降低天然气处理厂稳定凝析油中H2S含量的工艺参数研究

利用HYSYS软件对中亚某天然气处理厂凝析油稳定工艺流程进行了建模,分别计算了塔底温度、气提气量、稳定塔压力和塔顶进液比对稳定凝析油中H_2S摩尔分数、凝析油收率等工艺指标的影响情况,并通过现场试验验证了计算结果的正确性。根据模拟计算及现场试验结果,确定了稳定塔操作参数建议值。     

某油气田轻烃站脱硫系统胺液特性分析

以某油气田MDEA胺液脱硫系统运行10个月后各典型流程节点中胺液取样为例,进行胺液外观观察、黏度测定、pH值测定、电导率测定以及离子色谱分析.结果表明:脱硫节点胺液中有7种热稳定盐生成,热稳定盐总量按照节点排序为:闪蒸罐>吸收塔>换热器>再生塔>重沸器,且每个脱硫节点的热稳定盐总量都达到4％ ～9％,与国际推荐控制值相比,均处于超标状态,尤其是甲酸根、乙酸根、硫酸根三者浓度超标严重.MDEA脱硫胺液的基本理化指标与脱硫节点特征对应关系紧密,且受热稳定盐含量和酸气的吸附状态影响较大,总体来说,节点中热稳定盐含量越高,则胺液黏度、电导率越大而pH值则越低.     

加氢裂化液化气脱硫塔操作参数分析及调优

液化气脱硫塔是加氢裂化装置中的关键操作单元,脱硫后液化气中H_2S含量超标是加氢裂化装置的常见问题。针对某炼化企业加氢裂化装置所产脱硫后液化气中H_2S含量严重超标的问题,利用Aspen Plus软件对液化气脱硫塔进行模拟分析。结果表明,进料量、温度、压力等因素均不是该装置脱硫后液化气中H_2S含量超标的主要原因,其主要原因是液化气在塔内分布不均。通过更换液化气进料分配器和填料,使脱硫后液化气中H_2S质量浓度降至7～30 mg/m~3。     

基于Aspen HYSYS软件的天然气脱酸流程模拟与优化

基于Aspen HYSYS软件,针对天然气中的烃类和胺类组分分别选用Peng-Robinson状态方程和Acid Gas-Chemical Solvents状态方程,对处理量为100×104 m3/d的天然气脱酸装置进行模拟,分别考察胺液中哌嗪质量分数、胺液循环量、吸收塔和再生塔理论板数、贫胺液进吸收塔温度等操作参数对...     

塔二联轻烃回收装置循环冷却水系统腐蚀结垢分析及对策

塔河油田二号联合站轻烃回收装置采用敞口式循环冷却水流程,用于高温原料气、轻烃、液化气降温,运行中管线内壁产生大量水垢,换热器、表面蒸发器等腐蚀穿孔频繁,换热效率降低,严重影响装置运行,造成经济损失。通过对水质饱和指数和稳定指数指数的计算、沉积物的组分分析,确定循环水不是易结垢水质,造成上述腐蚀问题的主要原因为敞口流程导致的泥沙沉积及曝氧导致的电化学腐蚀加剧。经对比最终采用增加容积式膨胀罐的方法控制腐蚀及结垢,将容积罐并联在原敞口水池上,合理计算容积式膨胀罐的安装高度,防止离心水泵发生汽蚀,停用敞口水池后形成循环水系统密闭流程,仅用较少投资,大大降低了管线腐蚀及结垢程度,增加了经济效益,为其他联合站轻烃回收装置循环冷却水系统安全运行提供了防腐借鉴。     

柴油加氢精制装置胺液脱硫系统问题分析及对策

某石化公司260×10⁴t/a柴油加氢精制装置胺液脱硫系统包括循环氢脱硫和干气脱硫2部分,脱硫工艺使用N-甲基二乙醇胺(MDEA)作为脱硫剂,循环氢和干气分别在浮阀塔和填料塔中与脱硫剂逆流接触,发生化学反应以脱除H2S。但是,由于胺液发泡导致循环氢脱硫塔冲塔,循环氢带液使循环机跳停,造成装置非计划停工,严重影响装置安全生产和长周期稳定运行。针对胺液发泡问题,研究发现贫胺液夹带机械杂质多,循环氢/干气带液和脱硫塔T103/T104运行负荷过大是该装置胺液发泡的主要原因,并提出了原料气及胺液净化处理、优化工艺操作参数、加注合适的消泡剂和使用性能更优的塔盘的措施,以供同类装置借鉴。     

天然气湿法脱硫技术研究进展

为满足天然气管输和环保规范要求,原料天然气必须经过净化处理。天然气中的酸性气体主要是HgS和CO2,有时还含有少量的硫醇和硫醚等。H2S会腐蚀管道及设备,污染环境,而过量CO2会影响天然气热值,降低经济效益,因此,天然气脱硫脱碳技术备受关注。总结了目前占据主导地位的湿法脱硫技术,论述了物理吸收法、化学吸收法、联合吸收法和氧化吸收法中各主要工艺的原理、流程、优缺点及应用情况,同时介绍了几种具有良好发展前景的新型工艺,比如杂多酸法等。可以看到,醇胺法工艺成熟,脱硫效果显著,尤其是MDEA及其配方工艺,得到了广泛的应用;同时,各种新型技术也日臻完善,天然气脱硫技术正向着多元化的方向发展。     

天然气中酸性组分含量升高的脱硫系统优化研究

针对近年来天然气中酸性组分含量升高导致的产品气气质下降、设备故障频繁等问题,利用Aspen HYSYS软件对MDEA溶液循环量提高后的脱硫系统进行了流程模拟。结果表明,当原料气中酸性组分CO2和H2S的体积分数分别由5.280%和0.028%增至6.280%和0.052%时,为了保证产品气符合国家标准,需将系统中的MDEA溶液循环量由63.25m3/h逐渐提高至102.85m3/h。使用Tray Rating、HTRI Xchanger Suite软件对不同MDEA溶液循环量下的塔器和换热器等重要设备进行了一系列优化。经计算,胺液吸收塔和再生塔的流体力学性能均符合要求;胺液贫富液换热器在MDEA溶液循环量提高时可串联1台同型号换热器,同时更换换热管规格,以满足系统需要并缓解堵塞;优化后的二级闪蒸装置能够较大程度地缓解装置频繁波动的情况,而在其入口处加装高效波纹板除沫器则可有效避免系统发泡。     

LNG液化厂脱乙烷塔系统的动态模拟

基于某天然气液化装置的脱乙烷塔系统,应用HYSYS Dynamic流程模拟软件,建立脱乙烷塔系统动态模型,研究脱乙烷塔系统在回流量扰动、再沸器热负荷增加等因素扰动变化时,整个系统的温度、压力、产品组成等工艺参数随之变化的动态响应过程,并针对具体工况提出应对措施。分析表明,动态模拟能够清晰地反映脱乙烷塔系统工艺参数随扰动变化的动态响应特性,可离线预测应对扰动的措施,指导设计工作中设备设计裕量的选取,验证所选取控制系统的稳定性。     

MDEA脱硫溶液腐蚀性能影响因素研究

利用电化学方法在MDEA溶液介质中对20#、20R、304不锈钢、316L四种材质在不同工况下的腐蚀行为进行了室内模拟评价。结果表明,碳钢在气相和液相中的腐蚀速率随温度升高而增加。在相同条件下,20#和20R在气相中的腐蚀速率高于液相。实验条件下,未通入H2S的胺液对各材质均无明显的电化学腐蚀,通入H2S至饱和的胺液在运行一段时间后碳钢的气相腐蚀速率增加。实验过程中,均未检测到不锈钢304及316L的电化学腐蚀倾向。     

降低凝析油中H2S含量的工艺模拟及优化

中亚某油气处理厂因稳定凝析油产品中H2S含量较高,在凝析油装车过程中,装车台周边空气中H2S浓度较高,严重影响操作人员人身安全。通过对稳定凝析油中H2S超高的原因进行分析,利用HYSYS软件对凝析油稳定装置进行了模拟。模拟结果表明,在未对工艺流程及工艺设备进行整改的情况下,保持塔底温度在155~160℃的范围,塔顶压力为0.3 MPa,调整塔顶、塔中部进料质量比为1∶1,稳定凝析油中H2S质量浓度从约170mg/L下降至约20mg/L,装车台周边未监测到H2S。     

稠油模型化合物水热裂解生成H2S实验研究

针对注汽热采过程产生硫化氢(H_2S)现象,以稠油的4种模型化合物(2-甲基噻吩、苯并噻吩、二苯并噻吩及噻蒽)作为稠油水热裂解的模型化合物,通过实验探究不同类型含硫有机物的水热裂解过程及铝离子的催化作用。实验研究结果表明:(1)4种模型化合物在280℃时不会发生水热裂解反应;(2)由于S原子的密度云不同,生成H2_S速率也不相同,且其由大到小的顺序为2-甲基噻吩苯并噻吩二苯并噻吩噻蒽;(3)Al 3+对模型化合物具有催化作用。最后,探讨了4种模型化合物的水热裂解途径。结果表明:H2_S主要由二次水解产生;在含氧条件下,反应过程中醛首先被氧化为羧酸而不是水热裂解生成CO。     

硫酸盐热化学还原生成H2S实验研究

H_2S作为有毒的酸性气体,在稠油注汽热采过程中主要由硫酸盐热化学还原(TSR)产生。通过实验探究CaSO_4、Na_2SO_4、MgSO_4和Al_2(SO_4)_34种不同硫酸盐发生TSR反应生成H_2S的作用机制及影响。实验结果表明:(1)水是产生TSR反应的必要条件,固态硫酸盐并不能引发TSR反应;(2)硫酸盐的溶解度决定TSR反应速率,溶解度越高,反应速率越快;(3)水溶性硫酸盐的金属阳离子电荷数决定TSR反应的难易程度,电荷数越多,反应越容易进行。     

硫酸盐与正十六烷热化学还原生成H2S实验研究

稠油注汽热采过程中通常伴随着H_2S的产生,针对此现象,以稠油非含硫模型化合物正十六烷及4种金属盐(MgSO_4、Al_2(SO_4)_3、Na_2SO_4及CaSO_4)为研究对象,开展热模拟实验,对稠油热采过程中硫酸盐热化学还原(TSR)生成H_2S机理进行研究。实验表明:反应产物以烃类(C_1～C_5)、无机气体(H_2、CO_2、H_2S)、MgO以及噻吩类、硫醇和硫醚类物质为主;4种金属盐TSR生成H_2S量顺序为:Al_2(SO_4)_3CaSO_4MgSO_4Na_2SO_4;生成CO_2量顺序为:Al_2(SO_4)_3Na_2SO_4MgSO_4CaSO_4。原因在于金属阳离子电荷数越大自催化作用越强,产生H_2S越多;不同硫酸盐体系反应路径不同。推导了正十六烷与MgSO_4的TSR反应过程:包括质子化作用、热解反应、硫代硫酸盐向有机硫化物转化、H_2S自催化作用及硫化物热解和水解等反应,其中自催化作用是生成H_2S的主要途径。最后,通过计算得到正十六烷与MgSO_4的TSR反应活化能为61.498 kJ/mol。     

H2S水合物生长过程在线观测及拉曼光谱特征研究

含硫天然气在低温高压下管输时,在管道中易形成含H_2S的混合气水合物,从而阻塞管道,腐蚀设备,影响采气系统的正常运行。了解H_2S水合物的生长速率对于天然气管道防堵具有一定的意义。同时,气体水合物具有储气能力,通过形成酸性气体水合物是储运和分离酸性气体的一种可行方法,获取H_2S水合物的笼占有率和水合指数有助于评估H_2S水合物的储气性能。基于熔融毛细硅管和在线观测系统,结合激光拉曼光谱技术,建立了H_2S水合物拉曼光谱分析与观测方法。显微观测了H_2S水合物的生长过程,证实了水合物生长主要受传质条件的控制,处于溶液中的H_2S水合物生长速率保持稳定;得到了H_2S水合物生长过程中拉曼光谱的变化信息,随着温度的降低,溶解态H_2S的S-H伸缩振动峰转变为H_2S水合物大笼和小笼中H_2S的S-H伸缩振动峰,液态水的O-H伸缩振动峰转变为水合物结构水O-H伸缩振动峰;通过拉曼光谱技术,证实常温下H_2S水合物为Ⅰ型水合物,并计算了大笼和小笼占有率分别为96.0%和80.9%,以及确定水合指数为6.23。H_2S水合物的高储气能力和稳定性为水合物法脱硫提供了有利支持。     

加氢尾气深度脱硫溶剂CT8-26的研究

针对硫磺回收装置加氢尾气的气质特点,研发出了对H_2S具有良好脱除效果的配方脱硫溶剂CT8-26。室内试验表明,与MDEA相比,CT8-26可使脱硫后的净化尾气中H_2S质量浓度降低70%以上。在天然气净化厂硫磺回收装置加氢尾气的气质条件下,采用CT8-26溶剂体系可使净化尾气中的H_2S质量浓度30mg/m~3;在炼厂硫磺回收加氢尾气的典型气质条件下,采用CT8-26可使净化尾气中的H_2S质量浓度10mg/m~3。     

湿H2S环境中Q345R(HIC)的氢扩散规律及性能

目的 模拟湿H₂S环境,采用氢渗透技术对Q345R(HIC)、SA516 Gr70N+316L复合钢板及316L在湿H₂S环境下的氢扩散规律及性能进行了研究。方法 采用电化学渗氢技术、拉伸、冲击试验和断口分析等方法,比较了不同pH值环境条件下材料中的原子氢浓度、有效扩散系数、强度、韧性和断口形貌等。结果 随着溶液pH值的降低,Q345R(HIC)中原子氢浓度(C₀)、氢有效扩散系数(D_eff)等均升高,pH值=3时,材料中的C₀可达17 mol/m³,D_eff可达2.22×10^-10 m²/s。大量原子氢的渗入,使材料产生位错钉扎效果,发生了氢致硬化现象,材料内部出现了氢损伤白点特征,316L未发生氢损伤。结论 316L复合层可有效避免扩散氢对基材SA516 Gr70N或Q345R的损伤,对于Q345R(HIC),随着溶液pH值的降低,材料中渗入的原子氢越多,材料性能损伤越大。     

绥中36-1油田A油藏生物竞争排斥技术治理下H2S主控因素及机理研究

目的绥中36-1油田A油藏采用生物竞争排斥技术治理因注入海水引入硫酸盐还原菌(SRB)而产生的H₂S,以油藏为研究对象,进行了H₂S生长主控因素和机理研究。 方法选取油藏典型油井考查其停药期间不同油井的H₂S含量、硫化物含量、微生物含量,观察SRB生长曲线规律,对H₂S生长主控因素和机理进行研究。 结果生物竞争排斥法能够抑制SRB生长,单井H₂S质量浓度降至30 mg/m³以下。停药期间,油藏H₂S生长趋势符合Compertz模型,单井A1、A4、A17、A20、A22模型拟合度在0.8以上,方差的统计量较高,显著性为0.001~0.002。 结论H₂S不受油藏生产动态的控制,海水提供了丰富的SO2-₄营养源,绥中36-1油田A油藏H₂S生长的主控因素为油藏中的SO2-₄含量。该油藏已经形成了非常稳定的生态菌群,稳定的生态系统能自动消除外部引入的硫酸盐,从而系统地控制H₂S的生长。      

船舶油舱油气冷凝回收系统流程模拟与能耗优化

目的 解决船舶油舱内的油气回收处理问题,节约能源,降低环境污染。方法 使用HYSYS模拟多级冷凝油气回收的流程,并进行试验验证,依据试验后的数据分析,增加了余冷回收流程以改进冷凝回收系统,并通过火用分析方法对比分析改进前后系统的火用损失及火用效率。结果 模拟及试验均能成功完成多级冷凝的油气回收,并且增加了余冷回收流程的系统总能耗,相比试验时总能耗可节约301.5×10⁴ kJ/h,占改进前试验总能耗的13.71%,整个系统火用损失减少了45 432 kJ/h,火用效率提升了2.79%。结论 多级冷凝回收系统处理后的尾气完全满足国家排放标准及油气回收要求,减少了尾气直接排放的冷量损失及冷凝回收系统的能耗。