川东天然气净化总厂用甲基二乙醇胺处理尾气节能效果好

川东天然气净化总厂,是从国外引进的具有70年代中期国际先进水平。其中斯科特尾气处理单元对高含硫气脱硫后的尾气的处理效果较好,处理后排放废气中总硫含量一直低于300ppm。在保护环境方面发挥了积极作用。但随着卧龙河气田高含硫气的不断开采,引进装置原料气中H_2S含量不断下降,CO_2含量不断上升,由此破坏了全厂蒸汽系统的热平衡,出现了冬季供热不足,尾气处理单元H_2S再生率逐步下降,排放废气中的总硫含量已开始在300ppm左右徘徊。如不及时采取措施,不仅会给生产操作造成困难,影响经济效益,而且还会造成总硫超标排放,污染周围环境。     

隆昌净化厂通过竣工验收

20 0 3年 3月 2 4日至 2 5日 ,西南油气田分公司组织有关单位对隆昌净化厂进行了竣工验收。隆昌净化厂设计处理能力4 0× 10 4m3 /d ,原料气H2 S含量 3g/m3 。运行考核证明净化气H2 S含量在 10mg/m3 以下。隆昌净化厂是西南油气田分公司天然气气质达标工程 ,其目的是脱除荷包场、螺观山气田含硫气中的H2 S ,从而提高内江市、自贡市的天然气质量。由于荷包场、螺观山气田天然气中H2 S含量不高 ,因而采用了MDEA脱硫 ,湿净化气采用TEG脱水 ,酸气处理采用引进的LO -CAT工艺技术 ,LO -CAT工艺技术尚属国内首次使用 ,具有硫回收率高 ,达…     

高含硫气田工程硫磺回收装置工艺比选

高含硫气田通常采用常规克劳斯工艺＋SCOT尾气处理装置进行酸气处理。结合川东北高含硫气田工程实际情况,研究了在设置有SCOT尾气处理装置的高含硫气田工程中的硫磺回收装置的工艺选择,主要对二级常规克劳斯工艺和三级克劳斯工艺进行比选。通过对两种不同硫磺回收工艺情况下硫磺回收装置和尾气处理装置的一次投资（主要包括设备费用、材料费用、土建费用、结构费用和施工费用）和20年操作费用（主要包括催化剂消耗和蒸汽消耗）综合进行量化比较,发现在设置有SCOT尾气处理装置的高含硫气田工程采用三级常规克劳斯硫磺回收工艺更为经济合理。     

天然气净化工艺设计要点

目前,高含硫的天然气处理难度较大,因此天然气净化成为一个重要的课题。通过描述某页岩气田的净化工艺流程,绘制流程图,对整个净化过程进行详细介绍和分析。某页岩气田利用重力沉降、过滤分离的方法,除去天然气中的游离水和机械杂质,然后采用化学吸收法—MDEA脱硫工艺,将原料气中硫化氢和总硫分别处理到20mg/m~3和200mg/m~3。脱硫后天然气为湿净化天然气,采用三甘醇作脱水剂,脱除湿净化天然气中的饱和水。脱硫工艺产生的酸气,进入硫磺回收及尾气处理工艺。硫磺回收采用SuperClaus99工艺(分流法),总硫回收率为99%,尾气燃烧处理。     

高含硫天然气净化新工艺技术在普光气田的应用

普光气田的天然气具有高含H₂S和含CO^₂及有机硫的特点,天然气净化难度大。为满足高含硫天然气净化的要求,普光天然气净化厂采用了MDEA法脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理的天然气净化工艺路线。同时,在国内首次应用了气相固定床水解脱除羰基硫（COS）、中间胺液冷却、MAG^R液硫脱气等国际先进的天然气净化新工艺和专利技术,通过不断地摸索及优化工艺参数,解决了原料气脱除有机硫、CO₂选择性吸收、液硫深度脱除H₂S等技术难题;还应用了溶剂串级吸收和联合再生工艺、能量回收利用等多项技术,通过优化调整胺液循环量、降低能耗等手段,降低了操作费用。高含硫天然气净化新工艺技术应用于普光气田后,净化装置运行稳定,净化气质量超过设计要求,达到了国家标准一类气的指标。     

MDEA/DEA脱硫脱碳混合溶液在长庆气区的应用

随着长庆气区靖边等气田的不断开发,其天然气气质发生了较大变化,其中H2S含量上升到1 000 mg/m3,CO2体积分数上升到4.5%～6.0%,原天然气净化工艺采用的单一MDEA溶液已不能满足天然气脱硫脱碳需要。为此,开展了不同体积比MDEA/DEA混合醇胺溶液脱硫脱碳试验。试验结果显示：在相同的试验条件下,溶液中总胺为40%（质量分数）,DEA与MDEA体积比为1∶6配比制成的混合溶液其H2S和CO2负荷最高,溶液的脱硫脱碳性能最好。继而在4套生产装置进行了推广应用。结论表明：应用MDEA/DEA混合溶液对低含硫、高含碳的天然气进行净化处理,溶液酸气负荷较高,脱硫、脱碳性能较好,腐蚀性小,天然气净化装置运行平稳,节能效果好,经济适用。     

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。     

磨溪气田低含硫天然气脱硫剂的评价

采用干法脱硫工艺技术,通过考察不同进口天然气H2S浓度和不同空速下,4种脱硫剂对净化气中H2S浓度及脱硫剂硫容量的影响,评价了各种脱硫剂的脱硫效果。结果表明,CT8—6B脱硫剂适合于磨溪气田低含硫天然气的处理,自制SWPU脱硫剂有待进一步研究。     

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为配合天然气“东输”工程的实施 ,重庆市川东北地区将开发高含硫天然气气田 ,并配套建设大型天然气净化厂。川东北地区拟建 2套 30 0× 10 4m3 /d天然气净化装置 ,其原料气H2 S和CO2 含量高达 10 %和 6 % ,产硫量达到 80 0t/d ,当数国内之最 ,按我国现行环保法规要求 ,硫回收率至少要达到 99.7%以上 ,尾气排放才能达标。这对硫磺回收和尾气处理装置的优化设计提出了苛刻的要求。文章介绍了国外大型硫磺回收及尾气处理技术的最新发展动态 ,并结合国外公司技术交流情况 ,针对预可研推荐的总工艺流程 ,从现场操作管理的角度提出了采用两级Claus转化、溶液串级再生和高效富氧工艺技术等初步建议 ,力争实现净化厂工艺简洁先进、技术成熟可靠、操作安全平稳、投资经济合理的目的     

气田高含硫污水负压气提脱硫及尾气无害化处理技术研究

针对目前普光气田高含硫污水气提脱硫率低的问题,通过采用“曝气+负压气提+尾气催化氧化”工艺技术,设计正交实验,优选出最优负压气提脱硫操作条件为:污水pH值4.0、温度20℃、气提真空度-0.02 MPa、空气曝气气液体积比20∶1,污水负压气提脱硫率高达94%。各操作条件对脱硫率的影响由强到弱顺序为:空气曝气气液比、污水pH值、气提真空度和污水温度。实验优选出铁基离子液体作为尾气脱硫催化剂。结果表明,铁基离子液体中Fe 3+对H 2S氧化速率很快,净化后尾气中H 2S质量浓度为0 mg/m^3,氧化产物为单质S,同时离子液体可通过空气将Fe 2+氧化成Fe 3+,实现低成本循环利用,解决了含硫尾气燃烧的SO 2排放问题。     

高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响

目前国内外高含硫天然气田开发多采用高压输送工艺,高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响较大。为此,以普光气田高含硫天然气气体主要成分为基准条件,考虑各气体成分的交互作用,基于Peng Robinson方程解算出H2S摩尔分数从0～40%的天然气压缩系数。通过计算分析对比可知：高含硫气体流量变化的影响因素与气体成分及摩尔含量有直接关系。体积流量变化在相同压力条件下,随不同含量H2S不是单纯的负增长下降趋势,压缩系数和分子量共同影响体积流量的变化。质量流量随H2S重组分的增加而增加,但主要受压缩系数的影响,增长速度及方向会在2个不同压力范围内发生变化。     

高含硫天然气有机硫脱除技术的研究

用于高含硫天然气有机硫脱除的工艺方法主要有化学物理溶剂法和物理溶剂法。在化学物理溶剂法中,Sulfinol工艺因具有酸气负荷高、再生能耗低、有机硫脱除效果好等优点而得到较广泛的应用。中石油西南油气田公司天然气研究院在高含硫天然气有机硫脱除技术方面进行了大量的研究工作,使能选择性脱除H2S与有机硫的化学物理混合溶剂（MDEA与环丁砜的混合溶剂）在重庆天然气净化总厂得到推广应用,取得了良好的经济和社会效益;针对川东北高含硫天然气的气质特点,开发出了高酸性天然气有机硫脱除溶剂CT8-20;还开展了物理溶剂CT8-21脱除较高含硫天然气中H2S和有机硫性能的研究,取得了较好的效果。     

天然气中有机硫化合物脱除工艺评述

天然气中有机硫化合物脱除技术的研发和选择是川东北地区高含硫气田开发的关键技术之一。为此, 综合了分析国内外天然气中有机硫化合物脱除工艺技术。目前已开发出的多种类型工艺中, 应用最为广泛的是以Sufinol法为代表的物理/化学混合溶剂吸收法。中国石油西南油气田公司天然气研究院最近也针对罗家寨、渡口河等高含硫气田所产天然气中同时含有一定量有机硫化合物的情况，开发成功了一种新型物理/化学混合溶剂（CT8 20）。提出原料气中有机硫含量不太高且又以COS为主时，可以采用混合胺溶剂；结合脱除有机硫的要求，高含硫天然气净化工艺流程也有很多改进，其中最重要的是组合/串级流程；建议西南油气田公司加紧开发相关有机硫脱除工艺技术，包括在还原-吸收法尾气处理工艺中应用物理/化学混合溶剂进行选吸脱硫的技术, 探索适用于脱除原料气中有机硫的空间位阻胺、与天然气中有机硫水解（转化）有关的催化剂研制、应用于物理/化学混合溶剂脱硫（及有机硫化合物）的新型物理溶剂。     

关昌伦

关昌伦（总公司优秀设计师教授级高级工程师）长期从事含硫天然气净化和硫磺回收（技术）的设计和技术把关工作，是我国含硫天然气净化技术的主要开拓者之一，为我国天然气净化工艺的完善和硫磺回收技术接近或达到国际先进水平作出了重要贡献。特别是在开发四川高含硫气田...     

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。     

N08825镍基合金复合管件加工技术及耐蚀性研究

为了避免高H2S/CO2油气田用管道的电化学腐蚀损伤和应力腐蚀开裂问题,以某天然气净化厂原料气管线拟使用的N08825镍基合金复合管为例,研究了其加工技术及耐蚀性能。研究结果显示,N08825镍基合金复合管力学性能及SCC性能均满足中石化普光气田净化厂原料气管线安全隐患治理工程SEI《焊制复合钢管、管件规格书》要求。结果表明,通过控制大直径镍基合金管件加工工艺并在复合管内表面涂刷防护剂,可确保复合管件成型质量及高H2S/CO2环境下的抗应力腐蚀开裂性能。     

靖边气田低含硫天然气成因探讨

靖边气田低舍硫天然气成园问题一直认识不清.综合全烃分析,测井解释、产水、试验模拟等资料,对靖边气田H2S的生成机理、反应条件、控制因素等进行了研究.以此为基础,对靖边气田低含硫天然气的成园进行了探讨.研究表明,靖边气田H2S为硫酸盐热化学还原反应成因,地层水是该反应进行的关键,H2S生成过程始终受地层水控制,气田天然气低含硫的原因并非石膏少,而是地层水有限.研究揭示地层水分布的局限性可能是形成我国低含硫气田的一个重要机制.     

大气田巡礼

普光气田是中国石化天然气勘探开发实现重大突破、快速发展的地区,是中国石化天然气大发展的明证。该气田是我国目前发现的规模最大、丰度最高的海相高含硫气田,其天然气探明储量已超过4 000亿立方米。以普光气田为基础资源地的国家重大工程——"川气东送"工程2007年8月开始建设,2010年3月29日建成投产,实现了普光气田安全开发、净化厂安全投产、长输管道     

高含硫天然气净化技术新进展与发展方向

高含硫天然气的安全高效净化处理对我国天然气工业发展具有重要意义。为此，在系统回顾我国含硫天然气净化技术的3大发展历程的基础上，围绕天然气气质达标和硫磺回收装置尾气减排2大难题，指出了脱硫脱碳、硫磺回收及尾气处理、净化装置稳定运行3方面研究取得的进展、面临的挑战及攻关方向。研究结果表明：(1)以高含硫天然气有机硫脱除为核心的技术已开发成功并实现工业应用，可实现高含硫天然气达标净化处理，以CT-Redox和CT-LOP工艺为代表的络合铁法脱硫技术则有力地保障了我国高含硫天然气单井脱硫生产；(2)在现有常规与延伸克劳斯硫磺回收配套还原吸收与氧化吸收尾气处理技术基础上，研发的大型硫磺回收装置有机硫水解与尾气高效处理技术可满足日益严苛的国家标准要求，实现装置尾气超低排放；(3)以配方型脱硫胺液复活、高含硫净化厂设备腐蚀防护和净化装置长周期运行风险评价技术为代表的关键技术成效显著，有力地保障了净化装置的长周期安全平稳运行。结论认为，我国高含硫天然气净化技术已全面实现国产化，总体水平与国外相当，部分技术处于国际领先水平，建议在复杂含硫天然气中多组分有机硫深度脱除、净化装置尾气全天候全时段达标、物理化...     

一种新的SO2洗涤工艺

加拿大Cansolve技术公司开发的SO2洗涤工艺(简称SO2SAFE),是一种采用二胺基水溶液为溶剂的可再生工艺,可用于净化焚烧炉中的尾气以及克劳斯硫回收装置中尾气中的硫和氯,也可脱除天然气和炼厂气中的H2S和CO2。其流程为：原料气首先通过预水洗塔,脱除颗粒物和强酸;然后进入吸收塔;贫液与过程气通过其中的填料塔进行逆流接触;