文昌13-1/2油田液化石油气铜腐超标治理方法的研究及应用

文昌13-1/2油田液化石油气(LPG)回收项目是中海石油(中国)有限公司湛江分公司首个海上LPG回收项目。近年来文昌油田LPG产品时而会发生铜腐测试不合格情况,本文通过对LPG系统硫化氢检测,LPG气样总硫含量测试以及铜片腐蚀产物的能谱测试,发现文昌油田LPG气样铜腐超标和硫含量超标有关。根据海上油田生产环境特点,拟采取湿法脱硫技术,直接加注脱硫剂的方法治理铜腐不合格问题。现场试验加药点选在进口压缩机进口,这样既可以给脱硫剂与硫化氢反应提供空间和时间,又可以在LPG系统较前端将硫化氢治理到较低水平,防止了硫化氢在LPG系统中的扩散。液化气脱硫剂以加注量50mL/min,在现场实践应用的一个月的时间里,可以有效地将铜腐指标从2a降低到1a,确保LPG产品符合国标标准要求。     

文昌13-1/2油田液化石油气工艺优化与实践

文昌13-1/2油田LPG液化石油气回收系统于2006年10月投产,主要负责将主发电机和锅炉未消耗的放空燃气进行回收,并生产出合格的液化气产品。根据GB11174-2011,商品丙丁烷混合物的核心质量指标C_3+C_4体积分数≥95%,C_5体积分数≤3.0%,而油田产品LPG中C_2含量在7%左右,从而导致C_3+C_4体积分数不能达标。经过对LPG回收流程的梳理与分析,油田决定通过调整工艺参数来降低LPG产品的C_2+C_5含量,以达到国标要求。最终通过调整精馏单元脱丁烷塔塔底温度、塔顶回流量、回流冷凝器冷却水流量、吸收塔塔底温度等措施将C_2+C_5降低至5%左右,在LPG产量损失较小的前提下使产品满足新国标的质量指标要求。     

一种高效脱硫剂的应用工艺研究

采用室内模拟油田设备管道油气水三相混合集输体系的动态硫化氢脱除装置,评价了高效脱硫剂ETTS-1与醇胺溶剂(MDEA-MEA和MDEA)的应用工艺条件,分别考查了H2S初始质量浓度、脱硫温度、原油气油比值和CO2质量浓度对脱硫率的影响。结果表明,随着初始H2S质量浓度和脱硫温度升高,ETTS-1的脱硫率略有上升,醇胺溶剂的脱硫率逐渐下降。在H2S质量浓度为30 000 mg/L时,ETTS-1和醇胺溶剂脱硫率分别为97%和88%;在90℃时,ETTS-1和醇胺溶剂的脱硫率分别为97%和65%;气油比值对醇胺溶剂的影响远大于ETTS-1,气油比值15时,ETTS-1和醇胺溶剂的脱硫率分别为95%和78%;CO2体积分数对脱硫率影响大小依次为MDEA-MEA、MDEA和ETTS-1,在CO2体积分数为5%时,脱硫率依次为60%、66%和92%。     

海上油田燃料气系统与LPG回收系统燃气循环应用研究与实践

文昌13-1/2油田投产13a,原油产量逐年减少,伴生气量也下降明显。一方面油田主发电机需要稳定的伴生气源发电,另一方面伴生气也是油田液化石油气(LPG)生产的主要原料。伴生气量决定油田电力稳定和LPG产量,通过对燃料气系统和LPG回收系统工艺流程进行整体的深入的研究,建立燃气大循环概念,通过摸索实验和改造,让两个系统关联起来,使有限的伴生气在两个系统中循环。既满足三台主发电机满负荷发电所需气量,又挖掘了燃料气系统伴生液,提高了LPG的产量。最终让放空火炬最小化,达到碳排放最小化和经济利益最大化的双丰收。     

干法脱硫脱氯技术在液化气生产中的应用

分析了加氢裂化装置液化气产品的铜腐超标的原因。提出利用NC-L型双功能脱硫脱氢吸附剂提高液化气铜腐等级，并为此进行了侧线试验。通过增设液化气生产单元脱硫脱氯系统及投用吸附剂后，其铜腐等级由原2c提高到1a，经济效益和社会效益显著。     

车用液化石油气的开发生产

对加氢裂化装置副产品民用液化石油气与汽车用液化石油气的质量指标进行了对比 ,提出利用现有的闲置装置DA - 911生产汽车用液化气的方案 ;并对DA - 911塔进行模拟计算 ;阐述了生产车用液化气的可行性 ,根据试生产的结果 ,对液化石油气铜腐超标问题进行了试验 ,提出了解决的方法。     

饲料级湿法磷酸脱除硫酸根技术研究

饲料级湿法磷酸中硫酸根的含量会影响饲料级磷酸钙盐的品质及物理特性。以磷精矿为脱硫剂,研究了不同磷酸浓度下脱硫剂用量、反应温度、反应时间对磷酸脱硫效果的影响,为生产合格的饲料级磷酸提供技术参考。研究结果表明:以稀磷酸(五氧化二磷质量分数为25.13%)和浓磷酸(五氧化二磷质量分数为48.56%)为研究对象,以磷精矿粉为脱硫剂,可以有效脱出湿法磷酸中的硫酸根;控制反应时间为3 h时,对于稀磷酸和浓磷酸,当脱硫剂用量分别为磷酸的5%和8%时,脱硫反应基本完成,脱硫率可达到80%以上;当脱硫时间为3 h时,反应温度对稀磷酸的脱硫效果影响不大,但对于浓磷酸则反应温度宜控制在50℃以上。     

废FCC催化剂在LPG吸附脱硫中的资源化利用

金属污染是导致流化催化裂化（FCC）催化剂失活的重要因素,充分利用沉积的重金属是废FCC催化剂资源化的关键。本文将废FCC催化剂引入到轻质油品吸附脱硫领域,以脱除液化石油气（LPG）中的二甲基二硫醚作为考核目标,验证了废FCC催化剂作为脱硫剂的可行性。除去废FCC催化剂表面积炭后,其脱硫性能得到明显改善,在常温、质量空速为4.0h^-1的条件下,LPG中硫化物质量分数从382mg/m³脱除至40mg/m³。镧、铁、镍、钒、钙、锑6种金属在新鲜催化剂和焙烧后废催化剂上的总质量分数从10.2%升高至46.6%,6种金属按照对应含量分别固载在新鲜催化剂上,脱硫效果较未改性新鲜催化剂均有明显提升。验证实验表明,导致FCC催化剂失活的金属具有较高脱硫活性,废FCC催化剂作为轻质油品脱硫剂具备工业前景。     

湿法磷酸脱硫实验研究

用湿法磷酸生产饲料级磷酸盐时需要脱除湿法磷酸中硫酸根。分别以磷精矿粉、碳酸钙和氢氧化钙为脱硫剂,研究在中浓度湿法磷酸(w(P_2O_5)40.56%)中脱硫工艺条件及脱硫效果。结果表明,以磷精矿粉为脱硫剂时,建议反应温度60℃,脱硫剂加入质量为湿法磷酸质量的6%;以碳酸钙为脱硫剂时,建议反应温度40℃,脱硫剂加入质量为湿法磷酸质量的4%;脱硫剂为氢氧化钙时,建议反应温度60℃,脱硫剂加入质量为湿法磷酸质量的4%。在以上工艺条件下,脱硫率均可达到90%以上。     

神华煤直接液化工艺中硫元素的回收利用

神华煤直接液化原料煤中的硫元素和催化剂助剂中的硫元素在煤直接液化过程中大部分转化为H2S气体,并分散于中压气、干气、液化气和酸性水中。为满足产品质量和工艺技术指标要求,并回收循环利用硫元素,鄂尔多斯煤直接液化项目采用气体脱硫工艺回收中压气、干气、液化气中H2S气体,装置运行稳定,回收率分别为97.28%、99.92%和99.99%;采用污水汽提工艺分离收集酸性水中H2S气体,回收率达99.6%;脱硫回收和汽提收集到的含H2S酸性气混合后采用Claus硫磺回收工艺将H2S转化成硫磺,平均每年回收硫磺14 683.5 t,硫磺产品作为催化剂助剂供煤液化反应和加氢稳定反应注硫使用,从而实现硫元素循环利用,减少了环境污染。     

JX-4A脱硫剂用于解决罐区液化气腐蚀试验研究

通过实验室小试试验,优选了JX-4A脱硫剂的脱硫空速,并在茂名石化炼油厂液化气球罐区2#球罐进行了液化气精脱硫侧线试验,考察了JX-4A脱硫剂解决液化气腐蚀问题的效果。结果表明JX-4A脱硫剂能有效解决球罐区民用液化气铜片腐蚀不合格问题;常温液相操作,空速应控制在2—3h。为宜。     

解决液化气铜片腐蚀问题探讨

对加氢裂化装置解决液化气铜片腐蚀不合格问题进行了总结,加氢裂化装置通过优化脱乙烷塔操作、增加液化气精脱硫设施、更换液化气聚结器滤芯等手段,使液化气铜片腐蚀从3级降到1级。     

降低液化气脱硫系统乙醇胺跑损的研究

石油化工总厂催化装置液化气脱硫系统,2014年12月份开始,乙醇胺跑损现象越来越严重,为了减少液化气脱硫剂消耗和提高脱硫效果,综合分析了乙醇胺跑损原因,并对主要因素进行了研究,对影响较大的参数进行优化,脱硫剂与液化气温差控制在4~6℃,液化气重组分控制在1.5%以下,液化气脱硫塔压力在0.95 MPa左右,汽液比在1.0~1.2之间,使得液化气脱硫系统的乙醇胺跑损得到改善。     

液化石油气、二甲醚检测方法述评

现行有效测定液化石油气、二甲醚组分的标准方法有GB/T 10410-2008《人工煤气和液化石油气常量组分气相色谱分析方法》、SH/T 0230-1992液化石油气组成测定法（色谱法）、SH/T 1483-2004《工业异丁烯中含氧化合物的测定气相色谱法》,液化石油气、二甲醚产品标准（国家标准或企业标准）中也规定了所采用的液化石油气、二甲醚检测方法。这些检测方法都是推荐性的,均为色谱法,文献也报道了许多改进方法。根据社会经济发展需要和二甲醚产业发展情况,有必要研究出台可用于仲裁的液化石油气、二甲醚检测标准。     

TS-1型液化石油气常温精脱硫剂的性能及应用

介绍了TS-1型精脱硫剂用于液化石油气常温液相精脱硫工艺的实验室研究及工业应用情况。结果表明，TS-1型精脱硫剂能够有效地脱除液相液化石油气中的硫化物，能彻底解决液化石油气铜片腐蚀不合格问题，且脱硫工艺简单，运转费用低，可广泛用于液化石油气的常温液相精脱硫     

液化气产品存在的问题与对策

针对液化气产品铜片腐蚀不合格以及油渍试验不通过、残留物超标的现象,从腐蚀物的过程来源、种类着手,通过工艺过程分析与机理分析的方法,阐述了生产中存在的问题,指出工序中未脱净的H2S、甲硫醇转化成元素S是造成铜片腐蚀的主要原因,阐明了如何保证液化气产品合格。     

华北C4液化气芳构化的研究

以华北C₄液化气和华北C₄液化气与中国石油兰州石化公司炼油厂FCC汽油为原料，采用小型固定流化床为芳构化反应装置，考察了反应温度和空速对华北C₄液化气芳构化产物收率、转化率、马达法辛烷值、研究法辛烷值、液体产品组成的影响规律和华北C₄液化气与中国石油兰州石化公司炼油厂FCC汽油的不同进料形式对芳构化反应的影响。实验结果表明，随反应温度的升高，干气、液化气和焦炭收率呈上升趋势，而汽油和柴油收率呈下降趋势，液体产物的马达法辛烷值和研究法辛烷值随反应温度的升高先增大后减小，当温度为430 ℃时，马达法辛烷值和研究法辛烷值存在最大值；随着空速的增加，干气和液化气的收率逐渐增加，而汽油、柴油和焦炭的收率呈缓慢下降的趋势；华北C4液化气的转化率均在97%以上，且随空速的升高而逐渐增加；液体产物的马达法辛烷值和研究法辛烷值随空速的升高先增加后减少，在空速（1～9） h^－1内存在最大值。华北C₄液化气芳构化实验室内的最佳操作条件：反应温度（430～450） ℃，空速（3～5） h^－1。对于华北C₄液化气与中国石油兰州石化公司炼油厂FCC汽油混炼而言，先通入汽油后通入液化气的汽油和柴油收率和液体中的芳烃含量明显高于液化气和汽油同时进料和先通入液化气后通入汽油。     

油页岩干馏产燃料油和液化石油气的创新工艺

利用铝甄法对桦甸油页岩进行数据分析,发现油页岩干馏气中含有大量的碳3（C3）、碳4（C4）组分（液化石油气）,直接燃烧将不能合理利用能源。针对这一情况,对提取液化石油气（LPG）前后的干馏气进行了分析,分析后发现提取LPG后,干馏气燃烧热值仍能满足工艺要求,系统本身热量仍能自给自足。故在不影响瓦斯全循环油页岩分级干馏工艺的前提下,提出了瓦斯全循环油页岩分级干馏生产燃料油和液化石油气的创新工艺,可以回收利用生产液化石油气（LPG）和燃料油,从而延长了产品链,提高了经济效益。