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%。     

硫磺回收装置烟气排放若干问题探析

提高原油中硫、氮资源回收率可以有效减少环境污染。硫磺回收装置处理酸性气中H_2S和NH_3,对环境保护起到关键作用。中国石化自主研发的LS-DeGAS Plus成套技术可以满足GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》中关于硫磺回收装置SO_2特别排放限值(100 mg/m~3)的要求。热氮吹硫工艺可实现绿色停工,将排放烟气中SO_2质量浓度降至100 mg/m~3以下。液硫脱气废气中硫化物是造成烟气排放浓度偏高的关键因素之一,将液硫脱气后的废气引入尾气焚烧炉,造成排放烟气中SO_2质量浓度增加100～200 mg/m~3。采用先进技术降低大气污染物(SO_2)排放后,建议在项目前期(可行性研究)和环境影响评价时应重视排气筒(烟囱)高度问题。     

煤气湿式氧化法脱硫化氢中试试验研究

介绍了70 dam~3/h兰炭荒煤气PDS湿式氧化法脱硫工艺流程,并进行了中试试验研究。结果表明:脱硫效率与脱硫浆液中PDS-600催化剂浓度正相关,当PDS-600催化剂的质量浓度为35 mg/L,脱硫效率稳定在96%以上;脱硫效率随液气比的升高而升高,当液气比达到40 L/m~3时,脱硫效率达到96%以上;脱硫效率受脱硫浆液pH值影响较大,最佳运行pH值范围为8.2～9.0;脱硫塔阻力随液气比的增大而增大,液气比为0～50 L/m~3时,脱硫塔阻力由1 800 Pa增加到2 420 Pa;脱硫浆液运行温度约35℃、液气比40 L/m~3,pH值8.2～8.8、对苯二酚的质量浓度为0.5 g/L,PDS-600催化剂质量浓度35 mg/L左右时,进塔兰炭荒煤气H_2S的质量浓度为4 967～4 996 mg/m~3时,出塔H_2S质量浓度可降至181～195 mg/m~3,脱硫效率达96.1%～96.4%,满足环保排放标准及设计要求。     

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。     

LQSR节能型硫磺回收尾气处理技术的工业应用

中石化洛阳工程有限公司与中国石油化工股份有限公司齐鲁分公司研究院(齐鲁分公司研究院)合作开发了LQSR(LPECQILU SULFUR RECOVERY)节能型硫磺回收尾气处理技术,在中国石油化工股份有限公司九江分公司(九江分公司)两套70 kt/a硫磺回收装置上工业应用,结果表明,装置各项参数运行正常,总硫回收率在99.95%以上,未引入煤化工酸性气时,烟气SO2排放浓度在200 mg/m~3左右;煤化工酸性气引入后,烟气SO_2排放浓度在300 mg/m~3左右,两种情况下,装置烟气SO_2排放浓度均满足小于400 mg/m~3的设计指标,同时达到GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定的一般地区烟气SO_2排放浓度小于400 mg/m~3的新标准。后期九江分公司采用齐鲁分公司研究院开发的"LS-De GAS降低硫磺装置烟气SO_2排放成套技术",装置烟气SO_2排放浓度在30~80 mg/m~3波动,远低于中石化制定的小于200 mg/m~3的指标要求。     

S Zorb烟气进硫磺回收装置处理的工业实践

S Zorb装置再生烟气温度低,组分复杂,烟气流量及组分波动大。将该装置再生烟气分别进两套硫磺回收装置反应炉及加氢反应器处理,结果表明:因2号硫磺回收装置反应炉未配套酸性气加热器,低温状态下H_2S与SO_2反应生成单质硫结晶,容易堵塞管线,外伴热无法满足介质所需温度,加之烟气进加氢反应器负荷超低,导致反应器床层温升增加30℃、烟囱SO_2排放的质量浓度升高30 mg/m~3及尾气焚烧炉喘振损坏设备等;该烟气通过在线打孔引至酸性气入炉管线进入1号酸性气燃烧炉处理,各项运行参数正常,催化剂未出现异常情况,烟囱SO_2排放的质量浓度维持在80 mg/m~3左右,满足排放标准要求。     

东海某平台可燃气体冷放空扩散安全评估研究

以东海某平台为例，采用数值模拟的方法研究不同工况条件下可燃气体冷放空的扩散规律，选用k-epsilon模型和Species Transport模型分别描述气相湍流运动和可燃气体扩散过程。结果表明：冷放空排放气体扩散受环境风向影响较小；冷放空排放气体扩散受风速条件和泄放放空速率的影响明显，随着环境风速的变大，火炬头上方形成的可燃气体团越小，可燃气体团中心距离火炬头越来越近；随着放空速率的变大，火炬头上方形成的可燃气体团越大，可燃气体团中心距离火炬头越来越远；意外熄灭工况、火灾工况和阻塞工况条件下，对应的最大扩散距离分别为15.69 m、20.62 m和28.48 m；直升机远离火炬头安全飞行的距离分别为16 m、21 m和29 m。建议平台加强可燃气体探测系统维护，确保能够及时探测到冷放空气体。     

GB 17820对硫化物气体标准物质的影响探讨

介绍了强制性标准GB 17820-2018《天然气》实施后对我国硫化物气体标准物质的需求和影响。结合天然气质量控制领域的重大变化,分析国际、国内的H_2S和SO_2气体标准物质的现状和标准物质的溯源性,提出相对应的硫化物尤其是H_2S和SO_2气体标准物质的研发和生产需求。标准中规定进入长输管道的天然气应符合一类气的质量要求,一类商品天然气中H_2S质量浓度应不超过6 mg/m~3。为了实现对一类天然气中H_2S含量的准确分析和溯源,满足管输天然气现场微量H_2S的分析,应有相应摩尔分数的H_2S气体标准物质,完善一类天然气中H_2S的分析溯源链。     

低含硫气藏储气库酸气变化规律研究

低含硫气藏改建储气库面临采出气体微含H_2S,腐蚀生产设备、增加地面投资等问题。研究低含硫气藏储气库运行过程中酸气含量变化规律,可为储气库方案编制、设备优选、工艺设计提供依据。以X储气库为例,运用数值模拟方法,对储气库运行过程中酸气平面分布、采出含量展开研究。结果表明:(1)注气阶段,酸气由井底流向地层,注气结束,采出酸气含量大幅下降;采气阶段,酸气由地层流向井底,采出气体酸气含量呈指数式升高;(2)初始浓度1 230 mg/m~3的情况下,自13个注采周期,采出气体中H_2S含量降至安全值20 mg/m~3以下;(3)库容利用率越大,产出气体中酸气含量下降速率越快。     

高含硫天然气CCJ脱硫脱碳复合溶剂的中试研究

以质量分数为45%的N-甲基二乙醇胺(MDEA)水溶液为基础组分,根据天然气中酸气组成,按一定比例加入多种活性剂、消泡剂和缓蚀剂,配制成CCJ脱硫脱碳复合溶剂。采用天然气脱硫脱碳中试装置,以净化气中H_2S、CO_2、有机硫含量为评价指标,考察了CCJ复合溶剂对高含硫天然气的净化能力及溶剂的抗发泡性能。结果表明,当吸收温度为50℃、气液比为500m~3/m~3、再生温度为108℃时,复合溶剂的净化能力最佳;在原料气中酸气组成为H_2S体积分数7.12%、CO_2体积分数4.57%、有机硫质量浓度413.77mg/m~3、吸收压力6.0 MPa的条件下,CCJ复合溶剂完全可以使净化气中H_2S质量浓度≤6mg/m~3、CO_2体积分数≤0.5%、有机硫质量浓度≤16mg/m~3,且复合溶剂具有良好的抗发泡性能。     

钛锆复合载体负载Pt—Pd催化剂的制备及加氢脱芳性能的研究

采用改进的溶胶一凝胶法制备钛锆（TiO2-ZrO2）复合氧化物载体,并用X射线衍射和N2吸附对样品进行表征。随着钛锆摩尔比的不同,复合载体具有不同的晶型结构,且实验证明对催化剂的活性有较大的影响。在小型连续固定床反应器上对TiO2-ZrO2复合载体负载Pt-Pd催化剂上进行加氢脱芳活性评价,结果表明,该催化剂性能优异,有较强的抗硫性能。     

中拐地区T2k2高分辨率层序地层研究

综合应用钻井、测井和地震资料,对准噶尔盆地中拐地区克拉玛依上亚组(T2k2)进行高分辨率层序地层学研究,根据微相相序叠加样式与界面特征,共识别出12个短期基准面旋回;在短期基准面旋回识别的基础上,共识别出3个中期基准面旋回和1个长期基准面旋回,并详细分析了各个级次的基准面旋回发育的特征.依据等时地层对比法则对研究区中期基准面旋回进行连井对比,建立等时地层对比格架,在等时地层格架下对砂体进行对比,提高了砂体对比的精度,并通过分析确定层序格架内的砂体发育特征与基准面旋回存在密切联系.     

制备碳纳米管的LaCuxNi1-xOy催化剂研究

对催化剂LaNiO3掺Cu改性,获得一系列新的催化剂LaCuxNi1-xOy（x=0,0．05,0．1,0．2,0．3,0．4,0．5,0．6,0．7,0．8,1）。以LaCuxNi1-xOy为催化剂催化分解C2H2制备碳纳米管。碳纳米管的透射电镜分析结果表明：掺Cu催化剂制备的碳纳米管比未掺Cu催化剂LaNiO3制备的碳纳米管管径更小更均匀。催化剂组成对碳纳米管的产率也有显著影响,当Cu的含量在0．05～0．2之间时。碳纳米管的产率最高,约为17g／g．cat。催化剂的最佳组成为：LaCu0.2Ni0．8Oy。     

Fenton技术降解HPAM中COD测定干扰的消除

研究了测定Fenton降解HPAM中的COD时H2O2对测定结果的影响,提出了采用预先测定水样中H2O2浓度而后加以扣除的方法消除对COD测定的干扰。     

空气钻井安全监控系统研制

气体钻井较常规钻井工艺在提高机械钻速、保护储集层、减少或避免井漏等方面具有明显优势,但也面临着井下燃爆等问题。针对目前在用的多数综合录井仪没有适用于气体钻井的软硬件系统,设计了一套空气钻井安全监控系统。现场初步试验结果表明．该系统运行平稳,气体灵敏度和精度均达到了设计要求．应用该系统在线检测钻井过程中的气体成分,结合综合录井仪输出的信息。可以及时监测井下燃爆等异常现象,为气体钻井施工提供安全保障。     

SO2-4/ZrO2-TiO2固体酸催化剂的制备条件对苯与1-十二烯烷基化反应的影响

利用沉淀-浸渍法制备了SO2-4/ZrO2-TiO2固体酸催化剂(简称SO2-4/ZrO2-TiO2催化剂),考察了SO2-4/ZrO2-TiO2催化剂的制备条件对苯与1-十二烯烷基化反应的影响,并通过红外光谱、X射线衍射及BET比表面积测定对SO2-4/ZrO2-TiO2催化剂结构进行了初步表征.实验结果表明,SO2-4/ZrO2-TiO2催化剂具有良好的催化活性;适当的TiO2含量、焙烧温度、焙烧时间和浸渍液硫酸溶液的浓度能提高SO2-4/ZrO2-TiO2催化剂的中强酸中心含量,有利于提高直链十二烷基苯(LAB)和2-十二烷基苯(2-LAB)的选择性.优化的SO2-4/ZrO2-TiO2催化剂制备条件为n(Zr)n(Ti)=1.50、焙烧温度500℃、焙烧时间3.0 h、硫酸溶液的浓度2.0 mol/L、室温陈化.在此条件下,1-十二烯的转化率达到99.5%,LAB及2-LAB选择性分别为92.2%和89.3%.     

球形高效丙烯聚合催化剂的合成及性能

通过喷雾干燥法制备了MgCl2/SiO2复合载体,并分别采用AlEt3为助催化剂、邻苯二甲酸二正丁酯（DNBP）为内给电子体,以甲基环己基二甲氧基硅烷（CHMDMS）为外给电子体制备了丙烯聚合催化剂。通过液相本体聚合的方法研究了该催化体系催化丙烯液相本体聚合的性能。结果表明该类催化剂具有活性高、立体定向性好、颗粒形态好、氢调敏感性好等优点,所得的聚丙烯产物复制了催化剂的形态,呈规则的球形。该催化剂可用于丙烯的液相本体＋气相组合工艺制备高抗冲聚丙烯,所得丙烯抗冲共聚物的低温性能得到了显著提高。     

川东北地区富含H2S天然气烃类与CO2碳同位素特征及其成因

虽然近年来对川东北地区富含H₂S天然气的地球化学特征、成因及来源开展了广泛研究并积累了丰富的地质、地球化学资料,但由于该地区特殊的地质环境和复杂的天然气形成演化条件,天然气成因与来源问题一直备受关注并存有争议。川东北地区天然气中H₂S含量与烃类组分组成、甲烷、乙烷和CO₂碳同位素组成之间的关系表明,飞仙关组—长兴组富含H₂S的天然气主要是原油在硫酸盐催化下裂解的产物,可能主要来源于下志留统烃源岩;高含H₂S天然气中富集重碳同位素CO₂的生成,与天然气中H₂S含量的降低有关,是H₂S溶蚀储层碳酸盐岩的结果。     

浅析H2S和CO2对特高含硫天然气水化物形成温度的影响

经过计算分析比较，特高含硫天然气水化物形成温度比不含硫天然气水化物形成温度高。对特高含硫天然气而言，硫化氢含量越高，对水化物形成温度影响越大，且随压力的降低，硫化氢含量越高对水化物形成温度影响得越大。其中二氧化碳含量的高低，对水化物形成温度影响不大。     

我国天然气集气工艺技术的新发展

总结了我国天然气集气工艺近年来取得的新进展,主要包括气田超高压集气技术、气液混输技术、高含硫气田集输技术、特种材质选择技术、低温分离技术等,介绍了近年来天然气集气工程勘察设计的新手段,对天然气集气系统风险评估技术进行了重点论述。提出了我国集气工艺及其重点技术发展方向。