低含硫天然气脱硫装置关键参数对净化气质量影响研究

随着GB 17820—2018 《天然气》的实施,天然气质量要求愈加严格。应用HYSYS软件对中国石油某低含硫净化厂脱硫装置系统构建流程模型,通过模拟计算分析了胺液循环量和浓度、吸收塔塔板数、原料气温度和压力、贫液温度参数变化对净化气中H2S、CO_2含量的影响程度。研究结果表明:各参数因素对H2S净化效果的影响由大到小依次为胺液循环量、原料气温度、贫液温度、原料气压力、吸收塔塔板数、胺液浓度;对CO_2净化效果的影响由大到小依次为胺液循环量、原料气温度、吸收塔塔板数、贫液温度、原料气压力、胺液浓度;通过模拟调节胺液循环量为95.50 m~3/h、原料气压力为5.25 MPa、温度20℃和贫液入塔温度34.3℃,可满足低能耗下的净化气H2S、CO_2含量达标。基于影响程度排序的胺液循环量、原料气温度和压力、贫液温度的多参数调节,可为现场脱硫装置生产运行优化提供一定指导参考。     

内蒙古某LNG项目脱碳单元参数优化

内蒙古某LNG项目脱碳采用混合醇胺法净化工艺,在实际运行中原料气的组分偏离设计工况较多。为了优化本项目脱碳单元的工艺参数,使净化后的天然气中CO2含量低于50×10-6,考察了LNG工厂的运行数据,并分析了操作压力、操作温度、贫液循环量、残余酸气负荷等重要工艺参数对脱碳装置的影响。参数调整后,天然气进入吸收塔的操作压力由设计值6.3 MPa降低到5.8 MPa,贫液循环量由15 m3/h减少到13 m3/h,可使天然气压缩机的轴功率减少37 k W,再沸器的能耗降低约13,对混合醇胺法净化工艺的设计具有指导意义。     

基于Aspen HYSYS软件的天然气脱酸流程模拟与优化

基于Aspen HYSYS软件,针对天然气中的烃类和胺类组分分别选用Peng-Robinson状态方程和Acid Gas-Chemical Solvents状态方程,对处理量为100×104 m3/d的天然气脱酸装置进行模拟,分别考察胺液中哌嗪质量分数、胺液循环量、吸收塔和再生塔理论板数、贫胺液进吸收塔温度等操作参数对...     

天然气脱硫脱碳工艺的模拟优化

为了解决某天然气净化厂天然气硫、碳含量超标的问题,采用HYSYS模拟软件,对吸收塔的胺液进料量、吸收塔塔板数、胺液进料方式及再生塔的塔板数进行模拟。结果表明:在脱硫脱碳过程中,混合胺溶液m(H_2O)∶m(甲基二乙醇胺)∶m(二乙醇胺)为52∶45∶3最佳;吸收塔最优操作条件为:贫胺液总进料量为1 600 kmol/h,吸收塔塔板数为12块,贫胺液Ⅰ由吸收塔第1块塔板进料,贫胺液Ⅱ由吸收塔第5块塔板进料,m(贫胺液Ⅰ)/m(贫胺液Ⅱ)为7∶3时,吸收过程具有良好的脱酸气效果,天然气中H_2S的质量浓度为2 mg/m~3,CO_2的体积分数为2.32%。再生塔宜选用14或15块塔板。     

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。     

三甘醇脱水的计算机模拟分析

为了提高三甘醇脱水效果,有必要考察各种因素对脱水效果的影响。采用HYSYS软件对处理量为15×104m3/d的三甘醇处理装置进行定量分析。通过计算可知,一定范围内,降低湿天然气和贫甘醇进塔温度,提高贫甘醇浓度、TEG循环量、操作压力或者增加塔板数,脱水效果加强。在本装置中,湿天然气和贫TEG溶液的最佳进塔温度分别为30℃和36℃。理论塔板数为2,操作压力为6.4MPa,贫TEG溶液浓度为98.8%,循环量为0.3 m3/h时,天然气水露点从32℃降至-8.647℃。同时,引入少量汽提气可以大幅度降低脱水后干气的水含量,增强脱水效果。     

物理-化学混合溶剂选择性脱除硫化氢、有机硫化合物侧线试验

利用φ76mm×6mm填料吸收塔试验装置,于川东天然气净化总厂(简称卧引)进行了甲基二乙醇胺(MDEA)-环丁砜(SF)-水溶液在5.5MPa压力下从该厂原料天然气(含H_2S2.2～3.0%,CO_21.0～1.2%,有机硫400～600mg/m~3)中选择性脱除硫化氢与有机硫试验。考查了溶液组成、气液比、贫液温度等项因素对净化效果与选择性的影响,选取了优化操作参数,确认了以此新砜胺溶液取代该厂脱硫装置传统二异丙醇胺(DIPA)-环丁砜-水溶液的可能性及其预期经济效益。     

天然气小压差节流制冷脱烃工艺技术

针对已建成的长庆榆林气田外输天然气烃露点超标的情况,在尚有0.5～0.8MPa的压差可以利用的情况下,设计了小压差节流制冷脱烃工艺。日处理天然气89×104m3/d,原料气温度从20℃降至-18℃,脱出重烃1.1m3/d,使外输天然气露点达到了要求。     

气体喷射器在天然气处理系统的应用

由于天然气处理站低压气来气量与5台原料气压缩机组运行存在不匹配问题,造成了原料气压缩机因低负荷运行而带来的电能浪费问题,为了节能降耗,提高效益,天然气处理站应用了气体喷射器装置.装置充分利用港沧线增压机30×104 m3/d回流高压天然气的有利条件,将港沧线增压机回流的4.0 MPa高压天然气作为工作流体,每天引射0.07 MPa低压天然气1.2×104 m3,喷射器出口混合气进入到0.85 MPa的外输管网外输.该装置可在低压气来气量满足一定的条件下代替低压气压缩机运行,同时也减少了压缩机运行带来的维护保养费用,节能效果较佳.     

延长气田Ⅰ期天然气净化工艺技术

根据延长气田Ⅰ期开发区块天然气组分、物性、生产规模等特点,采用MDEA脱碳,橇装TEG脱水净化工艺。延气2和延128净化厂建设规模都为300×104m3/d,可满足延气2-延128井区天然气处理需求。净化厂主体工程包括进站分离、天然气MDEA脱碳、天然气TEG脱水、天然气外输等;延气2净化厂纳入气井207口、集气站14座;延128净化站纳入气井164口、集气站10座。天然气经集气站分离、计量后进入净化厂,原料气进站压力为5.3 MPa,进站温度略高于地温。     

天然气膜法脱水工业过程开发

采用膜技术脱除天然气中的水蒸气降低露点 ,以满足天然气输送和使用的要求。建立了一套 1 2× 10 5 m3/d天然气膜法脱水的工业试验装置 ,并进行现场试验。工艺试验中考察了气体处理量及操作压力等对脱水过程的影响。稳定运行结果为 :净化气露点 -8～ -13℃ (输气压力 4 6MPa) ,达到气体传输要求 ;甲烷回收率≥ 98%。试验中同时进行了全燃气发动机驱动及净化废气再利用等配套技术的考核。     

延迟焦化装置吸收稳定系统的模拟优化

为了解决延迟焦化装置吸收稳定系统干气产品中C≥3组分摩尔分数超标的问题,利用Aspen Hysys流程模拟软件对该吸收稳定系统进行了流程模拟,分析了干气产品中C≥3组分的影响因素,并对操作参数进行了优化。结果表明:吸收稳定系统模型可靠,模拟值与生产实际值接近;在补充吸收剂和粗柴油进料量分别为60～70,60～80 t/h,吸收塔中段回流返塔温度低于36 ℃,解析塔塔底再沸器出口温度为140 ℃,稳定塔塔底再沸器出口温度为185～195 ℃的优化条件下,吸收稳定系统干气中C≥3组分摩尔分数降至1.50%,液化气产量增加了1.09 t/h。     

重整抽余油加氢精制催化剂的性能评价与工业应用

以镍盐和铝盐为原料,采用共沉淀法制备出镍系重整抽余油加氢精制催化剂（牌号为LY-2005 B）,并在中国石油大庆石化120万t/a连续重整装置配套的抽余油加氢装置中进行了工业化应用。结果表明:以溴价为（15～20）×10-2 g/g的混合碳六为原料,在反应压力为0.3 MPa,反应器入口温度为115～120 ℃,床层温升为40～50 ℃,氢气流量为200 m3/h,进料流量为1.0～2.0 t/h,加氢原料含苯量波动较大且经常超标的生产条件下,正己烷产品中含苯量为0 μg/g,溴价不高于0.01×10-2 g/g,赛波特颜色号为30,能够满足技术协议要求。     

柴油加氢装置扩能改造为石脑油加氢装置的生产实践

介绍了中国石化镇海炼油化工股份有限公司柴油加氢装置扩能改造为处理焦化汽油、非芳石脑油的石脑油混合加氢装置后的运行情况、存在的一些问题及解决措施。运行结果表明：在高压分离器压力3.40 MPa、第一反应器温度222 ℃、第一反应器温度266~267 ℃、体积空速1.85 h-1的条件下,精制石脑油产品硫质量分数小于200 ?g/g,能满足乙烯装置石脑油原料的要求和大负荷生产的实际需求;装置总体改造效果较好,反应、分馏及脱硫系统均能保持平稳运行;对于影响装置平稳运行和产品质量的一些问题,经过装置消缺和操作调整后,基本得到解决。     

天然气脱汞工艺技术

世界大多数天然气气田都含有单质汞和汞的化合物,天然气中的汞含量一般在1ug／m2～200ug／m3。在天然气液化、凝液回收等低温系统中．汞不仅会腐蚀铝制的板翅式换热器,还将导致天然气化工中的贵金属催化剂中毒。目前．天然气脱汞主要采用化学吸附工艺．该工艺在天然气脱汞装置中得到了广泛应用。其脱汞深度可达0．01ug／m2。本文分析了化学吸附工艺的脱汞原理、脱汞剂特性和应用以及影响脱汞效率的因素。通过对载硫/银活性炭、载银分子筛和专用脱汞剂等主要脱汞剂的特性进行分析与对比．提出了主要脱汞剂的适用条件。对于不同用途和不同处理工艺的天然气,其汞含量的限值要求也是不同的。从环保、安全等因素考虑．推荐商品管输天然气中汞含量小于28ug/m2．要求天然气液化及天然气凝液回收等装置中原料气的汞含量小于0．01ug/m2。     

活性炭制备条件与天然气脱附量的关系

以石油焦为原料、KOH为活化剂，在不同的活化条件下制得了系列超高比表面积活性炭(S_BET＞2500 m²·g^-1) 吸附剂，以天然气作为吸附质研究了制备活性炭吸附剂的活化条件与天然气脱附量的关系。结果表明，制备超高比表面积活性炭吸附剂的活化条件对吸附剂的结构及其吸附储存天然气的能力具有较大的影响；在KOH/C质量比为3.0、活化时间为90 min、活化温度为800 ℃时，制得了比表面积达3348 m²·g^-1、大于或等于2 nm的孔所占的百分率为65.34%的超高比表面积活性炭；该活性炭吸附剂在25 ℃、2.5 MPa及8.0 MPa时，天然气脱附量分别达460.7 mL·g^-1、1043.8 mL·g^-1。     

气液相法干气制乙苯工艺研究

研究了革与催化裂化于气中体积分数为10％～20％的乙烯在FX－02改性β沸石催化剂上进行烷基化反应合成乙苯的工艺条件,提出适宜的工艺条件为：干气分三段并联进料,反应温度140～160℃,本质量空速2h～(-1),苯与乙烯摩尔比6～8。在此条件下,乙烯转化率可达到80％～90％,催化剂经1000h运转,乙烯转化率未出现明显的降低。     

分子筛脱水装置再生气中H2S含量升高原因解析及整改措施

土库曼斯坦一大型高含硫天然气处理厂共有4列装置,设计每年可生产优质产品天然气50×108 m3。该厂原料天然气中H2S含量为2.942%（y）,水含量为0.123%（y）,经过脱硫、脱水、脱烃后产品天然气中H2S含量小于7mg/m3,水露点在5.6MPa（G）下可达到-21℃。该厂脱水单元采用4塔分子筛脱水工艺,自动化程度高,脱水深度完全能够满足设计要求,但在运行中发现脱水再生气中H2S含量较高。通过分析已找到再生气中H2S含量随再生时间和再生气量的变化规律,并通过延长再生时间和降低再生气流量等措施,降低了再生气中H2S含量,取得明显的效果。