离子液体[Bmim]FeCl_4氧化吸收高浓度H_2S研究

在常温、常压下,通过实验考查了[Bmim]FeCl_4离子液体对不同含硫天然气的氧化吸收效果,结果表明天然气中H_2S体积分数低于5.8%时离子液体脱硫基本以化学吸收为主;随着天然气中H_2S含量升高,物理吸收脱硫趋势逐渐明显,化学吸收脱除的H_2S比例逐渐下降。当脱除体积分数为99.9%的H_2S气体时,脱除的H_2S总量中,物理吸收部分占比高达78.7%,脱硫剂的硫容可达3.0g/L。由此,要提高[Bmim]FeCl_4离子液体脱硫效率的关键是加强传质效率,提升离子液体氧化反应速率。     

用含氧化铁废尘浆液脱硫

本文报道了浆液脱硫方法的研究成果。阐述了浆液脱硫原理,介绍了工业试验装置的设备和流程,着重分析了硫容和脱硫效率,并论证了该法的经济性。试验结果表明,净化天然气H_2S含量在20mg/m~3以下,干基硫容高于30％,为小气量低含硫的天然气脱硫提供了一个简易的工艺方法。     

溶解度参数在天然气脱硫脱碳物理溶剂选择中的指导作用

物理溶剂吸收法是利用天然气中H_2S和CO_2等酸性组分与CH_4等烃类在溶剂中的溶解度显著差异来实现脱硫脱碳。通过HYSYS模拟,对比了几种常用物理溶剂的吸收效果,从溶解度参数的角度分析了溶剂溶解性能的差异。分析结果表明:依据溶解度参数可以确定物理溶剂脱酸及选择性脱硫的能力;吸收效果好的溶剂溶解度参数应与溶质(H_2S、CO_2、有机硫等)溶解度参数接近;选择性脱硫效果好的溶剂溶解度参数及其分布尽可能接近H_2S且与CO_2有一定偏差。溶解度参数对天然气脱硫脱碳物理溶剂吸收法的选择具有重要指导意义。     

铁法氧化还原溶液在处理低含硫天然气中的应用

针对部分低潜硫天然气气井分散、单井产量低、含硫量变化幅度大等特点,为弥补传统天然气胺法脱硫净化工艺处理低潜硫天然气时流程复杂、能耗高的不足,在室内采用络合铁吸收溶剂配方溶液进行H2S吸收实验。通过实验,考察H2S浓度、初始[Fe3+]及pH值、液气比和温度对吸收效率的影响,确立了最佳的脱硫反应工艺条件。同时还进行了最佳工艺条件下吸收效果测试及不同配方吸收效率的对比实验,表明在最佳工艺条件下,采用最佳配方吸收效率有较大提高,均能达到95%以上,尾气中H2S浓度也达到了国家标准。最佳脱硫配方溶液的硫容量可达到0.455g/L。     

高硫容铁基催化剂天然气脱硫实验研究

针对传统湿式氧化还原工艺硫容低、吸收效率低的问题,基于开发的高硫容铁基天然气脱硫药剂和高效吸收反应器,开展了现场实验研究,实验结果表明:脱硫剂有效工作硫容达到1.5g/L以上,较传统脱硫剂(0.3～0.4g/L)提高3倍以上;新型高效吸收反应器吸收效率达到99.9%,塔高低于10m;在硫磺表活剂的作用下硫磺粒径大于50μm;熔硫后硫磺等级可达到合格品指标;测试了贫液、富液腐蚀规律,并对影响因素进行了测试分析。通过以上实验研究,为高硫容脱硫药剂在工程中推广应用提供了参考依据。     

改良ADA法脱除天然气中H2S提高硫容量的试验报告

一概述为适应四川含硫量低(1克/标米~3左右),碳硫比高[CO_2/H_2S(V)=10以上]的天然气脱硫,采用氧化还原法有许多有利条件。在国内外使用的氧化还原法中,改良 ADA法较为优越。它具有净化度高,反应速度快,副产硫磺质量好,脱硫溶液较稳定,溶液无毒,操作平稳可靠等优点。所用的ADA、NaVO_3、NaKC_4H_4O_6等主要原     

液化石油气精脱硫过程中产生腐蚀的原因

以加入硫醇和H_2S的石油醚为液化石油气(LPG)的模拟原料,在固定床反应器中采用催化氧化的方法考察了LPG精脱硫过程中产生腐蚀的原因、影响精脱硫产物腐蚀性的因素以及硫化物的氧化反应机理。实验结果表明,影响精脱硫产物腐蚀性的主要因素为H_2S含量和反应温度,其次是液态空速,氧含量(实际供氧量与硫醇氧化理论需氧量的比值)对精脱硫产物腐蚀性的影响相对较小;反应温度越高,精脱硫产物腐蚀性越小;精脱硫产物腐蚀性随H_2S含量的增加而增大。较佳反应条件为:反应温度50℃、液态空速2 h~(-1)、氧含量1.1。在较佳反应条件下,当精脱硫产物铜片腐蚀级别合格时,原料中H_2S上限含量约为17μg/g。H_2S含量高于17μg/g时,硫化物的氧化反应产物含有较多的多硫化物、胶状单质硫和少量的硫代硫酸盐;H_2S含量低于17μg/g时,硫化物的氧化反应产物为短链多硫化物和硫代硫酸盐。     

湿法脱硫技术在天然气净化中的应用

脱除天然气中的H_2S是天然气净化的主要目的之一。当前工业上H_2S的脱除方法以Claus法系列脱硫工艺为主,但是该工艺存在高能耗、转化率限制、工艺复杂等问题。湿法脱除H_2S具有低能耗、工艺简单、处理量大等优点,该技术在国内外天然气净化领域被广泛应用。综述了湿法脱除H_2S技术的研究进展,总结了醇胺脱硫技术特点,介绍了新型离子液体、低共熔溶剂和Fenton试剂在脱除H_2S领域的最新应用,并对脱硫新技术进行了展望。     

国外动态

Catasulf法脱硫美国专利No.4507274处理含H_2S 5—15V％的酸性气体的脱硫法,应用于渣油部分氧化、煤气化或天然气脱硫,硫回收率为94—99·99％;产品硫特别纯净;还可副产4.OMPa的水蒸气。含H_2S气体与化学计量的空气或氧气一起经水蒸气加热后,进入等温管式反应器(内装高活性、高选择性的新鲜催化剂),在反应器内,总硫化物中的94％转化成元素硫。反应热用来生产中压蒸汽(作本装置的加热介质)。反应产物经冷凝冷却回收     

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Bio-SR法使用细菌再生天然气处理液效率高、成本低、无废物并易于操作。用来处理酸性采矿废物的细菌是在1947年发现的。目前石化工厂和炼油中用Bio-SR法处理酸性气体。第一座商业Bio-SR法装置建于1984年,在处理炼油厂胺原料气和克劳斯原料气方面获得成功,其基本流程见图1。吸收器(1)中的硫酸铁与酸气接触,溶液吸收了硫化氢并氧化成元素硫,同时硫酸铁被还原成硫酸亚铁,其反应如下: H_2S+Fe_2(SO_4)_3→S↓+2FeSO_4+H_2SO_4 元素硫在分离器(2)中从吸收液中分离,脱硫后的吸收液被送入生物反应器(3),细菌在有空气接触     

液体硫化氢处理剂室内评价技术研究

为解决H_2S处理剂在适用性评价过程中检测标准及技术指标不规范、产品名称混乱、检测方法及装置不统一、与实际生产需要有差距等问题,采用自主设计的硫化氢处理装置和吸收器,对新疆油田现用8种H_2S处理剂的脱硫效果和硫容进行室内评价,并通过检测管法及碘量法检测H_2S含量进行对比实验。实验结果表明:采用检测管法,其可溶性硫化物去除率≥95.1%、残余硫化氢质量浓度≤5.7 mg/m~3、硫容≥37.3 mg/L;采用碘量法,其可溶性硫化物去除率≥95.5%、残余硫化氢质量浓度≤5.1 mg/m~3、硫容≥37.5 mg/L;新疆油田现用H_2S处理剂基本上可以满足油田生产需要,其可溶性硫化物去除率均大于90%,有两种H2S处理剂经评价残余硫化氢质量浓度不满足≤5 mg/m~3的要求,不同处理剂硫容差别较大。     

用含H2S很低的气体生产硫酸

丹麦托普索公司湿气硫酸法(简称WSA法)可以成功处理含有较高的CO_2、COS和有机硫的废气,不适于一般脱硫装置加工的总硫浓度太低的气体,此法也可以处理。硫的回收率为97.5～99％,产品为工业用的浓硫酸,同时可生产高压蒸汽。 WSA法适用于:①用煤或重油生产氨、甲醇或代用天然气的工厂;②含有H_2S.COS、含硫烃类,氰化物和NH_3的焦炉气;③尾气中CO_2/H_2S比率较高的天然气净化厂。 WSA法由三步组成(图1)。①原料气同过量空气混合后进入催化灼烧装置,在催化剂上于200℃下使H_2S、COS、有机硫和烃类等氧化为SO_2和SO_3。催化剂的烧区     

中毒克劳斯氧化铝催化剂的再生

绪言在净化酸性天然气时,通过在乙醇胺或其它专利的溶剂中选择性吸收来分离 H_2S、付产的 H_2S 转化为硫磺在经济上和保护环境上是有利的。这是采用改良克劳斯法实现的,它主要包括 H_2S氧化为 H_2O 和元素硫。     

普光气田MDEA法脱硫脱碳工艺技术

甲基二乙醇胺(MEDA)溶液用于含有H_2S和CO_2气体的选择性脱硫,具有吸收选择性高,再生能耗低,处理能力大等特点。选用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CO_2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H_2S含量在6 mg/m~3以下,CO_2含量低于3%(φ),总硫含量低于200 mg/m~3。     

埃尔夫.阿奎坦公司:法国西南部的含硫化学与精制化学品

1951年法国国营公司(称S.N.P.A)在拉克发现含H_2S15.38%(V)的天然气芷.为使用这样的粗天然气,天要地是时行硫和使H_2S转化为而硫。 1957年以来工业脱硫装置使用GIRBoToL法.硫生产装置使用CLAUS法。其后这些方法已被改进,是从的.     

LHS-1新型气体脱硫剂研制成功

<正> 由中国石化洛阳石化工程公司炼制研究所研制出的LHS-1型高效脱硫剂,适用于油田气、天然气、炼厂干气、液化气等气体脱硫(包括H_2S和COS)。实验表明,该产品与常用的单乙醇胺、二乙醇胺相比有以下优点:①反应热低;②在CO_2、H_2S同时存在时,对H_2S具有足够的选择性;     

栲胶-硫酸锰体系的脱硫研究

以氧化栲胶(Teos)-MnSO4为脱硫剂,采用氧化-还原电位方法进行脱除硫化氢的研究,考察了该体系用于脱硫的热力学可行性、MnSO4对氧化再生性能、脱硫液电位和脱硫过程的影响。结果表明:Teos-MnSO4碱性溶液脱硫在热力学上是可行的;影响脱硫液贫液电位的主要因素是Teos,随Teos浓度1 g/L～3 g/L增加而降低;MnSO4 0.025g/L无需另加入络合剂能稳定存在,模拟氧化再生过程实验表明锰盐能改善栲胶脱硫液的氧化再生性能,络合剂柠檬酸0.25 g/L的加入对此影响不明显;模拟脱硫过程实验表明脱硫液电位与所含H2S浓度的对数成线性关系,而脱硫液硫容较低,欲提高其硫容须添加其它变价金属组份。     

天然气生物脱硫工艺评述

以S-P法为代表的生物脱硫工艺本质上属于氧化还原法脱硫类型。与工业上常用的Stretford法和Lo-Cat法工艺相比,生物脱硫装置基本上不存在溶液发泡及设备堵塞问题。由于受到再生速率的限制,S-P法生物脱硫工业装置的设计硫容一般均低于0.2 kg/m3。但即使在较低的硫容下运行,再生时副产硫酸盐的质量浓度仍可能高达5。因此,生物脱硫工艺较适合应用于对H2S和CO2净化度要求不很高的常压生物能源气体,这是当前气体净化工艺的一个重要发展动向。     

适于低含硫油田气的脱硫方法选择研究

众多的脱硫方法中哪一种适于低含硫油田气的脱硫呢?为此,对几种天然气脱硫工艺(包括吸收法脱硫制硫工艺、直接氧化工艺、干法脱硫工艺)和常用的几种脱硫方法(包括氧化铁法、)NCA固体吸收法、氧化锌法、活性炭法)进行了评价,认为干法脱硫工艺比较合适用于低含硫油田气脱硫.     

MDEA为主体的复配胺液选择性脱硫性能实验研究

在总浓度为2 mol/L的条件下,运用小型反应釜,采用恒压吸收法和恒容吸收法,对以MDEA为主体、DGA与AMP为添加剂的复配胺液进行不同物质的量比下选择性吸收H_2S性能的实验研究。通过分析气相浓度、吸收速率、酸气脱除率及选择性因子,优选出不同复配胺液在此浓度下选择性脱硫的最优配比。实验结果表明:2mol/L MDEA+DGA复配胺液在物质的量比为10∶3时,对原料气中H_2S的吸收速率、脱除率均较高,对CO_2的吸收速率、脱除率均较低,选择性因子最大,为该复配胺液的最优配比;2mol/L MDEA+AMP复配胺液在物质的量比为10∶3时,对原料气中H_2S的吸收速率、脱除率均较高,对CO_2的吸收速率、脱除率均较低,选择性因子最大,为该复配胺液的最优配比。