采用天然气处理工艺冷冻分离CO2

ExxonMobil公司计划投资$1亿多元建立一套工业装置,该装置采用控制冷冻区（CFZ）技术从天然气中脱除CO2,其每天处理含CH4、CO2和H2S的气体约14×10^5ft3,并分离出CO2和H2S以便再回注。该项目预计2009年末开工。     

阿斯特拉罕天然气处理厂选择性地脱除气体中的硫化氢

阿斯特拉罕凝析气田 (АГКМ )分离的天然气中 ,含有约 2 5%的H2 S和 14%的CO2 。从天然气中完全回收这两种组分而得到的酸性气———作为用克劳斯 (Клаус)方法生产硫磺的装置原料 ,其CO2 含量达 35% ,H2 S含量为 6 0 %。改用选择性回收H2 S的方法 ,能大大地提高H2 S在酸性气中的浓度并减少克劳斯装置所处理的气体量     

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…     

阿斯特拉罕天然气处理厂选择性地脱除气体中的硫化氢

阿斯特拉罕凝析气田(AГKM)分率的天然气中,含有约25%的H2S和14%的CO2.从天然气中完全回收这两种组分而得到的酸性气--作为用克劳斯(Kлаус)方法生产硫磺的装置原数,其CO2含量达35%,H2S含量为60%.改用选择性回收H2S的方法,能大大地提高H2S在酸性气中的浓度并减少克劳斯装置所处理的气体量.     

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。     

低浓度酸性气回收处理控制难点与对策

在简要介绍镇海炼化分公司两套采用常规Claus＋SCOT尾气处理硫磺回收装置（Ⅳ、Ⅴ硫磺）工艺技术特点的基础上，对处理低浓度酸性气（即H2S含量低，CO2含量高的酸性气）的工况变化进行分析，提出了处理低浓度酸性气时的主要控制难点和对策措施。低浓度酸性气中富含的CO2在反应炉中燃烧会直接导致反应炉温度下降和过程气中羰基硫含量的增加，如果不及时采取措施加以解决，将会造成装置能耗增加，并且使净化后尾气中H2S浓度和烟气中SO2排放浓度上升，影响装置高效、环保运行。以上不利影响可以通过改变反应器温度、优化脱硫单元操作、分流低浓度酸性气等对策加以克服。     

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。     

炼油工业新的选择性脱硫工艺

由于未来对车用油料含硫量的要求越来越严格,炼厂脱硫工艺尾气里的H2S将增加。从工艺装置尾气回收H2S的能力和将H2S转化元素硫的克劳斯硫磺回收（Claus）装置的处理能力将更高,以维持气体硫排放量不增加。作为对高效、选择性脱除工艺尾气中的H2S工艺概念评价的一部分,Statoil公司Mongstad炼厂简化了新型气体-溶剂顺流式接触器的测评试验,接触器被命名为FramopPure200,由Framo净化公司开发。原则上完整的气体吸收装置包含3个系列的接触器/分离器单元。尾气流依次通过3级接触器,气体与酸气浓度依次降低的溶剂接触,与典型的单级逆流式接触器相比（如吸收塔）,这种装置构型的富溶剂能达到更高的H2S负荷。同时,相对其它气体H2S能达到更优异的吸收率。由于气-液接触时间短,对于其它气体的吸收就非常少,例如CO2,无型中将使克劳斯硫磺回收（Claus）装置厂能力有所富余。为了对这一概念进行测试,一个移动式实验装置平行安装在Mongstad炼厂逆流式二异丙醇胺（DIPA）脱硫装置上,这装置典型的原料气体中含有2.5%H2S和1.5%CO2。H2S和CO2吸收动力学模型中包含溶剂装填量,溶剂酸气负荷、气体分压和反应速率常数。这个经验模型可以应用在全过程的模拟。因此,净化尾气的H2S含量能达到可以接受的水平（25ppmv）,而CO2的同步吸收率最小,与逆流式接触器中CO2的同步吸收率60%相比较,FramoPure单元中的CO2同步吸收率仅为的10%,另外,在相同H2S脱除率下,FramoPure接触器的体积比逆流式接触器小40倍。显然,Frama净化公司开发的这种接触器所具备的这些性能实现了下游克劳斯硫磺回收（Claus）装置大幅度提高处理量的要求。     

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。     

天然气中非烃组分地球化学研究进展

第一部分 引言 天然气是一种优质的烃类资源,这一点早已被人类所共识。但是,天然气中或多或少的也存在有一些非烃类气体。这些非烃类组份主要有以下几种:二氧化碳（CO2）、氮气（N2）、硫化氢（H2S）、水蒸气（H2O）和稀有气体（主要是He和Ar）,其次,还含有氢气（H2）和汞蒸气（Hg）等。 天然气中存在这些非烃气体,从一方面来说,确实对人类开发烃类天然气会带来许多不利的问题,如在输送、精炼、防腐和环保等工程方面,这些非烃组份（尤其是CO2、H2S和Hg）     

油井井下连续滴加缓蚀剂技术

针对中国石油天然气股份公司长庆油田分公司长期以来油水井内腐蚀严重问题,并根据陇东老区部分油水井内以CO2和硫酸盐还原菌腐蚀、靖东以H2S腐蚀为主的特点,评价、筛选出了抗CO2和H2S腐蚀的缓蚀剂.采用的缓蚀剂井下滴加装置能够实现药液的长期、稳定连续加药,可稳定控制产出液介质中的缓蚀剂浓度,实现最佳加药效果,加药周期在8个月以上.通过陇东和靖东各5口井的现场试验,缓蚀率最高达到96 %,挂片表面光亮无点蚀,有效抑制了油井内腐蚀.     

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。     

阿斯特拉罕天然气处理厂

阿斯特拉罕凝析气田(AГKM)分率的天然气中,含有约25%的H2S和14%的CO2.从天然气中完全回收这两种组分而得到的酸性气--作为用克劳斯(Kлаус)方法生产硫磺的装置原数,其CO2含量达35%,H2S含量为60%.改用选择性回收H2S的方法,能大大地提高H2S在酸性气中的浓度并减少克劳斯装置所处理的气体量.     

酸性气藏开发面临的技术挑战及相关对策

全球富含CO2和H2S的酸性气田储量超过2600×10^12ft^3，约占世界天然气总储量的40%，为了缓解油气的供需矛盾，今后一个时期包含酸性气藏在内的非常规天然气的开发利用必将得到快速发展。本文主要介绍了酸性气藏的储量分布状况，开采所面临的各种难题，可能采聚拢对策以及国外一些油气公司相关新技术的研发情况。     

高含H2S环境中CO2对P110套管钢氢脆腐蚀行为的影响

通过溶液浸泡、恒载荷硫化物应力腐蚀开裂（SSC）、电化学氢渗透等实验方法分别分析API-P110套管钢在高含50%H2S和50%CO2的酸性溶液中和在高含50%H2S酸性溶液中氢脆腐蚀行为,探讨了CO2对套管钢氢脆腐蚀行为的影响。与未经过腐蚀试样相比,在H2S与CO2共存环境中和在H2S腐蚀环境中P110套管钢的强度（抗拉强度（bσ）和屈服强度（sσ））和延伸率（δ）下降,发生晶间断裂。与单一H2S环境相比,在H2S和CO2共存环境中钢的强度和延伸率下降程度较小、脆化率小、SSC敏感性低、氢渗透速率（J）小。在不同腐蚀环境中钢的氢渗透电流密度（J）都呈现随时间（t）延长急剧增加到峰值,然后缓慢下降直到出现稳态。在高含H2S腐蚀环境中,CO2提高了腐蚀产物膜的致密性,降低了膜中FexSy含量,减少了钢的氢原子渗透量,从而降低钢的氢脆敏感性。     

应用HYSYS软件的天然气净化工艺模拟计算研究

为了将合格的商品天然气供应至下游,天然气净化处理是非常重要的一环。天然气净化通常指脱硫、脱碳、脱水、硫磺回收及尾气处理。长庆油田靖边气田天然气一般多含H2S、CO2等酸性介质,不但影响了天然气的热值,而且易使管道和容器严重腐蚀,影响天然气安全输送及利用。为了减少H2S和SO2等酸性介质对容器或管道的腐蚀,通常利用DEA对H2S和CO2进行脱除处理。文章通过现场采集天然气相关数据,并利用国际上著名的HYSYS软件进行了天然气净化模拟计算。结果表明:该模拟计算方法不但可提供对再生塔的压力控制、净化气质量、水量补充、贫液浓度等方面的作业指导,也可对脱硫装置进行生产参数调节和实时控制等,研究结果可供国内其他油气田脱硫装置的设计、分析和投产参考。     

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。     

千米桥潜山天然气脱酸气工艺

H2S和CO2在天然气集输处理过程中是一种有害杂质，在有水存在的条件下，会引起管道和设备的严重腐蚀。尤其HS2属高度危害介质，严重危害人身安全，属必须控制的环境污染源之一。千米桥潜山天然气中H2S和CO2含量较高，为满足商品天然气产品指标，需同时考察脱除H2S和CO2两种酸气，推荐采用改良MDEA物理化学吸收法脱酸气工艺。     

中国硫化氢天然气研究

本文以系统性综合研究的方法,对天然气中硫化氢的成因及成因机制进行了多方面的探索和研究,分析了不同成因H2S的成因模式（介于理论和实际之间）。确定了区分不同成因H2S的判别方法和指标。通过对我国已知三大H2S气田（藏）（赵兰庄、卧龙河、罗泉-大王庄）进行解剖,进而建立了两种成因三种类型的H2S成因模式（实际模式）,为H2S预测模型的建立奠定了基础,最后通过预测模型、对中国可能的H2S分布进行了预测,认为中国中部和东部是H2S天然气的主要分布区。     

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在许多不同的工业气流应用中已达到99．9％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吨／天不等。