国外三家公司的硫回收技术考察

考察了采用荷兰Ｃｏｍｐｒｉｍｏ公司、加拿大Ｄｅｌｔａ公司及美国Ｐａｒｓｏｎｓ公司硫回收及尾气处理先进技术的工业装置概况。ＫＰＥ公司鹿特丹炼油厂应用Ｃｏｍｐｒｉｍｏ公司的Ｓｕｐｅｒｃｌａｕｓ工艺,将二级常规Ｃｌａｕｓ工艺改造为三级常规Ｃｌａｕｓ和Ｓｕｐｅｒｃｌａｕｓ工艺,硫产量由原来的５０ｔ／ｄ上升到７０ｔ／ｄ,硫回收率由９４％上升到９９．２％,液硫脱气采用Ｓｈｅｌｌ公司的技术,Ｈ_２Ｓ含量脱前约３００μｇ／ｇ,脱后低于１０μｇ／ｇ,混合烟气中ＳＯ_２浓度１５００ｍｇ／ｍ~３。加拿大Ｗｅｓｔｃｏａｓｔ　Ｅｎｇｅｒ－ｇｙ公司的天然气工厂采用Ｄｅｌｔｕ公司的四级ＭＣＲＣ工艺,硫产量１０５０ｔ／ｄ,余热锅炉产生３．５ ＭＰａ蒸汽,过程气采用蒸汽加热及气－气换热,硫回收率９９．３％,液硫采用循环脱气,脱后液硫中Ｈ_２Ｓ含量为对２０～３０μｇ／ｇ。Ａｌｌｉａｎｃｅ、ＬａｋｅＣｈａｒｌｅｓ及Ｔｅｘａｃｏ三家公司的炼油厂应用Ｐａｒｓｏｎｓ公司的ＢＳＲ工艺,都用三级Ｃｌａｕｓ工艺,前两者余热锅炉产生４ ＭＰａ蒸汽,后者产生１ＭＰａ蒸汽。尾气采用还原吸收工艺,硫回收率９９．８％,排入大气的尾气Ｈ_２Ｓ浓度低于１０μＬ／Ｌ。     

我国炼油厂硫磺回收装置尾气处理技术发展概况

随着全球含硫原油和含硫天然气加工量不断增加．硫磺回收装置的套数和规模随之剧增。我国炼油厂硫磺回收装置的套数也随之快速增加,规模也在逐年加大。截止到2008年底,据不完全统计,我国石油、石化行业建成投产规模不等的硫磺回收装置有120余套．年总生产能力在350万吨以上。硫磺回收装置单套规模已经建成10万吨／年。四川天然气净化厂硫磺回收装置单套规模已经达到20万吨／年．最大生产能力可以到26万吨／年。     

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     

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     

洛凯特（LO-CAT）气体脱硫技术适用于中小型硫磺回收装置的最佳工艺路线

由美国Merichem公司开发的洛凯特（LO-CAT）气体脱硫化氢技术采用Merichem公司获得专利的、可再生的液体络合物催化剂，以水相为介质，在常温下将气体中硫化氢直接转化为元素硫。该技术到目前工业化已经30年，有近200套应用装置，最佳的适用负荷为年产7500吨以下的硫磺回收装置，广泛应用于天然气、酸性尾气、合成气、沼气等各种气体脱出硫化氢的工业过程。     

洛凯特（LO-CAT）气体脱硫技术适用于中小型硫磺回收装置的最佳工艺路线

由美国Medchem公司开发的洛凯特（LO-CAT）气体脱硫化氢技术采用Merichem公司获得专利的、可再生的液体络合物催化剂，以水相为介质，在常温下将气体中硫化氢直接转化为元素硫。该技术到目前工业化已经30年，有近200套应用装置，最佳的适用负荷为年产7500吨以下的硫磺回收装置，广泛地应用于天然气、酸性尾气、合成气、沼气等各种气体脱出硫化氢的工业过程。     

洛凯特（LO-CAT）气体脱硫技术适用于中小型硫磺回收装置的最佳工艺路线

由美国Merichem公司开发的洛凯特（LO—CAT）气体脱硫化氢技术采用Merichem公司获得专利的、可再生的液体络合物催化剂，以水相为介质，在常温下将气体中硫化氢直接转化为元素硫。该技术到目前工业化已经30年，有近200套应用装置，最佳的适用负荷为年产7500吨以下的硫磺回收装置，广泛地应用于天然气、酸性尾气、合成气、沼气等各种气体脱出硫化氢的工业过程。该技术有常规式和自循环式两种不同工艺。     

洛凯特（LO-CAT）气体脱硫技术适用于中小型硫磺回收装置的最佳工艺路线

由美国Merichem公司开发的洛凯特（LO—CAT）气体脱硫化氢技术采用Merichem公司获得专利的、可再生的液体络合物催化剂，以水相为介质，在常温下将气体中硫化氢直接转化为元素硫。该技术到目前工业化已经30年。有近200套应用装置，最佳的适用负荷为年产7500吨以下的硫磺回收装置，广泛地应用于天然气、酸性尾气、合成气、沼气等各种气体脱出硫化氢的工业过程。     

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本文开发了工艺计算所必需的数学模型,并编制了克劳斯硫磺回收工艺模拟程序。通过对四川几套装置的计算表明,本程序的计算结果与SULSIM程序吻合,接近实际操作值。可为实际生产提供预测和调整的数据。     

埋地悬空管道的应力分析及计算

埋地管道由于受到各种潜在地质灾害的威胁,可能导致管道下方土层塌陷或流失,使管道处于悬空状态,引起管道失效,给管道运行带来安全隐患,并伴随带来严重的经济损失和人员伤亡。本研究基于Winkler线性理论,建立管-土相互作用力学模型,应用ABAQUS有限元分析软件得到悬空管道上的应力分布,分析得出管道达到屈服阶段时管道的悬空长度。计算结果表明:该材质管道在悬空长度达到160 m时,接近于屈服阶段。     

中洛复线间歇输送技术研究

在充分分析间歇输送的目标函数和约束条件下,给出了中洛复线月输量 １０万ｔ的间歇输送方案,研究发现,夏季不同阶段停输再启动过程的停输温降及启输量、启动压力变化不大;秋冬季气温地温至下降趋势时,停输温降及启动压力越来越大,启输量越来越小;春季各参数的变化趋势与秋冬季相反。     

高效率硫磺回收技术的发展趋势

降低ＳＯ２排放是硫回收行业关注的课题,是各国环境立法的重要内容,目前技术水平已达到能满足对ＳＯ２排放的任何限制。Ｃｌａｕｓ法是硫回收技术的基础。提高酸气质量、配风质量、催化剂质量及优化操作、设计,是Ｃｌａｕｓ法硫回收效率最佳化的关键,是尾气处理的基础及先决条件。技术经济及环境的综合因素促进了高效率硫的回收技术的发展,即Ｃｌａｕｓ法与尾气处理技术的结合,８０年代以来开发了ＭＣＲＣ和Ｓｕｐｅｒｃｌａｕ     

稠油热力-化学法复合采油技术数值模拟研究

根据热力-化学法复合采油技术作用机理,建立了相应的数学模型,利用有限差分法对该模型进行了数值求解.该模型中包括各组分质量守巨方程、能量守恒方程.其中表面活性剂质量守恒方程考虑了对流、弥散、表面活性剂吸附损失以及化学反应损失等.讨论了表面活性剂质量分数、注入量、注入时机等参数对采油效果的影响,为该技术的方案设计提供了理论依据.     

褶皱型潜山内幕形态与勘探方向——以白音查干达-锡地区为例

基岩潜山油藏是深层油气勘探的一个重要领域。二连盆地白音查干凹陷达-锡地区发育基岩褶皱型潜山,具有形成油气藏的良好条件。达-锡潜山内幕结构与我国东部的潜山有较大差异,目前钻探资料较少,应用常规方法勘探难度较大。文中以定量造山动力学为指导,建立数学模型,通过模拟褶皱型潜山的形成及演化过程,发现褶皱型潜山内幕结构主要受挤压缩短量与地表剥蚀强度二因素控制。对于挤压与剥蚀较小的区域,基底的高部位是基岩油藏勘探的主要方向;对于挤压程度较大、剥蚀程度较重的地区,基岩隆起的腰部是基岩油藏勘探的主要方向。结合白音查干凹陷的实际勘探情况,BD11井西部白音翁特断裂带南段地区是未来白音查干凹陷基岩油藏的勘探方向。     

热油管道间歇输送优化方案研究

热油管道在输送原油过程中,由于输油量的变化,必然导致输油方式的改变。当热油管道的输量不能满足最小输量时,应采用间歇输送工艺来解决。在分析热油管道工艺输送过程中目标函数和约束条件的基础上,给出了埋地热油管道间歇输送的数学模型,并对间歇输送方案优化模型进行简化及求解。对间歇输送与常规输送方案能耗费用进行理论分析,又以铁大线为例,对这2种输送方案的能耗费用进行对比分析。结果表明,间歇输送的动力费用比常规输送的动力费用减少9.36%,间歇输送的总费用比常规输送的总费用减少4.47%。     

热水循环采油工艺的影响参数研究

为了解决稠油高黏度和结蜡问题,采用空心抽油杆热水循环采油工艺,对稠油进行加热降黏、防蜡。运用传热学与流体力学理论,构建多物理场耦合计算模型,对井筒温度场进行数值计算。研究影响循环水注入流量和注入温度与空心杆沿程温度和油管沿程温度的关系曲线。结果显示,循环水注入流量与循环水注入温度对井筒温度场的影响较大,增加循环水注入流量对井筒温度提升显著; 提高循环水注入温度,井筒沿程温度得到相同幅度提升。     

三次采油技术的发展

国内主要油田三次采油技术有很大的发展,三次采油这个系统工程在组织管理和技术攻关上具有许多成功做法。三次采油作为注水开发后期的主要接替技术已经形成共识,大庆油田已在北二区、北一中块、喇北东块等６个区块开展面积达５０ｋｍ~２的注聚采油,１９９７年三次采油年产油量已达５００×１０~４ｔ,占总采油量的８．８％;胜利油田１９９７年已投注８个化学驱试验项目,化学驱面积达３０．７ｋｍ~２,１９９７年三次采油量为１００× １０~４ｔ以上;大港油田注聚面积近１２ｋｍ~２。     

基于PSR-物元可拓模型的埋地原油管道风险分析

为了保证埋地原油管道安全运行,通过分析埋地原油管道风险源构成、作用机理和影响因素,构建了基于PSR-物元可拓模型的地下原油管道安全风险分析评价指标体系,选取河南油田分公司(鲁南段)的原油管道工程,收集风险源数据,进行"压力-状态-响应"模型分析并确定权重,采用物元可拓方法计算风险等级。利用建立的埋地原油管道安全风险分析指标体系进行了实例评估,结果表明,该原油管道工程风险等级处于Ⅱ级,评价结果与实际相符。该成果对埋地原油管道安全风险分析具有一定的参考价值和应用意义。