原油稳定及脱硫工艺应用实践与设计探讨

结合已有的原油负压稳定和气提脱硫工艺,通过工艺评价分析,创新设计负压稳定气提脱硫一体化处理工艺,在同一套装置中实现原油稳定和脱硫"一塔双效"。工业应用实践表明,原油稳定深度较单纯的负压稳定工艺提高10%以上;原油中H2S一次性脱出率90%以上,较气提脱硫工艺提升30%以上。该设计工艺达到了降低油气损耗、减少脱硫剂加注成本、保护环境和降低生产安全风险的目的。     

第九届石油石化装备展在北京举行

国内首套重油干法气提脱硫装置投运 国内首套重质原油干法气提脱硫装置在西北油田分公司塔河油田三号联合站投产使用。由于塔河油田10、12区块原油硫化氢含量高,给油气集输工作带来较多困难。该装置投用后,可大幅降低硫化氢含量,因高含硫化氢导致的原油集输问题可得到有效控制。该装置建设成本约为500万元,使用该原理的原油脱硫系统在国内尚属首次实际应用。     

原油正负压气提脱硫工艺在联合站应用对比分析

原油气提脱硫工艺有正压气提脱硫工艺和负压气提脱硫工艺,通过对塔二联正压气提脱硫工艺流程和塔四联负压气提脱硫工艺流程对比,利用PROII软件对负压气提脱硫工艺与正压气提脱硫工艺进行模拟分析,根据脱硫后原油H2S含量、气提气用量、循环处理气量等的对比,得出负压气提脱硫工艺较正压气提降低了气提气量,提高了轻烃收率,降低了原油损耗。     

首套重质原油干法气提脱硫装置问世

2009年1月4日,塔河油田三号联合站,国内首套重质原油干法气提脱硫装置投产使用.这是塔河油田油气集输史上具有标志性意义的时刻.该原理的原油脱硫系统在国内尚属首次实际应用.低成本的投入,高收益的回报,体现了该装置在原油生产企业中的巨大推广价值.     

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。     

炼油厂脱硫脱氨净化水的综合利用

将炼油二次加工过程中产生的含硫含氨污水经汽提脱硫脱氨后得到的净化水,代替原来使用的除盐水用于原油电脱盐装置和催化装置富气注水。经济效益显著,达到了节约用水和减少排污的目的。     

探讨气分MTBE车间脱硫技措的实施与应用

玉门炼油化工总厂(以下简称玉炼)处理原油酸值、硫含量不断上升,原油重质化进一步加剧,玉炼气分MTBE车间(以下简称车间)脱硫装置处理液态烃、瓦斯气硫化物含量居高不下,造成脱硫负荷已超过设计值,直接影响了脱硫后液态烃、瓦斯气的产品质量,增加了后续气分装置、MTBE装置生产产品的质量压力,如何提高液态烃、瓦斯气的脱硫效果,是车间急需解决的问题。     

塔河油田重质原油脱硫工艺浅析

塔河油田12区重质原油是酸性原油,具有很高的腐蚀性,在外运前必须将其中的H2S脱除。在分析原油H2S溶解度特性的基础上,提出采用天然气气提的脱硫工艺,并论述了选择脱硫塔的负压、常压和正压3种工艺的条件,以及工艺参数与脱水温度的关系,对比分析了它们的优缺点。结合12区重质原油的脱水温度高的特点,建议塔河油田12区原油脱硫采用常压或正压气提脱硫工艺。     

原油脱硫及稳定工艺模拟分析及优选

顺北1井区原油为轻质原油,因硫化氢(H_2S)含量高给原油处理和输送带来一定的安全隐患。为了明确最适用的脱硫稳定处理工艺,采用数值模拟的方法进行工艺研究,确定脱硫过程中H_2S等的变化规律,探索各种脱硫工艺的工艺参数。通过综合考虑高含硫原油物性、脱硫效果和原油的稳定要求,对顺北1井区高含硫原油进行闪蒸、气提、分馏等工艺模拟分析,明确不同脱硫稳定工艺的影响因素,优化并优选脱硫及稳定工艺,最终确定适用于顺北1井区原油脱硫稳定工艺。     

浅析硫磺回收装置中的自动控制设计

大规模高含硫原油的炼制工艺必须配套设置脱硫和硫磺回收装置。笔者针对硫磺回收装置的特点,为确保装置的安全平稳运行,提出了该装置自动控制设计中需要严格监控的工艺参数及重点部位,叙述了仪表选型原则和精确测量与控制的原理和方法。     

原油稳定装置提产措施效果分析

本文针对某轻烃厂原油稳定装置原油C₃₊拔出率较低原因进行分析,通过分析,制定了提高原油稳定温度、增加气提流程等工艺措施,提升原油稳定装置效果,并对措施实施前后原油稳定装置参数、产生的原油稳定气量、稳定气有效组分、轻烃产量、原油饱和蒸气压等数据进行了对比分析。     

含硫混烃气提脱硫净化工艺参数优化研究

原油负压气提脱硫(稳定)工艺将产生大量含硫化氢的混烃,采用碱洗法除去混烃中的硫化氢将产生大量的碱渣,而碱渣处理成本较高,因此提出混烃气提脱硫稳定工艺,并采用Aspen HYSYS流程模拟软件对混烃气提脱硫稳定工艺参数进行模拟优化。分别考察了塔板数、回流比、塔操作压力、塔底温度及气提气量等对轻烃回收量、轻烃饱和蒸气压及硫化氢含量的影响,并优化出最佳的工艺参数:塔操作压力400 k Pa,塔底温度120℃,回流比2,塔板数10,气提气量500 m~3/d。在最佳工艺参数条件下,混烃气提脱硫后硫化氢质量分数由0.36%降低至几乎为0。该工艺具有更好的脱硫效果,并且无副产物,展现出良好的经济价值和可操作性,具有较好的推广性。     

优化脱硫醇操作 降低MTBE硫含量

在MTBE装置无脱硫单元时,为应对质量升级,通过对脱硫醇装置进行优化操作,采取调整烃碱比、气提风量、原料组成、催化剂加入方式等多种手段,将MTBE硫含量降至"苏Ⅴ"标准。     

塔河油田重质稠油脱硫工艺综述

塔河油田属于奥陶系油气藏,所产原油物性主要表现为粘度高、密度大、富含硫化氢,通过采取气提脱硫工艺和加注脱硫剂的方法,有效地降低了塔河重质稠油中的硫化氢含量,通过对脱硫化氢前后原油中硫化氢含量的对比分析,塔库首站出站原油硫化氢含量均在安全阈限值范围内,通过加装静态混合器,使脱硫剂配比度进一步得到优化,节约了成本费用,经济效益显著,同时塔河油田重质稠油脱硫处理工艺的成功应用,为其他油田处理高含硫化氢原油提供了解决思路,具有一定的借鉴意见和参考价值。     

国内规模最大的加氢精制装置投产

镇海炼化股份公司1．2Mt/a加氢精制装置于1997年2月投产，精制柴油达到优质柴油指标。该装置由洛阳石化工程公司设计．总投资为RMB￥2．2562×108，是国内最大的加氢精制装置，加工原料为阿拉伯轻质原油的直馏柴油、催化裂化柴油，伊朗轻质原油的直超柴油及焦化汽油，装置新氢为变压吸附氢气。为降低装置能耗及充分回收氢气，反应部分采用热高分工艺技术。热低分气体与冷高分液体一并进入冷低分中，闪蒸出气体经装置内设置的低分气脱硫塔脱硫后，一部分作为装置部分新氢，另一部分进变压吸附装置。分馏部分采用双塔汽提流程，即脱硫化氢塔…     

国外某大型硫回收装置设计特点剖析

对国外一个大型加工含硫原油的石油化工厂的硫回收装置进行了剖析,该装置有如下设计特点:①工厂总流程和总平面布置合理,将各装置气体脱硫的溶剂集中再生,各装置的酸性水集中汽提,并将溶剂集中再生和酸性水集中汽提装置布置在硫回收装置附近;②利用尾气热焚烧炉同时处理其他装置非正常操作时排出的酸性气,工厂无酸性气火炬;③装置规模大,操作灵活,设两套克劳斯硫回收,一套斯科特尾气处理,一套尾气热焚烧和一套尾气催化焚烧装置.     

油田采出水处理系统脱硫塔结垢分析与探讨

针对含硫污水气提脱硫装置出现的结垢问题,分析其结垢原因以及现场操作对气提脱硫塔结垢的影响。含硫污水气提系统结垢主要是由于污水中含有碳酸钙、碳酸镁,在气提过程中加入酸能达到除垢的效果,但在反应过程中会增加对设备管线的腐蚀;而在气提过程中加入阻垢剂,易于操作且对设备管线腐蚀较小,阻垢效果也好。故推荐在气提过程中加入阻垢剂,这为今后处理高含硫污水提供了可行的参考方案。     

螺杆压缩机在常减压蒸馏装置的应用

一联合车间8．0Mt／a常减压蒸馏装置主要以加工高含硫原油为主．其“三顶”气H2S对加热炉炉管的腐蚀以及烟气对环境的污染相当严重，为了解决烟气燃烧对炉管的腐蚀和环境的污染．采用初馏塔提压操作回收液态烃，同时不凝气直接压至系统脱硫；浅减顶、深减顶不凝气用螺杆压缩机增压后去系统脱硫．确保了装置“安、稳、长、满、优”运行。     

天然气净化厂胺液发泡原因分析及解决措施研究

长庆气田第三天然气净化厂主要负责向西安供气,主体装置采用UCARSOL HS-101专利配方溶液脱除原料气中的硫化氢和二氧化碳,装置自2003年建成投产后脱硫塔拦液情况频繁发生,导致脱硫装置处理能力严重下降,严重影响了装置的安全、平稳运行.通过现场分析和室内试验表明,脱硫溶液过高的酸气负荷是造成脱硫液发泡严重的主要因素.结合现场实际情况,提出了通过加入MDEA溶液和降低进塔层数来降低脱硫装置酸气负荷处理措施,有效的缓解了装置的拦液问题.     

单井脱硫装置落户四川宜宾

西南油气田天然气中硫化氢含量高，为保证安全生产，中国石油西南油气田分公司天然气研究院研制的单井脱硫装置日前落户蜀南气矿宜宾采气作业区宜2井站。这套设计为日处理5万立方米液相氧化还原脱硫装置，采用的络合铁脱硫工艺。这套单井脱硫装置对宜11井进行试采成功，将为日后开采类似气井提供可靠依据。