罐出口水中含油量,加快了反应罐中污泥的沉降速度,在相同条件下对处理水的悬浮物和含油量达标有一定的改善。该装置将气浮工艺引入到目前以沉降工艺为主的原油污水处理流程中,是对目前新疆油田原油污水处理原理和技术的一次突破。     

光Fenton试剂法处理含弱凝胶油田污水研究

采用光Fenton试剂法对含弱凝胶油田污水进行氧化降解处理,探讨了初始pH值、H2O2浓度、FeSO4·7H2O浓度、反应温度、反应时间、紫外光、草酸盐和氧气对污水CODCr去除率的影响。结果表明,当体系pH值为3、H2O2浓度1500mg/L、FeSO4·7H2O浓度900mg/L、反应温度30-40℃、反应时间90min时,CODCr去除率最高,达95%以上。同时引入紫外光、草酸盐和氧气可起到协同效应,提高反应效率,降低Fenton试剂用量,该法处理后的污水完全能满足油田污水的排放要求。