H_2S和CO_2在MDEA溶液中的溶解度

测定了H2S和CO2混合物在50％MDEA水溶液中的溶解度,温度为40、70及100℃,酸气分压范围为0．08至10450KPa。H_2S和CO_2在MDEA溶液中的溶解度     

H2S和CO2在环丁砜—二异丙醇胺水溶液中的溶解度

本文以单一的H_2S和CO_2各自在环丁砜(以下简称SF)、二异丙醇胺(DIPA)水溶液中的溶解度数据,按“拟平衡常数”法合成计算了H_2S、CO_2在SF-DIPA水溶液中的溶解度。并与H_2S、CO_2在DIPA水溶液和SF-MDEA水溶液中的溶解度作了比较。计算指出:①因存在另一种酸性气体的影响,在相同的溶剂中,混合酸气中H_2S、CO:各自的溶解度均较单一气体时小;②在相同情况下,H_2S、CO_2在SF-DIPA水溶液中的溶解度大多数比相应在DIPA水溶液中的要小,唯在甚高分压下可大于在DIPA水溶液中的溶解度。计算的平衡溶解度也与报道的实际数据作了对比,结果颇为一致。     

H_2S和CO_2在甲基二乙醇胺溶液中平衡溶解度的计算模型

提出了H_2S和CO_2混合酸气在甲基二乙醇胺水溶液及在甲基二乙醇胺、环丁砜、水溶液中的平衡溶解度的计算模型。模型计算值与文献值基本吻合,平均偏差小于10％。     

化学工程

<正> TQ013.1 201012405 中变气脱碳-变压吸附联合提取H_2和CO_2工艺中CO_2溶解度的测定[刊]/沈喜洲,肖芸…(武汉工程大学化工与制药学院)//石油化工.-2010,39(3).-280～284 模拟工业上采用N-甲基二乙醇胺(MDEA)法脱除CO_2(简称脱碳)的过程建立了一套改进的实验室脱碳装置,在中变气脱碳-变压吸附联合提取H_2和CO_2工艺条件下,在70～120℃,131～422kPa测定了CO_2在4.28mol/L MDEA水溶液中的溶解度。结果表明,实验值与文献值具有较好的一致性。实验结果为提高解吸压力、降低能耗的联合工艺提供了理论依据和设计参数,验证了提高解吸压力构想的可行性。图5表1参18(吴小蓓     

克劳斯法制硫过程燃烧炉内的化学反应

克劳斯法制硫过程燃烧炉内的化学反应十分复杂、但研究这些反应对设计和生产有重要意义。本文讨论了燃烧炉内生成H_2、CO、COS和CS_2的一些反应,指出H_2、CO主要来源于酸气中H_2S CO_2的裂解和反应,其生成量大致随酸气中H_2S含量和炉温的升高而增加。COS是由CO和元素硫反应生成的,酸气中H_2S含量超过70％后,COS生成量急剧下降。CS_2是由CH_4和元素硫反应生成的,当炉温达到1300℃左右时就停止生成CS_2。     

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。     

多因素共同作用对Q235B钢管腐蚀行为的影响

为探究油气管道中温度、流速和CO_2/H_2S分压协同作用下对钢管腐蚀行为的影响,对温度、流速和CO_2/H_2S分压比建立正交实验,通过SEM,XRD等分析技术探究不同改变量对Q235B管道腐蚀行为的影响。结果表明:在CO_2和H_2S共同影响下,70℃、流速为1. 5 m/s时,腐蚀动力学过程十分剧烈; H_2S的存在能够一定程度上抑制腐蚀,低含H_2S的腐蚀环境中,腐蚀为CO_2主导,在高温下内层形成良好的FeCO_3膜,腐蚀速率降低; H_2S通过形成FeS腐蚀产物层增加点蚀的程度;在H_2S和CO_2的组合存在下,凹坑的起始速率最高,CO_2能够协同促进,在同一时间内提供更多的实质性FeS膜;在点腐蚀演化过程中,CO_2和H_2S的协同作用在70℃时最为显著,同时流速在增大的过程中,会使FeS分布不均,而FeS的不均匀分布会诱导微电池作为该阶段在钢表面的点腐蚀的驱动力。研究结果对于制定石油管道防腐措施具有指导意义。     

低温甲醇洗吸收塔热力学模型和过程模拟研究

通过Aspen Plus软件对低温甲醇洗吸收塔进行模拟研究。PSRK热力学模型建立在Soave-Redlich-Kwong(SRK)状态方程基础之上并且采用Holdbaum-Gmehling混合规则,适用于温度、压力变化范围较大的非极性或强极性的多组分体系。对关键组分的气液平衡实验值与软件计算值进行拟合,验证了该热力学模型的准确性。模拟研究得到了全塔温度剖面图,CO_2和H_2S在全塔的物质的量分数剖面图。对全塔进行塔板设计以及塔板核算,通过水力学计算验证了塔板设计的合理性。在准确模拟的基础上考察了贫甲醇温度、贫甲醇流量对塔顶净化气CO_2和H_2S含量的影响,当甲醇温度为-50℃,甲醇流量为21000kmol/h时,塔顶净化合成气中CO_2和H_2S的含量满足合成甲醇的要求。     

气相色谱法分析天然气净化厂酸气中烃组成

该分析方法适用于天然气净化厂酸气中的H_2S+CO_2≤99.5%的天然气组份:甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷、已烷及以上组份总量、氧十氩、氮等.方法的特点是自行设计研制了一个酸气吸收器,能准确的将高含量的H_2S和CO_2吸收,并定量     

三次采油过程中的酸气埋存：最优注入方案及操作参数的重要性

本文描述了向一个完全衰竭的油藏中注入酸气的优化研究，该研究采用的是数值模拟方法。作为一个特定实例，Zama Keg River Z3Z油藏有一口水平生产井，亚且考虑了先前的酸气处理。酸气发生（60-80％C0：和20-40％H_2S）和安全地质处理，或转化成元素硫和相关逸出气，这些问题正是Apache公司在进行Zama天然气处理操作时所需关心的问题。可以预见在Zama油田注酸气将是一种有可能提高采油量的措施，因为大家知道，相对于使用纯CO_2作为混相剂，混合应用CO_2和H_2S（酸气）可以减小油藏原油的最小混相压力。就短期（主要是H_2S）和长期（主要是CO_2）对环境的影响而言，在地下油藏中埋存H_2S和CO_2对环境有双重益处。选择了10个尖礁作为酸气注入（埋存与EOR）先导试验的潜在候选油藏。为这10个尖礁中的一个油藏（Zama Keg River Z3Z）确定了最优化条件，在该条件下将会使产油量和酸气埋存量最大化。需要特别关注的是突破时间、产油量增量和CO_2／H_2S埋存体积。先用随机／地质统计技术和现有资料建立了静态油藏模型，之后进行了历史拟合。为了这一目的采用了商业模拟器（ECLIPSE）的组分模拟功能。模拟器中使用了已有的PVT数据，所需的其它数据用相关性得到。运行了多个不同的注入方案以寻求最佳增产油量和酸气埋存量的综合参数。在最优化研究中考虑了下面的因素：a）混相能力；b）重力超覆；c）周期注入；d）注入速度；e）注入井和生产井限制（完井）。对于这些方案，也评估了得到最大产油量和最大酸气埋存量以及延迟突破时间的最优注入方式。     

油气工业通讯

选择性脱除酸气的膜法专利介绍了一种流动天然气通过一个渗透器选择性脱除酸气的方法,酸气包括二氧化碳和硫化氢。这种渗透器是一种化学型的,所用的化学物质可以是用于吸收CO_2和H_2S 的烷醇胺,物理溶剂,或能与CO_2和H_2S 进行化学反应的碳酸盐与苛性碱。化学品是固定的能使酸气有效渗透,并抑制原料气中烃类的渗透,从而从渗透器中选择性地分离出酸气。渗透器由多孔膜组成。酸气在渗透器中分离实际上是在等温、基本上在恒压下进行,这与原料气进口条件有关。     

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。     

溶解度参数在天然气脱硫脱碳物理溶剂选择中的指导作用

物理溶剂吸收法是利用天然气中H_2S和CO_2等酸性组分与CH_4等烃类在溶剂中的溶解度显著差异来实现脱硫脱碳。通过HYSYS模拟,对比了几种常用物理溶剂的吸收效果,从溶解度参数的角度分析了溶剂溶解性能的差异。分析结果表明:依据溶解度参数可以确定物理溶剂脱酸及选择性脱硫的能力;吸收效果好的溶剂溶解度参数应与溶质(H_2S、CO_2、有机硫等)溶解度参数接近;选择性脱硫效果好的溶剂溶解度参数及其分布尽可能接近H_2S且与CO_2有一定偏差。溶解度参数对天然气脱硫脱碳物理溶剂吸收法的选择具有重要指导意义。     

H_2S和CO_2在甲基二乙醇胺水溶液中的溶解度

本文以拟平衡常数(K_1,H_2S-CO_2-MDEA-H_2O体系中MDEA的解离常数)的概念关联了H_2S,CO_2与MDEA反应中的各有关平衡反应,提出了一个较为简便的求解H_2S,CO_2在MDEA水溶液中平衡溶解度的计算方法.计算结果与文献数据甚为吻合.在此基础上预测性地计算了迄今未见发表的H_2S-CO_2-MDEA-H_2O体系的气液平衡数据,供工艺上参考应用.     

油管钢的H_2S/CO_2动态腐蚀行为

在模拟油田CO_2/H_2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO_2和H_2S分压对N80和P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在试验参数范围内,随着温度、CO_2分压和H_2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

硫化氢在栲胶溶液中吸收速率影响因素的考查——(二)工艺参数对H_2S吸收速率的影响

实验沿用第一部分的湿壁塔装置,考查了不同工艺参数:气体流率,液体流率,吸收温度,以及H_2S 和CO_2分压,对H_2S 吸收速率的影响,并通过数据的拟合提出了,H_2S 在栲胶溶液中的吸收速率与气体流率及H_2S 分压的数学表达式。     

选择性氧化制硫法（Selectox)

应用范围酸性气流中H_2S的选择性氧化成SO_2或元素硫。原料气 SO_2转化成H_2S后的克劳斯尾气,用于处理酸性天然气、地热利用装置排出气体的胺洗涤塔来的贫酸气。过程概述原料气为空气混合,与放热的选择性氧化反应的产物换热而被加热,之     

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。     

用含H2S很低的气体生产硫酸

丹麦托普索公司湿气硫酸法(简称WSA法)可以成功处理含有较高的CO_2、COS和有机硫的废气,不适于一般脱硫装置加工的总硫浓度太低的气体,此法也可以处理。硫的回收率为97.5～99％,产品为工业用的浓硫酸,同时可生产高压蒸汽。 WSA法适用于:①用煤或重油生产氨、甲醇或代用天然气的工厂;②含有H_2S.COS、含硫烃类,氰化物和NH_3的焦炉气;③尾气中CO_2/H_2S比率较高的天然气净化厂。 WSA法由三步组成(图1)。①原料气同过量空气混合后进入催化灼烧装置,在催化剂上于200℃下使H_2S、COS、有机硫和烃类等氧化为SO_2和SO_3。催化剂的烧区