氧化锆负载型活性炭催化水解COS和CS_2

以椰壳活性炭为载体,采用浸渍法制备ZrO_2负载型活性炭催化剂,利用BET,XRD,XPS等手段对催化剂进行表征,考察了ZrO_2负载量、焙烧温度、相对湿度、氧含量、反应温度、气态空速等因素对催化剂催化水解COS和CS_2的影响。表征结果显示,反应后生成的硫和硫酸盐沉积在活性炭上,堵塞了活性炭的微孔,毒化了活性中心,从而使水解转化率下降。实验结果表明,w(Zr O2)=5.0%、焙烧温度500℃条件下制备的催化剂,在反应温度60℃、相对湿度19%、氧含量为1.0%(φ)、气态空速5 000 h-1、COS质量浓度1.6 mg/L、CS2质量浓度0.1 mg/L时具有较高的同时水解COS和CS_2的活性;COS和CS_2同时水解转化率最高,100%转化率分别持续630 min和570 min。     

低温克劳斯硫磺回收装置停产除硫方式探讨

对低温克劳斯(主要指CBA和CPS)工艺硫磺回收装置目前常用的停产除硫方式进行了介绍。在中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂某天然气净化厂对低温克劳斯硫磺回收装置的停产除硫方式进行了优化操作试验。试验结果表明,在惰性气体除硫阶段采用逐渐加入过剩氧的方式操作,能够使反应器床层温度升高,在保证催化剂床层除硫彻底和控制尾气中SO2排放速率的前提下缩短除硫时间。     

Activities of various sulfide catalysts in the hydrogenation and hydrolysis of carbon disulfide to hydrogen sulfide

Conclusions Catalysts for the conversion of gaseous organic sulfur compounds were prepared by impregnating the surface of activated aluminum hydroxide catalyst (AS-64) with various metallic sulfides. It was found that a molybdenum sulfide surface possessed the maximum activity of all the metal systems tested, and that it was far superior to untreated AS-64.Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 8, pp. 15–17, August, 1971.     

含氨酸性气对Claus硫磺回收工艺的影响及对策

介绍了Claus硫磺回收工艺的基本原理,分析了酸性气含氨对Claus工艺过程的影响。结果表明,随着酸性气中氨含量的增加,硫回收率下降;酸性气中的氨必须在制硫燃烧炉中完全燃烧分解为N2和H2O,否则会形成铵盐结晶而堵塞下游设备,严重时将导致停产;根据酸性气中氨含量的不同,可选择不烧氨和烧氨2种工艺流程。指出了处理含氨酸性气时在设计和操作中应注意的问题。     

克劳斯装置中温有机硫水解催化剂研究

针对硫磺回收装置克劳斯二级反应器有机硫水解率较低的问题,采用新型共浸技术研发了中温有机硫水解催化剂。考察了催化剂的耐硫性能及温度对催化剂性能的影响。实验结果表明,在220~300℃的温度范围内,催化剂表现出较高的有机硫水解性能;且在H_2S、SO_2、CS_2体积分数变化的范围内,均优于现阶段二级反应器中装填的活性氧化铝催化剂。     

常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺在天然气净化厂的应用

针对元坝天然气净化厂脱硫再生酸气中H_2S体积分数较低(41%~48%)的特点,元坝天然气净化厂硫磺回收装置采用常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺,该工艺具有流程简单、操作弹性大及自控调节先进等特点。通过在元坝天然气净化厂硫磺回收装置1年时间的工业应用,结果表明,当酸气中H_2S体积分数为41%~48%时,常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺燃烧炉炉温均在1 050℃以上,炉内硫转化率为65%~68%,产品硫磺达到国家优等品质量指标。该工艺技术在元坝净化厂硫磺回收装置的成功应用,可为天然气净化厂同类装置提供参考。     

五种克劳斯延伸硫磺回收装置运行情况的对比分析

对中国石油西南油气田公司所属的CBA、MCRC、SuperClaus、Clinsulf-SDP、CPS 5种克劳斯延伸硫磺回收装置应用情况进行了详细分析,就工艺、能耗、投运后出现的问题、装置操作难易程度及适应性等方面进行了综合对比。结果表明,这5种装置各有特点,其运行均是成功的,可达到设计的硫收率。CPS工艺兼备了CBA及MCRC工艺的优点,且在节能降耗上充分利用其烟气余热。SuperClaus作为一个稳态运行的工艺,不仅硫收率稳定且关键设备毋须进口,投运后问题较少。Clinsulf-SDP工艺因系等温反应,可使克劳斯反应进行得更为彻底,但对设备性能要求高,催化剂不便更换。     

控制冷凝法对烟气中三氧化硫冷凝分离效率研究

目的研究不同操作参数和烟气工况对控制冷凝法分离烟气中SO₃效率的影响,以避免因烟气中SO₃质量浓度过高导致装置腐蚀穿孔并产生高盐污水。 方法利用自主研发的烟气中SO₃控制冷凝效率评价装置研究了不同操作参数和烟气工况对烟气中SO₃冷凝分离效率的影响。 结果烟气流量和烟气中SO₃质量浓度变化对SO₃冷凝分离效率有明显影响,冷凝系统末端引入石英过滤棉可以明显地消除烟气中SO₃质量浓度变化对SO₃冷凝分离效率的影响。在烟气取样管路的温度高于酸雾露点并且冷凝管温度介于酸雾露点和水蒸气露点之间时,烟气取样管路保温温度、冷凝管温度变化对烟气中SO₃冷凝分离效率几乎没有影响。烟气中SO₂质量浓度变化对烟气中SO₃冷凝分离效率几乎没有影响。 结论建立的SO₃冷凝分离方法对烟气中SO₃的分离效率大于95%。      

钻井液中硫化氢污染特点及高效除硫剂性能评价

钻进地层或钻井液中有机物质分解产生的硫化氢,是一种极有害的腐蚀剂,根据复合金属螯合原理,研制出复合铁锌螯合高效除硫剂CQ-GCL,并对其进行评价。室内研究表明,钻井液被硫化氢污染到某一程度以后,才能从钻井液滤液中检测出硫化物的含量,但此时仍保持在较高的pH值;高效除硫剂CQ-GCL对钻井液性能影响较小,能够快速去除钻井液中的硫化氢,去除效率大于96%。     

Claus硫磺回收装置再热炉流动燃烧模拟研究

在Claus硫磺回收工艺生产过程中,由于受到各种因素的影响,再热炉内存在局部超温现象,导致衬里烧损垮塌,带来安全生产问题。采用数值模拟的方法对H-1402(1-6)-H01型再热炉的炉内流动燃烧过程进行了研究,利用FLUENT软件建立了物理和数学模型,分别模拟在通入4种不同流量保护风的工况下,保护风对炉内速度场和温度场的影响,找出炉内速度场、温度场及炉壁面的温度场分布。研究表明,合适的保护风量能够有效地将壁面温度控制在一定范围内,防止炉内局部超温,保证设备的安全可靠运行,并对再热炉及配套燃烧器的结构设计起到指导作用。     

排烃效率对页岩气形成与富集的影响

页岩气富集既需要充足气源,又受后期构造改造强度控制。气源受制于烃源品质和排烃效率,滞留烃量是页岩气生成量的必要条件。通过固体沥青识别和统计,结合氦、碳同位素分析,研究了上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组烃源岩在四川盆地焦石坝、彭水地区的排烃效率、原地生气量及其对页岩气富集的影响。结果表明,五峰组-龙马溪组富有机质层段在焦石坝排烃效率为23%,滞留油量为27.67 kg/t,原地生气量为21.23 m³/t;而在彭水地区的排烃效率为65%,滞留油量为11.0 kg/t,原地生气量为18.99 m³/t,显示差异化生排烃作用,这与印支运动的影响程度有关。⁴He同位素测年表明,涪陵页岩气开始被封存聚集的时间为231 Ma,处于生油高峰期初期阶段,既气源充足,又利于有机孔隙发育;而彭水页岩气封闭体系形成的起始时间为183 Ma,晚于生气高峰期,气源不足。涪陵页岩气δ¹³C₂为-35.8‰,δ¹³C₁-δ¹³C₂为4.8‰,而彭水页岩气δ¹³C₂为-33.0‰,δ¹³C₁-δ¹³C₂为3.3‰,不同的δ¹³C分馏效应归因于生烃体系状态的差异性。烃源岩埋藏生烃演化过程中生烃高峰期与关键构造变革期的匹配,最大埋藏期的滞留烃量和抬升剥蚀过程中构造改造强度,联合控制着页岩气的生成、富集和保存。     

CT6-11尾气低温加氢催化剂在二硫化碳厂硫回收装置的应用

介绍了二硫化碳行业的某硫磺回收及尾气处理装置的概况,并对开工初期的过程气组成进行了分析,得到了有机硫水解、加氢后的气体组成等数据。对硫磺回收过程中的氢耗较高、压差较大、急冷水pH值降低等原因进行了探讨,并结合催化剂评价,提出了相应的建议。在加氢催化剂重新硫化后,该装置加氢段运行良好。工业应用的结果表明,CT6-11尾气低温加氢催化剂+CT6-8钛基催化剂组合在二硫化碳厂的硫回收装置上得到了成功应用,可大力应用于同类工艺装置。     

New, effective carbon dioxide and hydrogen sulfide corrosion inhibitors based on white phosphorus, sulfur, alcohols, and amines

New ammonium salts of dithiophosphoric O,O′-diesters have been obtained by simple and convenient (one pot) methods of synthesis from white phosphorus (P4), elemental sulfur, alcohols, phenols (including hydroxyethylated nonylphenols), and amines. It has been revealed that the ammonium salts of O,O-dialkyl dithiophosphoric acids obtained are effective inhibitors of carbon dioxide corrosion (protective effect Z = 90–99%) and hydrogen sulfide corrosion (Z = 88–89%) of a mild steel. It has been shown that the inhibitory activity against carbon dioxide corrosion depends on neither theamine nature nor the chain length of the alkyl substituent in the ester group and the protective effect in the case of hydrogen sulfide corrosion depends on the nature of the reactant alcohol or amine and may slightly decrease (by 10–15%). An advantage of these inhibitors is that their protective effect in carbon dioxide corrosion is enhanced with temperature (30–80°C), rather than decreases.     

Influence of hydrogen sulfide on the efficiency of xenon recovery from natural gas by gas hydrate crystallisation

A mathematical simulation of the gas hydrate formation based on a gas mixture approximated to natural gas composition – CH₄+H₂S?+?CO₂+Xe at a normalized increase in hydrogen sulfide (H₂S) concentration in gas mixture from 3.08·10^?4?vol.% to 4.88?vol.%, at changes in the gas hydrate formation temperatures from 273.15?K to 283.15?K. It is shown that xenon (Xe) distribution coefficient decreases from 12.37 to 5.90, and is more dependent on the change in H₂S concentration than on the change in the gas hydrate formation temperature. Effective Xe recovery from natural gas at the gas hydrate formation temperature is 273.15?K, and at a minimum impurity concentration with a dissociation pressure close to Xe.     

Effect of oxygen and hydrogen sulfide on carbon dioxide corrosion of welded structures of oil and gas installations

Conclusions