延长气田抗CO2/H2S复配缓蚀剂的研究及应用

为了解决延长含硫气田管材严重腐蚀问题，通过对试片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量的检测来确定含硫气田管材的腐蚀成因，以3种现场抗腐蚀缓释效果较好、主要成分为咪唑啉的KS系列抗CO₂/H₂S腐蚀缓蚀剂为助剂，以抗CO₂腐蚀性能较好的E-04缓蚀剂为主剂进行复配，通过失重法、图像采集等手段对3种复配缓蚀剂进行缓蚀性能效果评价，并探究不同H₂S分压下3种复配缓蚀剂的缓蚀效果，筛选出缓蚀效果较好的复配缓蚀剂，并将其在现场应用。结果表明：溶解氧、侵蚀性CO₂、CI^-引起的吸氧腐蚀、CO₂腐蚀和点蚀是导致管材腐蚀的主要原因，细菌造成的结垢腐蚀对其也有一定影响；在CO₂/H₂S腐蚀联合控制条件下，抗CO₂/H₂S复配缓蚀剂KS-02缓蚀效果最优，缓蚀效率可达80%以上。现场含硫气井监测显示抗CO₂/H₂S复配缓蚀KS-0...     

高酸性气井钻井过程中的井控机理

川东北高含硫气田的CO₂、H₂S含量较高，部分气井中的CO₂、H₂S已处于超临界状态。CO₂、H₂S在环空流动过程中离井口很近的距离才发生体积突变，极易诱发井喷。为此，从分析超临界状态CO₂、H₂S的特殊相态特征入手，建立了相应的数学模型，编写了计算机程序，模拟了高酸性高压气井环空温度场、压力场、压缩因子和体积膨胀情况。从模拟计算结果可以看出，在深井中，常规天然气的溢流通常有足够的预警时间，而高酸性气体则在井筒的上部位置发生突然膨胀，引起的天然气溢流几乎没有预警时间。在高酸性气井钻井过程中，需要加强对环空钻井液瞬时流量的监测，尽早发现溢流，确保安全钻井。     

ZnO/MCM-41煤气脱硫剂脱硫过程COS生成行为及Co助剂的影响

在金属氧化物脱硫过程中,普遍存在部分硫化氢(H₂S)转化为羰基硫(COS)的现象,而COS具有与H₂S相似的危害性,且脱除难度更大。采用溶胶凝胶法制备了具有良好脱硫性能的ZnO/MCM-41煤气脱硫剂(以下简称“脱硫剂”),在固定床装置上探究了COS在煤气脱硫过程中的生成行为,并提出采用Co助剂对脱硫剂进行改性的方法来抑制COS的形成,然后结合XRD和XPS等表征手段对脱硫剂的物相组成和结构进行分析。通过研究不同脱硫气氛中COS的生成行为,发现COS主要来源于CO/CO₂与H₂S之间的反应,且ZnS对CO₂与H₂S之间的反应起催化作用;CO-H₂S反应与CO₂-H₂S反应之间不存在协同作用;H₂对COS的形成有抑制作用。向脱硫剂中添加Co质量分数为1%、3%和5%的Co助剂时,分别使脱硫过程中的COS产生量降低了69.0%、94.9%和98.4%,这主要与Co助剂对CO...     

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。     

高含硫天然气净化技术现状及研究方向

高含H₂S和CO₂的“双高”天然气净化技术面临天然气气质和尾气排放标准的双重挑战,脱除有机硫,减缓溶剂变质。进一步提高硫磺回收装置总硫回收率是“双高”天然气净化技术面临的主要问题。在回顾国内外高含硫天然气脱硫脱碳和硫磺回收技术现状的基础上,分析了现有高含硫天然气净化技术存在的问题,即硫、碳含量“双高”天然气净化脱硫溶剂循环量大、装置能耗高、脱硫溶液易变质、新标准下硫磺回收尾气排放难以达标和硫磺回收装置效率难以提升等,进而提出了物理溶剂脱硫脱碳技术、天然气脱硫脱碳溶剂变质与复活技术、高效H₂S直接氧化工艺技术和天然气中COS水解技术等新的研发方向,以期形成适用于“双高”天然气净化的系列配套技术,助推我国高含硫天然气的高效开发。     

含硫气井络合铁单井脱硫工艺优化

YS1井原料气中H_2S摩尔分数为5.23%,为高含硫气井,采用络合铁单井脱硫工艺进行开采。络合铁脱硫工艺具有硫容高、投资成本低、节约占地等优势,为含硫油气田的单井试采提供了一种新的经济、高效的脱硫处理技术,社会经济效益显著。但络合铁脱硫工艺普遍存在硫磺堵塞、尾气异味、硫膏收集困难等问题。通过总结YS1井的生产经验,提出了硫沉积监测及控制技术、有机硫除臭系统、硫膏收集系统及热能利用技术的优化,提高了装置连续运行的稳定性及经济性,对络合铁单井脱硫工艺的推广具有指导意义。     

酸性气井关井后重组分沉降对井筒组分变化的影响

目前经典的井筒稳态多相流流动模型没有考虑关井后重组分沉降作用,可能导致井筒压力-温度预测不准。针对酸性气井井筒复杂流动特征,基于热动力学平衡原理和热扩散理论,考虑酸性气井关井后H₂S及CO₂重组分在重力、化学势变化以及热扩散作用下向下沉降,建立了重组分沉降过程中组分梯度方程和扩散模型,模拟计算了井筒压力分布和组分变化。研究表明：关井后井筒中H₂S和CO₂重组分沉降导致流体密度、H₂S、CO₂摩尔浓度从井口到井底逐渐增大,而C₁、C₂组分含量逐渐减少。实例井5 000 m井深井口样和井底样H₂S含量差别近10%,建议酸性气井流样分析宜采用井底样。这也解释了为什么酸性气井井底一般腐蚀更为严重。     

基于改进络合铁法的含硫化氢尾气处理工艺模拟与优化

目的 有效处理含硫尾气,确保装置“安、稳、长、满、优”运行。方法 采用Aspen Plus V11软件基于Peng-Robinson热力学模型对改进络合铁装置的H₂S处理过程进行了全流程模拟,并根据Box-Behnken Design对其进行了响应面设计,得到了最佳H₂S脱除率及其对应的优化操作参数。结果 此模拟流程能够较好地反映改进络合铁装置的实际运行情况,可以作为后续优化研究的基础模型。当循环溶液温度为47.2℃、循环溶液中Fe³⁺质量分数为8.410 0%、循环溶液体积流量为3.12 m³/h、电解槽电压为0.64 V时,改进络合铁装置的H₂S脱除率高达99.999 988%。此时,外排气中H₂S质量浓度为9.5 mg/m³,完全可以满足外排气中H₂S质量浓度不大于10 mg/m³的约束条件;t检验结果表明,采用响应面法优化得到的预测值和验证值之间不存在显著差异,其准确度一致。结论 该...     

硫酸铜浸渍球形活性炭的制备及脱硫性能

将沥青基球形活性炭浸渍在一定浓度的CuSO₄溶液中,制备了一种高性能球形活性炭脱硫剂,研究了浸渍活性炭的脱硫性能及浸渍的最佳条件;利用SEM、N₂吸附-脱附、XPS、TG、XRD等分析方法对脱硫前后的活性炭进行了表征。实验结果表明,在CuSO₄含量为20%(w)、浸渍时间为48 h的条件下制备的浸渍活性炭脱硫性能最佳,穿透时间达212 min,穿透硫容达97.5 mg/mL,是初始活性炭的70倍;CuSO₄可以浸入活性炭的微孔和中大孔,但中大孔内的CuSO₄在脱硫过程中没有任何作用;浸渍活性炭的脱硫产物主要是单质硫、硫酸和亚硫酸,脱硫产物堵塞孔口或沉积在孔隙内会阻碍H₂S进入孔隙与活性位结合,使反应停止。浸渍剂不同活性炭的脱硫性能有较大差异,表明不同浸渍剂脱除H₂S的机理和转化H₂S的途径可能不同。     

国外高含硫气藏开发经验与启示

比较常规气藏而言，高含硫气藏的开发存在很大难度和挑战性。目前国内尚无一套指导高含硫气藏合理开采的开发标准，也没有形成系统开发高含硫气藏实践经验，为此分析了国外典型高含硫气藏开发成功经验，指出了国内高含硫气藏开发的技术关键和面临的技术难点，总结出了目前完成国家自然科学基金研究的进展，并提出目前急需开展的研究工作。即：①高含硫气藏多尺度储层评价研究；②H₂S及天然气混合物赋存状态及成因研究；③H₂S、CO₂、H₂O、天然气共存系统流体相态理论及实验研究；④高含硫碳酸盐岩气藏非线性渗流理论及应用基础研究；⑤储层综合伤害数学模型（应力敏感、硫沉积、水合物）及防治应用基础研究；⑥H₂S、CO₂腐蚀机理及防腐技术研究；⑦储层增产改造机理和改造技术研究；⑧井漏机理及堵漏应用基础研究工艺。     

塔河油田高含硫混烃分馏脱硫工艺探讨

塔河油田为高含硫油田,生产过程中产生的混烃中H_2S质量分数为0.68%,有机硫质量分数为0.22%,目前采用碱洗工艺,存在处理成本高、废碱液处理困难的问题。通过对现场生产流程、混烃中的硫形态及物理性质进行分析,提出了混烃分馏处理新思路。经分馏处理,混烃中的H_2S与部分硫醇随塔顶气进入天然气处理系统,依托天然气脱硫系统进行处理;塔底轻烃总硫质量分数由0.90%降至0.15%,进一步进行碱洗处理后,轻烃中总硫质量分数满足GB 9053-2013《稳定轻烃》的要求。此工艺碱耗量可由目前的2t/d降至0.22t/d,碱(NaOH)用量仅为目前的约1/10,可降低处理费用190.1万元/年。     

高硫容干法脱硫技术在塔六凝析气田的应用

为保障塔六凝析气田正常生产和装置的安全运行,需对气田的酸性天然气进行处理。综合考虑塔六凝析气田的地质条件、运行成本、工艺流程等因素,选择高硫容干法脱硫技术对含硫天然气进行处理。概述干法脱硫的技术特点、反应原理及该脱硫装置的主要生产工艺、配套工艺,表述该装置设计运行要求,介绍判断脱硫效果及选择更换脱硫剂时机的方法,对脱硫后的H2S浓度进行统计分析。验证了该脱硫方法的有效性,提出了在生产过程中存在的问题,总结了干法脱硫技术的运行经验。     

炼厂酸性气脱硫工艺

中国石油兰州石化分公司采用C laus工艺对生产的干气、液态烃中的硫化氢进行回收,以减少对环境的污染。脱除此硫化物的方法有3种:C laus工艺,催化氧化湿式脱硫法,纤维膜接触器技术。比较可知,催化氧化湿式脱硫法可以处理高浓度硫化氢气体,并可代替C laus工艺,尾气排放可达到环保要求;二者硫化氢脱除率分别为97.5%,96.0%;前者比后者具有投资少,工艺流程简单,无污染物排放等优点,且在脱除硫化氢的同时可回收单质硫;纤维膜接触器技术投资居中。     

垦西油田含硫异味气体处理剂研制及现场试验

垦西油田部分高含硫稠油热采井场周围存在难闻的恶臭气味,严重影响环境安全,影响油井正常生产和后续产能建设。通过对垦西含硫异味气体产生及转化机理分析,明确了含硫稠油热采井井场异味是由水热裂解反应生成的硫化氢、硫醇硫醚等各类硫化物导致的。硫醇硫醚的臭味阈值较低,在较低浓度下即有较大异味。针对硫化氢、硫醇硫醚等恶臭气体,研制井筒异味气体处理剂并配套相应的加药处理工艺,在满足现场条件下,实现快速高效除臭,解决影响油井生产的环境问题,现场应用取得明显效果。     

国产MCS络合铁脱硫工艺在川西海相含硫气田的应用研究

川西海相气藏目前处于勘探开发评价阶段,所开采的天然气中H2S摩尔分数为0.7%~5%,需进行单井脱硫试采并开展气藏评价。针对该气藏第一口试采井CK1井MCS国产络合铁脱硫工艺进行了跟踪分析,对现场的环保及硫堵问题进行了脱硫工艺的调整和优化,提出工艺推广建议,计算了装置的运行能耗及运行成本。目前,该井MCS络合铁脱硫装置年操作时间超过8 000h,日生产硫膏4t,累计生产天然气8 500×104 m3,与工艺优化前相比,天然气年产量提高约625×104 m3,保证了该井的顺利试采和川西海相气藏的有效评价,可为同类含硫气井试采提供参考。     

超重力反应器低分气脱硫处理研究

针对盘锦北方沥青股份有限公司200 kt/a环烷基馏分油加氢装置存在低分气中硫化氢脱除效果波动较大及工艺炉的空气预热器腐蚀严重等问题,结合超重力反应器可强化传质并高效的特点,中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院开发了超重力反应器-钠法低分气脱硫技术,并进行了工业试验研究。结果表明:(1)旋转床脱硫技术脱硫效率受液气比影响,当液气比大于0.5 L/m~3时,即可保证硫化氢脱除率大于99.5%;(2)旋转床脱硫技术脱硫效率受碱耗影响,当钠硫比大于1.0时,即可保证硫化氢脱除率大于99.5%;(3)钠硫比对生成吸收液的pH值影响较大,碱耗一定的情况下,液气比对生成吸收液的pH值没有影响。旋转床脱硫技术长周期连续运转期间,装置运行平稳,脱硫化氢效果稳定,出口硫化氢质量分数始终低于400μg/g,脱除率大于99.0%。     

加氢裂化轻石脑油博士试验问题及解决方案

中国石油独山子石化公司加氢裂化装置所生产的轻石脑油被作为车用汽油调合组分使用。装置开工初期,轻石脑油硫质量分数不大于3.5 μg/g,硫醇硫质量分数不大于3 μg/g,而博士试验不通过情况时有发生,针对这个问题对轻石脑油中不同活性硫化物进行定性与定量分析。结果表明：轻石脑油博士试验不通过的主因在于轻石脑油携带了痕量的硫化氢（质量分数不大于0.5 μg/g）协同硫醇所引起,只要脱除了硫化氢,博士试验就可以通过。基于此,提出了优化轻石脑油分馏系统的操作、轻石脑油分馏系统的蒸汽汽提改为重沸器汽提、对轻石脑油进行脱硫脱臭处理等工业上可行的解决方案。     

塔中油田汽提法原油脱硫化氢工艺技术

为了减少塔中联合站处理装置中大量高含H2S原油对非抗硫工艺管线和设备造成的严重腐蚀,消除外输原油和天然气H2S浓度严重超标带来的安全隐患,中国石油塔里木油田公司借鉴国内首套重质原油干法汽提脱硫装置在塔河油田三号联合站试验成功并且安全平稳运行的经验,在塔中作业区水平一转油站建成了日处理能力1 000 t的汽提法原油脱硫装置,对塔中一号气田试采单井原油进行脱硫处理,通过对温度、进液量及汽提比等参数进行不断优化将装置调整到最佳运行状态,采用3018固体脱硫剂对汽提脱硫装置中产生的高含H2S尾气进行全部回收,有效地防止了大气污染。     

气田水中硫化物控制指标及处理措施

含硫气田采出的气田水均不同程度的含有硫化物,不仅会腐蚀输送管道、气田水处理设备和回注井筒等,而且当气田水温度、压力或pH值发生变化时,其中的硫化物还有可能以H_2S的形态逸出,从而带来安全风险。为了控制气田水中硫化物的含量,满足气田开发安全、清洁的生产需求,在调查川渝地区相关含硫气田采出气田水中硫化物的含量及处理现状的基础上,模拟计算了典型浓度含硫气田水中H_2S的逸散规律并进行了实验验证,最后提出了气田水中硫化物的控制指标及处理措施建议。研究结果表明:①硫化物含量大于200 mg/L的气田水应进行完全密闭贮存、输送和处理,以满足作业场所安全、职业健康和环境要求;②回注气田水中硫化物含量应控制在20 mg/L以下,这样不仅能确保地面设备设施、输送管道及回注井筒硫化物腐蚀程度的最小化,而且也可以保证非密闭条件下逸散的H_2S含量远远低于国家标准规定的职业健康接触限值及环境排放限值;③高含硫气田水脱硫工艺应充分考虑气田水的含硫特点及处理目标,结合运行经济性及可靠性,选择一级或多级脱硫处理工艺,以实现硫化物的高效、经济去除。