解决液化石油气铜片腐蚀不合格的有效途径

液化石油气中的硫含量和铜片腐蚀是两个互相关连的关键性质量指标。格尔木炼油厂将湿式脱硫技术与干式脱硫技术相结合 ,开发并应用了一种新型的液化石油气精制工艺 ,解决了铜片腐蚀不合格的难题。1　液化石油气铜片腐蚀不合格的原因分析液化石油气中含有元素硫Ｓ、硫化氢Ｈ2 Ｓ、甲硫醇ＣＨ3ＳＨ、氨气ＮＨ3和氧气Ｏ2 等杂质。这些杂质在不同的情况下对液化石油气的铜片腐蚀都有不同程度的影响。(1 )在常温常压下 ,元素硫能直接与铜片发生反应 ,生成黑色的硫化亚铜沉淀Ｃｕ2 Ｓ。液化石油气中元素硫的浓度在 0 .5～ 1 μｇ/ｇ时 ,铜片腐蚀就…     

液化石油气质量不合格原因分析及对策

为了解决中国石油化工股份有限公司广州分公司加氢裂化装置液化石油气铜片腐蚀不合格的问题,分析加氢裂化装置基础设计的物料平衡数据,评估各塔脱硫效果,发现脱乙烷塔失灵是液化石油气质量不合格的主要原因。因为脱乙烷塔的问题短时间内无法解决,为了解决铜片腐蚀问题,制订精脱硫方案,即在液化石油气出装置线上增加一个脱硫罐,在罐内填充精脱硫剂脱除硫化氢。精脱硫方案实施后达到了预期的效果,最终解决了液化石油气铜片腐蚀不合格的问题。     

国内简讯

金陵石油化工公司纤维膜接触器投入工业应用　　金陵石油化工公司炼油厂气分Ⅱ套脱硫装置是延迟焦化装置液化石油气和干气脱硫的精制装置。原设计参数为焦化液化石油气处理量 4～ 6ｍ3 /ｈ ,焦化液化石油气先经过二异丙醇胺脱硫化氢和部分有机硫后 ,硫化氢含量小于 2 0 μｇ/ｇ     

原油蒸馏装置轻烃回收系统的运行及改进

为了充分利用资源，大连西太平洋石油化工有限公司常压蒸馏装置新增一套轻烃回收设施，但开工后液化石油气的H2S含量和铜片腐蚀达不到民用液化石油气质量标准，同时脱丁烷塔操作波动，为此采取了液化石油气碱洗水洗脱硫和改变脱丁烷塔进料位置等改进措施，使液化石油气的H2S质量分数由20μg／g降到0．75μg／g，铜片腐蚀由2级降为1级，脱丁烷塔操作稳定，液化石油气达到了民用质量标准。     

南山天然气处理终端液化石油气铜片腐蚀分析

根据常用的脱硫工艺,结合南山天然气处理终端液化石油气的实际生产情况,分析了南山天然气处理终端液化石油气产品铜片腐蚀存在的问题.在实验的基础上,探讨了解决液化石油气铜片腐蚀不合格的方案,并设计了相应的工艺改造流程图.     

美国满足低硫含量规范的催化裂化加工方案分析

为满足新世纪汽油超低硫含量规范的要求 ,美国Ｈｏｖ ｅｒｌｙ系统公司应用ＧＲＴＭＰＳⅡ线性规划平台对美国炼油厂催化裂化 (ＦＣＣ)加工的原料建立了优化的基础模型。原油来源为加拿大、墨西哥、委内瑞拉或中东 ,对加氢脱硫率 90 % (ＨＤＳ)时ＦＣＣ汽油硫含量的分析表明 ,ＦＣＣ进料加氢处理的进料硫含量为 2 .0 3 4 %～ 2 .654% ,ＦＣＣ进料硫含量为 0 .2 0 3 4 %～ 0 .2 654% ,此工况下 ,ＦＣＣ汽油硫含量为 1 80～ 2 50 μｇ/ｇ。若需汽油总组成硫含量小于 3 0 μｇ/ｇ,则需加氢脱硫率97%。ＦＣＣ进料加氢处理的脱硫率为 96.2 %～ 97…     

LPG铜片腐蚀原因分析及解决方案研究

实验对温米采油厂提供的液化石油气（LPG）样品进行定性、定量检测,确定引起LPG铜片腐蚀不合格的原因是H。S含量超标,样品LPG的硫含量为2．55μg／g。采用干法加速评价法来脱除LPG中的H2S。从常用的脱硫剂中评选出CNDS-1为最优脱硫剂,其最佳脱硫操作条件为吸附温度20℃～40℃,空速0．8h－1～1．5h－1。在最佳条件下,可将LPG中的H2S含量从302．40μg／g降到0．30μg／g以下,LPG铜片腐蚀实验合格,CNDS--1对H2S的吸附硫容量为8．20％（w）。根据对CNDS-1脱硫效果的实验研究,提出了固定床干法脱硫的原则工艺流程。该脱硫工艺流程简单,投资和操作费用低,无新增能耗,可以满足LPG产品铜片腐蚀合格的要求。     

纤维膜脱硫组合技术在液化石油气脱硫脱硫醇中的应用

介绍了纤维膜脱硫组合技术在某石化公司液化石油气脱硫脱硫醇装置上的工业应用情况。结果表明,纤维膜脱硫组合技术具有适用性强、开工过程简单等优点。脱硫脱硫醇后催化裂化装置液化石油气中总硫质量浓度降至16.3~16.8mg/m3,铜片腐蚀等级为1a,延迟焦化装置液化石油气中总硫质量浓度降至50.8~77.8mg/m3,铜片腐蚀等级为1a,均满足产品质量要求。经过水洗后,两装置循环碱性洗水中硫化物质量浓度分别为17.91mg/L和73.83mg/L,回收大量副产物二硫化物;废碱液经过碱液再生后,碱液质量分数均大于15%,满足纤维膜脱硫醇的需要。碱渣经过湿法氧化处理后,满足排放标准。     

连续重整液化石油气铜片腐蚀不合格原因分析及对策

分析了造成重整液化石油气铜片腐蚀不合格的原因。发现利用干式精制工艺生产的重整液化石油气,由于操作压力和温度的变化,会引起部分液化石油气汽化,体积空速急剧上升,接触时间缩短,造成液化石油气铜片腐蚀不合格。结合装置操作实践,提出了改进当前液化石油气精制工艺和优化操作方法的措施:液化石油气经过精脱硫剂罐时应处于液态;平稳控制精脱硫剂罐操作压力;连续重整液化石油气精制体积空速不大于2 h~(-1);接触时间应大于30 min;在单罐不能满足空速要求的情况下,可双罐串联运行,以降低液化石油气精制体积空速。采用上述措施后成功解决了重整液化石油气铜片腐蚀不合格的问题。     

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气井腐蚀因素分析　　 1 气井腐蚀因素调查截至 2 0 0 0年 4月 ,长庆气井已投气井 10 4口 ,其中 82口下古生界开采井中Ｈ2 Ｓ最高含量为 2 80 0 0ｍｇ/ｍ3 ,平均15 95 81ｍｇ/ｍ3 ;绝大部分气井Ｈ2 Ｓ分压大于 3 5× 10 -4ＭＰａ ,存在Ｈ2 Ｓ应力腐蚀的可能性 ,且随着气田的开发 ,Ｈ2 Ｓ含量还有增加的趋势。图 1为部分投产井投产前后Ｈ2 Ｓ含量的数据对照图。上古生界Ｈ2 Ｓ含量虽较低 ,平均含量为4 5 49ｍｇ/ｍ3 ,但其腐蚀性也应引起重视。由此可见 ,Ｈ2 Ｓ是引起长庆气田气井腐蚀的主要因素之一。图 1　部分投产井投产前后Ｈ2 Ｓ含量的…