天然气中有机硫固定床转化催化剂的研究

针对川东北高含硫气田开发中的高浓度有机硫问题,利用多元金属络合固定床转化催化剂制备技术,研究开发了天然气中气相固定床羰基硫（COS）水解催化剂,实验考察了催化剂在不同温度、空速、气体组成下的水解转化率影响,根据研究结果推荐了天然气中COS水解催化剂的使用条件。以川东北高含硫气田胺液吸收塔出口湿净化气为基础,当COS质量浓度为200～300mg/m~3时,考察了催化剂连续运行200h的COS水解性能稳定性。结果表明,COS水解率大于97%,反应器出口COS质量浓度小于10mg/m~3。天然气中气相固定床催化水解技术和配套水解催化剂可用于解决川东北高含硫气田以COS为主的有机硫脱除处理,使商品天然气达到GB 17820-2018《天然气》中总硫质量浓度小于20mg/m~3的要求。     

低硫汽油中含硫化合物的形态分析

建立了低硫汽油中含硫化合物类型分布的气相色谱-硫化学发光检测器(GC-SCD)的分析方法。优化了色谱条件,提高了方法对硫化物的分析灵敏度,对汽油中硫的检出限达到0.05 mg/L。考察了重复性,对于硫含量分别为1,5,10 mg/L的汽油样品重复测定5次,重现性良好,相对标准偏差小于1%。在此基础上,分析了选择性加氢脱硫(RSDS)工艺和吸附脱硫(S Zorb)工艺产品汽油中含硫化合物的类型分布,并探讨了不同硫含量中汽油硫类型的分布规律。该方法可应用于不同来源的低硫汽油中各种硫化物类型分布的研究。     

离子色谱法测定天然气中H2S含量

建立了一种用离子色谱测定天然气中H_2S含量的新方法。该方法将天然气中H_2S通过碱液吸收,过氧化氢氧化为硫酸根离子,用离子色谱仪对溶液中的硫酸根离子浓度进行测定,进而计算出天然气中H_2S含量。在H_2S质量浓度为0.60~30mg/m~3之间的峰面积与质量浓度呈线性关系,相关系数为0.999 8。方法检出限为0.11mg/m~3。对H_2S质量浓度为1.52mg/m~3的天然气标准气体进行10次测定,相对标准偏差为3.14%。对3个H_2S质量浓度分别为1.52mg/m~3、3.04mg/m~3和9.13mg/m~3的天然气标准气体进行测定,相对误差均小于5%。     

气相色谱-脉冲火焰光度法分析天然气中的硫化合物

采用气相色谱-脉冲火焰光度(GC-PFPD)技术,建立了含硫天然气中硫化合物形态分布的分析方法.考察了色谱分离条件对天然气中各种硫化合物分离的影响.采用硅烷化的惰性进样系统进样,根据标准物质保留时间的定性方法和外标定量方法对天然气中的硫化合物进行了定性和定量研究.结果表明:采用气相色谱-脉冲火焰光度(GC-PFPD) 法分析天然气中的硫化合物,操作简单,分析时间短,重现性好,对同一样品重复测定5次,相对标准偏差(RSD)在5%以内,方法的加标回收率在97.9%～101.3%之间,准确度满足分析要求.     

利用气相色谱仪和硫化学发光检测器测定焦炉气制LNG工艺气中痕量硫化物

焦炉气制取LNG生产过程中需严格控制合成气中的硫含量,以期增加合成催化剂的使用寿命。采用气相色谱仪-硫化学发光检测器（GC-SCD）方法,测定了焦炉气制LNG过程中痕量形态硫化物及总硫含量,并结合实际,讨论了分析过程中需注意的问题。标准气校准,计算各种组分的检出限均低于10.00×10^-9（体积分数）,总硫含量33.00×10-9。6种含硫组分的标准曲线相关性均优于0.996。相对标准偏差（RSD,N=7）均小于7%。合成气样品测定过程中,在接近检出限的情况下,相对标准偏差小于12%。本方法可很好地满足工厂生产控制的需要。     

天然气中有机硫化合物组成分析

叙述了用带有火焰光度检测器的气相色谱测定天然气中有机硫化合物组成的方法.本法可定量测定天然气中可能存在的11种含量在0.2毫克S/标米~3以上的C_1-C_4有机硫化合物.含有大量硫化氢的天然气需脱除硫化氢后进行测定.气样中硫化合物含量在2毫克S/标米~3以上时,相对误差为±10%;2毫克S/标米~3以下时,相对误差不大于±20%.精密度良好.适于原料天然气和净化天然气中有机硫化合物组成分析.     

气相色谱法测定轻质石油产品中的痕量总硫

建立气相色谱结合硫化学发光检测器(GC-SCD)测定油品中的痕量总硫的方法,以气相色谱仪作为试样的进入设备,色谱柱分别与进样器及FID检测器相连,采用空的毛细管色谱柱是因为只测定试样中的总硫,不需要考虑含硫化合物的类型,用SCD对试样中的含硫化合物进行定量,采用进样量2μL,柱箱温度180℃,分流比2∶1,柱流速1.5mL/min的分析条件,用此方法可测定石油化工生产过程中含量低至0.2μg/g的产品和原料的总硫,与紫外荧光法及库仑法测定油品总硫的数据对比,结果表明3种检测的定量结果具有较好的相关性。     

气相色谱-离子迁移谱法检测天然气中形态硫的方法探讨

目的 基于气相色谱-离子迁移谱技术建立了测定天然气中形态硫的方法。方法 简要论述了方法的基本原理和特色技术,在优化的试验条件下,评价了方法的可靠性,探讨了方法的有效性、选择性、重复性和准确性等性能指标。结果 确定在0～30 mg/m³(单个硫化合物)范围内：方法的重复性≤3%,检出限为0.01～0.12 mg/m³(单个硫化合物);方法的准确性为标准物质比对分析的相对分析偏差≤8%,不同检测方法比对分析的相对分析偏差≤16%。结论 气相色谱-离子迁移谱技术首次对天然气中12种形态硫进行分析,开辟了总硫含量检测新途径,通过现场适应性验证研究,方法准确度高,具有现场便携检测能力。     

采用GC-FPD法在线检测天然气中总硫含量的方法探讨

目的 通过试验研究,形成采用气相色谱-火焰光度法(GC-FPD法)在线检测总硫含量的技术。方法 比选仪器分析流程和优化分析参数,配置在线取样的降压装置和防爆外壳,并应用脱除颗粒物和液烃的集成化样品预处理技术,建立了GC-FPD法在线检测天然气中总硫含量的方法。探讨了方法的有效性、检出限、重复性和准确性等技术指标。结果 采用测定各种硫化合物含量的加和法,得到总硫含量,其中,单一硫化合物检出限为0.10 mg/m³,测量总硫含量相对标准偏差≤3%,与分析气体标准物质的比对偏差≤7%,不同方法的比对偏差≤13%。结论 采用GC-FPD技术,首次实现了天然气中13种硫化合物的在线检测,能同时检测出单一硫化合物含量和总硫含量,该方法具有较高的精密度和准确度,为在线监测天然气中总硫含量提供了可靠的技术手段。     

石油加工物料中硫化物的形态分析

用气相色谱-原子发射光谱联用技术对多套石油加工装置的98个进出口的物料中硫化物的形态分布进行了研究。分别建立了汽油类、柴油类、水样和气体试样的色谱分离条件,以多种方法对物料中的硫化物进行定性;分别以噻吩和H2S为标准试样,用外标法进行了定量。实验结果表明,当硫的质量浓度小于120mg/L时,硫的质量浓度与峰面积呈良好的线性关系,相关系数达0.998,汽油试样中5个主要硫化物测定的相对标准偏差均小于4%,噻吩标准试样的测定回收率为96.2%～101.6%,检出限为0.1mg/L。基本掌握了有关进出口物料中硫化物的形态和含量。该方法可用于分析石油加工过程中的各物料中硫的形态和含量。     

天然气净化装置影响有机硫脱除的因素研究

GB 17820-2018《天然气》规定,进入长输管网的天然气气质需满足H2 S质量浓度≤6 mg/m3、CO2摩尔分数≤3％、总硫质量浓度≤20 mg/m3的要求.为达到GB 17820-2018的要求,中国石油西南油气田公司已有3个净化厂将原MDEA脱硫溶液升级为有机硫脱除溶剂CT8-24.与常规MDEA化学溶剂不...     

CPS+SCOT组合工艺停产尾气SO2减排措施探讨

中石油遂宁天然气净化有限公司拥有国内大型天然气净化厂,硫磺回收和尾气处理采用CPS+SCOT组合工艺,硫回收率达99.8%,日常生产排放尾气中SO₂质量浓度低于300 mg/m³,远低于GB 16297-1996《大气污染物排放标准》中规定的960 mg/m³。为进一步减少检修停产过程中的SO₂排放量,对尾气管线进行优化改造。同时,在4列相同装置分列停产实例中,探索酸气除硫和燃料气除硫的最优方式,并对停产除硫过程中的问题进行总结探讨。结果表明:在酸气除硫阶段,最好选择除一级甩开一级的方式,既不影响后续尾气处理装置正常运行,又保证了每一级反应器中硫磺去除更彻底;在燃料气除硫阶段,为确保SO₂排放达标,在时间允许的情况下,最好选择逐级甩开的方式。      

改良天然气吹硫工艺在硫磺回收装置的应用

介绍了改良天然气吹硫工艺原理及其在硫磺回收装置上的应用情况。该工艺从以下两个方面进行改良:①使用天然气和氮气的混合气体进行停工,通过制硫炉掺入氮气增加停工期间载硫、载热气量,缩短停工时间;②通过计算确定停工过程配风量,避免设备、催化剂局部超温,应用改良天然气吹硫停工工艺,中国石化北京燕山分公司60 kt/a硫磺回收装置在未设置烟气后碱洗塔的情况下,成功地将停工吹硫、钝化期间尾气焚烧炉排放的烟气中SO 2质量浓度控制在100 mg/m^3以内,实现了达标排放。该改良工艺具有显著的社会效益,可以进一步推广应用。     

塔河油田伴生气分离产品甲硫醇分布模拟及工艺优化

目的 为了解决塔河油田高含有机硫油田伴生气中有机硫脱除的难题,进行油田伴生气加工过程中甲硫醇分布模拟及工艺优化研究。方法 采用Aspen Plus和HYSYS软件模拟计算了MDEA溶剂胺洗脱硫后油田伴生气进一步分离得到干气、液化气和轻烃产品中甲硫醇的分布。针对液化气中总硫含量超标的问题,提出工艺优化方案并在工业装置上实施,考查优化效果。结果 甲硫醇的富集是造成液化气产品中总硫含量超标的主要因素。模拟计算结果表明,通过方案二与方案三的组合,可将液化气中甲硫醇质量浓度由470.44 mg/m³降至240.14 mg/m³,总硫质量浓度(以硫计)为272.94 mg/m³。结论 工业装置实施改造后,液化气产品中总硫质量浓度可控制在330 mg/m³以下,达到GB 11174-2011《液化石油气》规定的液化气产品中总硫含量控制指标。     

碱液脱硫在天然气净化厂的应用北大核心CSCD

目的针对天然气净化厂硫磺回收尾气处理装置的运行特点及现有工艺的优缺点,提出一种能够适应中小规模、工况变化大的尾气处理工艺。方法采用碱液脱硫工艺应用于天然气净化厂硫磺回收尾气处理,采取了尾气NaOH碱洗“洗涤塔+脱硫塔”双塔组合脱硫、优化焚烧炉结构、提升硫酸钠产品指标等措施。结果碱液脱硫后,排放尾气中SO_(2)质量浓度为10~268 mg/m^(3),满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求,且副产物硫酸钠满足合格品要求直接外销。结论碱洗脱硫可满足天然气净化厂尾气处理装置技术、经济性的要求,同时取得了巨大的环保效益,可为同类装置提供技术参考。     

高含硫天然气净化装置高效运行关键技术研究及应用北大核心CSCD

目的①提高胺液选择性吸收效果,降低装置能耗;②提升液硫产品品质,降低排放烟气中SO_(2)质量浓度;③实现催化剂的国产化应用。方法以数据模拟为指导,结合现场试验,优化装置运行参数,拆除2层吸收塔塔盘。结果产品气收率提升1.3个百分点以上,胺液循环泵电机电耗降低12.46%,胺液再生蒸汽降低11%。通过实施液硫鼓泡脱气、液硫池废气入克劳斯炉及热氮吹硫技术改造,液硫产品品质稳定达标,排放烟气中SO_(2)质量浓度<200 mg/m^(3)。通过开发应用国产水解、制硫、加氢催化剂,均取得了良好的应用效果,具备推广应用价值。结论通过系列生产优化、技术改造、催化剂国产化应用,推动了高含硫气田的进一步发展。     

基于GB 39728-2020的中小规模天然气净化厂达标排放工艺技术经济对比

随着国家对环境质量要求的日益严格,GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》由国家生态环境部正式发布,明确了中小规模(硫磺产量<200 t/d)天然气净化厂排放尾气中SO2质量浓度的控制指标为800 mg/m3.若要满足该标准,需进行尾气处理工艺改造.对适用于中小规模天然气净化厂的达标排放尾...