旋转填料床在天然气净化中应用的探索

旋转填料床(RPD)是一种利用强大离心力促使重力加速度g增大以强化气液传质的设备。由于描述常规填料接触塔中气液吸收过程的理论与模型基本都不适用于RPD,故多年来虽开展了大量RPD相关研究,但其实际应用却十分有限。以往的试验数据表明:RPD作为强化传质设备,不适用于净化气TEG深度脱水和原料天然气选吸脱硫。用RPD替代SCOT法尾气处理工艺中的选吸脱硫塔以进一步降低CO2共吸收率的思路是正确的,但必须同时严格控制贫液质量和贫液入塔温度。RPD的商业化应用当前存在两方面风险:实际风险主要是旋转设备机械设计的可靠性,包括密封、轴承和转子的稳定性;潜在风险则来自对过程原理还缺乏深刻了解。     

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。     

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。     

天然气净化厂脱水汽提气废气系统改造

目前国内的天然气净化厂脱水装置大多数都采用的是三甘醇(TEG)脱水,以此来降低产品气的露点达到外输指标。在甘醇再生过程中都要对再生釜内通入产品气作为汽提气,降低重沸器汽相中的水汽分压,提高TEG的再生效果。而提气后的废气一般只是通过简单重力分离之后外排,这样存在几个问题:1、使生产区内有很大的臭味,且污染环境;2、有大量的液体飘落到再生釜及周围设备和地面上污染了设备;3、废气分离外排的冷凝液含有一定量的TEG溶液,加大了溶液的损耗。因此通过对长庆气田天然气净化厂的提气废气系统气液两项分别进行化验、分析,提出两项可行性改造方案,并对比确定最佳方案,从而达到了提气废气系统节能减排的效果,降低了生产成本。     

净化厂脱水汽提废气焚烧改造评价

目前国内的天然气净化厂脱水装置大多数都采用三甘醇(TEG)脱水,以此来降低产品气的露点达到外输指标。在甘醇再生过程中要向再生釜内通入产品气作为汽提气,降低重沸器汽相中的水汽分压,提高TEG的再生效果。而提气后的废气一般只是通过重力分离直接外排,造成了溶液损耗及环境污染。为了改变现状,长庆油田第二净化厂对废气焚烧系统进行了改造,本文主要介绍废气系统改造过程及改造后的的运行效果。     

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长庆气田是向京津地区供气的基地,净化厂正常运行至关重要。长庆气田天然气第二净化厂MDEA脱硫装置拦液情况频繁发生,严重影响了装置高效、平稳运行。同时,溶液发泡还会引起雾沫夹带,导致大量胺溶液随气流被带走,使溶液损耗急剧增加,造成了严重的经济损失。通过对塔板负荷性能参数的验算和对脱硫溶液及原料气组分的分析研究,找到了脱硫溶液严重发泡是造成脱硫装置拦液的真正原因。初步研究表明,脱硫溶液污染、脱硫溶液高的CO₂负荷及原料气处理量的突然增大是造成脱硫液发泡严重的主要因素。结合现场实际情况,提出了脱硫装置发生拦液后的初步处理措施。     

天然气净化厂胺液发泡原因分析及解决措施研究

长庆气田第三天然气净化厂主要负责向西安供气,主体装置采用UCARSOL HS-101专利配方溶液脱除原料气中的硫化氢和二氧化碳,装置自2003年建成投产后脱硫塔拦液情况频繁发生,导致脱硫装置处理能力严重下降,严重影响了装置的安全、平稳运行.通过现场分析和室内试验表明,脱硫溶液过高的酸气负荷是造成脱硫液发泡严重的主要因素.结合现场实际情况,提出了通过加入MDEA溶液和降低进塔层数来降低脱硫装置酸气负荷处理措施,有效的缓解了装置的拦液问题.     

四川盆地页岩气脱水装置节能优化研究

四川盆地页岩气开发地面工程多采用三甘醇(TEG)脱水工艺脱除原料天然气中的饱和水,以满足管输要求。现场运行数据表明,前期建设的页岩气脱水装置能耗相对较高。为降低页岩气脱水装置能耗,以处理规模300×10~4m~3/d的装置为例,借助ASPEN HYSYS V11.0模拟软件,选用Cubic-Plus-Association(CPA)物性包,并结合现场实际运行情况,对页岩气脱水装置的原料气进气温度、TEG循环量、重沸器再生温度、TEG贫液质量分数进行优化研究。研究结果表明:1)在进气温度为35℃、TEG循环量为2.5 m~3/h、重沸器再生温度为203℃、TEG贫液质量分数为99.2%的条件下,装置在产品干气满足管输要求的同时,节能效果明显,单位产品综合能耗降低了42.1%;2)经优化后,单套TEG脱水装置的工程投资降低了16.4%,可节省约230万元;3)与现有装置相比,单套装置节约用气27.4×10~4m~3/a,节约用电5.3×10~4k W·h/a,全年可节省运行费用约30.1万元。结论认为,研究成果可以为页岩气脱水装置的设计及优化提供参考。     

H_2S对天然气处理设备的腐蚀及相应对策

天然气处理设备,如矿场集输中的过滤分离器、气液分离器、脱水吸收塔、固体脱硫塔,天然气净化厂中的原料气过滤器、原料气分离器、脱硫吸收塔、再生塔、酸气分离器、活性炭过滤器等,所接触的介质基本上都含有水和硫化氢,这种介质环境对设备会产生电化学腐蚀、硫化物应力开裂(SSC)和氢诱发裂纹(HIC)。针对硫化氢对设备的不同腐蚀情况,在设备设计时应采取相应的对策和措施来防止腐蚀,以确保设备的安全运行和使用寿命。     

低含硫气井高效气液分离及脱硫撬装一体化装置研制与应用

针对苏里格气田桃7区块含硫气井分布、含硫量低、集中脱水脱硫处理难度大等现状,设计出一种可以实现含硫气井采出气直接在井口进行脱水脱硫,且可以接入现有地面集输流程的低含硫气井高效气液分离及脱硫撬装一体化装置。经过对脱硫方法的优选、装置规模的确定、脱水脱硫工艺的设计和脱硫塔的设计,完成一体化撬装装置的总体设计。并通过对CT8-6B、ZDE-01、CT+ZD和FPGD等4种脱硫剂进行对比,优选最佳脱硫剂。最后,经现场推广应用,经脱硫的天然气含硫量均达到净化要求。该一体化装置可实现灵活组配满足不同生产工况含硫气的净化生产需求,经济效益显著。     

某海洋平台天然气水露点控制及用能优化研究

为优化某海洋平台的天然气露点控制系统能耗,通过HYSYS软件搭建天然气脱水工艺流程,结合变量控制法,研究不同工艺参数对水露点和用能的影响,通过敏感性分析确定决策变量,并利用软件自带的优化器实现最低比功耗求解。结果表明：原料气进塔温度、TEG贫液进塔温度与干气露点呈正相关,TEG富液进塔温度、再沸器温度和汽提气流量与干气露点呈负相关;原料气进塔温度、TEG贫液循环量、再沸器温度和汽提气流量与比功耗呈正相关,TEG贫液进塔温度、TEG富液进塔温度与比功耗呈负相关;BOX方法的优化效果最好,在再沸器温度180℃、TEG贫液循环量1.11 m³/h、TEG富液进塔温度110℃的条件下,干气露点为-10.03℃,比功耗为2.215×10^-3kWh/kg,较原现场工艺降低了0.521×10^-3kWh/kg,降幅19.04%,节能效果明显。     

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…     

高含硫气田天然气处理工艺的研究

目前,在我国已探明的天然气气田中,含硫天然气气田约占31．7％,而高含硫的天然气净化难度大,因此天然气的净化和使用就成为一个重要的研究课题。某高含硫气田天然气处理厂使用Sulfinol—M工艺脱除原料气中的H2S和部分CO2,采用三甘醇（TEG）吸收法脱除湿净化气中的H2O,最终得到的产品气符合国家标准GB17820《天然气》Ⅱ类技术指标。工程中采用二级常规克劳斯（Claus）工艺回收脱硫单元以及尾气处理单元汽提酸气中的H2S,并且在尾气处理单元使用串级SCOT工艺来降低SO2排放量。目前该高含硫气田工程已处于施工阶段,为以后的高含硫天然气处理工艺设计提供了参考。     

中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂

<正>重庆天然气净化总厂位于重庆市长寿区桃园新村,下辖8个分厂,现有天然气净化装置12套,年处理能力100亿m~3,并担负着为土库曼斯坦、哈萨克斯坦天然气净化装置提供人才支撑和技术支撑的任务,是国内工艺先进、综合配套齐全、自动化程度高的大型天然气净化厂。总厂是我国天然气净化工业的"摇篮",于1965年建成国内第一套工业胺法脱硫装置,1980年成套引进Sulfinol脱硫、TEG脱水、Claus硫磺回收及SCOT尾气处理装置,近年先     

三甘醇脱水技术在元坝气田净化装置中的应用

针对水摩尔分数约为0.09%、体积流量为9.6×10⁴~10.6×10⁴ m³/h的湿净化气,三甘醇(TEG)循环量为2.50~2.85 t/h,外输产品气水露点在-19℃以下,满足水露点要求。当TEG重沸器蒸汽用量为529~549 kg/h时,再生后TEG质量分数从96.9%升至99.7%。为了避免TEG再生热源不稳定、贫溶剂后冷管式换热器结垢严重等工艺缺陷,对脱水工艺进行了优化:①以自产表压为3.8 MPa的中压蒸汽为热源,确保TEG再生温度稳定,并使其易于调节,拟合蒸汽用量与TEG重沸器温度关系曲线;②采用富TEG未预热直接闪蒸工艺,减少富液预热过程,去除富TEG中大部分轻烃组分,在满足脱水单元要求的同时,减小能耗和节约成本;③将TEG贫液后冷器由管壳式换热器更换为不锈钢材质的波纹板式换热器,更换后换热器长时间运行平稳,减少了换热器配件的更换频次。     

中国石油西南油气田公司 重庆天然气净化总厂

<正>重庆天然气净化总厂位于重庆市长寿区桃园新村,下辖8个分厂,现有天然气净化装置12套,年处理能力100亿m~3,并担负着为土库曼斯坦、哈萨克斯坦天然气净化装置提供人才支撑和技术支撑的任务,是国内工艺先进、综合配套齐全、自动化程度高的大型天然气净化厂。总厂是我国天然气净化工业的"摇篮",于1965年建成国内第一套工业胺法脱硫装置,1980年成套引进Sulfinol脱硫、TEG脱水、Claus硫磺回收及SCOT尾气处理装置,近年先     

天然气三甘醇脱水工艺的技术进展

对天然气开发过程重要配套工艺之一的原料气三甘醇(TEG)脱水的技术发展动向进行了讨论。目前,应用最广泛的贫TEG提浓措施为惰气气提,该措施可将贫TEG质量分数提高至99.20%~99.98%,相应的露点降范围为55~83℃。经改进的Drizo工艺可使干气中水的质量分数降至1×10~(-6)以下,脱水深度达到分子筛吸附脱水的水平。该工艺还具有减少BTEX/CO_2排放、可回收原料气所含芳烃、降低投资与成本等技术经济优势,尤其适用于FLNG工程。同时,近年来在国外建设的TEG脱水装置上,高效规整填料、电动齿轮泵、能量转换泵和全焊式板式换热器等新型设备及材料的应用日益普及。     

天然气净化工艺设计要点及优化

胺法至今仍是国内外应用最广泛的酸性天然气脱硫脱碳工艺方法,国内已有超过五十年的使用经验。脱硫脱碳装置在生产中出现不同程度的拦液现象,导致脱硫脱碳装置处理能力严重下降;天然气净化度不合格,溶液发泡引起雾沫夹带,导致大量胺溶液随气流带走,造成溶液损耗急剧增加及严重的经济损失。在总结过去几十年天然气净化工艺设计和生产操作经验的基础上,提出了天然气净化工艺设计要点,重点为脱硫脱碳装置工艺流程设计和关键设备选型;阐述了脱硫脱碳装置的原料气分离系统、胺液再生系统、胺液过滤及惰气保护、胺液和酸气冷却、贫胺液增压及循环泵等方面应重点注意的问题和工艺设计方案的优化;分析了净化工艺流程中的塔、容器、冷换设备、泵类等关键设备的设计要点。     

丁辛醇生产装置中原料丙烯的净化精制

针对丁辛醇生产装置对丙烯原料气所含杂质要求较高的特点,以干法脱硫为基础结合自行生产的多种脱硫剂、脱氧剂等设计了丙烯深度净化工艺流程,可用于丁辛醇生产装置丙烯原料超深度净化。在齐鲁一化丁辛醇生产车间气丙烯净化工段应用情况表明,设计的丙烯成套净化工艺流程完全能够满足丁辛醇装置生产对丙烯原料杂质含量的要求,整套净化工艺装置运行稳定、设计合理。     

非再生性浆液脱硫及其推广应用

浆法脱硫是以含Fe2O3的工业下脚料作为脱硫剂,把脱硫剂和水按3－4：10的比较配成浆液,运转时,天然气中的H2S和Fe2O3在塔内反应生成FeS和FeS2,从而达到脱硫的目的。在四川石油局川东开发公司和钻采所建立了两套装置,并已投入运转,川东原料气H2S含量0．8－1．5g/m^3,脱硫后,净化气H2S＜5mg/m^3,钻采所原料气H2S含量3－4g/m^3,开工初期,净化气H2S低于20mg/m^3。