长庆气田Clinsulf-DO硫磺回收装置简介

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-DO工艺的硫磺回收装置,用于处理MDEA溶液脱硫天然气净化装置产生的酸性气体。装置于2004年4月建成投产,截至目前运行情况良好,实际硫磺回收率达90％以上。     

长庆气田Clinsulf-DO硫磺回收装置简介

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-DO工艺的硫磺回收装置，用于处理MDEA溶液脱硫天然气净化装置产生的酸性气体。装置于2004年4月建成投产，截至目前运行情况良好，实际硫磺回收率达90％以上。     

关于MDEA在天然气净化过程中变质特点的探讨

MDEA广泛用于气体净化工艺,MDEA溶液变质会影响净化装置的性能、经济指标,导致装置出现故障,因此十分有必要研究MDEA溶液变质特点,为胺液质量管理提供必要的依据。本文根据对11套天然气MDEA脱硫装置连续监测与研究的结果,总结和讨论了MDEA在天然气净化过程中的变质特点,为进一步研究净化厂MDEA溶液变质抑制、复活技术提供了重要的技术依据。     

高含硫天然气脱酸气装置提效降耗优化

为了提高高含硫天然气脱酸气装置的净化气产量并降低净化过程的综合能耗,依据中国石化普光天然气净化厂脱酸气装置的现场运行数据,采用ProMax建立了相应的工艺仿真模型,针对主要操作参数包括甲基二乙醇胺(MDEA)溶液的循环量,浓度和进入一、二级吸收塔的温度等开展灵敏度分析与优化研究,并结合现场实际,在优化工况下,分析原料气负荷降低、压力降低及H——2S含量升高对净化气气质与收率的影响规律。研究结果表明:①降低MDEA溶液循环量、浓度以及进塔温度可提高胺液吸收的选择性,有利于提高净化气的收率,其中MDEA溶液循环量是影响脱酸气装置综合能耗的主要因素;②当原料气负荷、压力以及H2S含量波动时,在优化工况下能够满足高含硫天然气的净化要求;③在低负荷下可通过减少再生蒸汽量和调整胺液进二级吸收塔位置实现节能;④H2S含量每增加1%,需将MDEA溶液循环量提高约20×10~3 kg/h;⑤经过参数优化,在满负荷工况下净化气收率可以提高0.5%,综合能耗降低19.1%。     

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.     

工艺参数对MDEA脱硫装置安全平稳运行的影响分析

川渝气田某高含硫天然气净化厂采用MDEA脱硫工艺,装置在日常生产运行过程中出现了较为严重的腐蚀及拦液发泡问题,多次停车。为明确原因,结合装置检修期间发现的具体问题,对运行期间的溶液质量、酸气负荷、溶液循环量、流速、温度等关键参数进行了分析。结果表明:①部分管线局部流速超过30 m/s;②酸气负荷长期超过设计值0.6 mol/mol;③重沸器及再生塔底部温度超过127℃;④MDEA溶液中产生大量热稳定盐及颗粒物。在此基础上,进一步阐述了不同工艺参数间存在的相互关系及其对装置平稳运行的影响。建议在今后的生产运行过程中,加强脱硫装置工艺参数的综合管理,确保实际运行符合设计要求。     

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长庆气田靖边气区的原料天然气中，CO₂ 含量与H₂S含量之比高达188.8。长庆气田处理该原料天然气的第三净化厂根据这一特点，选用了适合配方的MDEA配方溶液作为该厂的气体脱硫、脱碳溶液。文章介绍了脱硫脱碳装置的运行情况。结果表明，配方溶液将原料天然气中所含H₂S与CO₂ 均脱至我国国家标准规定的含量以下，从而保证了外输天然气的质量，并取得了良好的节能效果。     

高负荷工况天然气净化厂硫磺品质控制优化

目的 分析A天然气净化厂在高负荷工况下硫磺品质异常的原因及影响因素,探讨解决措施。方法 对硫磺品质及色度进行分析,解释硫磺品质异常的原因,从酸气中杂质反应机理出发,探讨工艺优化方案。结果 在直流法工艺条件下采用高炉温及精确配风,可提高酸气中杂质的分解率,从而提高硫磺品质。结论 在装置高负荷运行的条件下,结合主燃烧炉炉膛温度、酸气组分等因素,采用在提高MDEA溶液选择性的基础上结合主燃烧炉掺烧部分燃料气的方法,最终可望实现天然气净化厂常规克劳斯非常规分流法硫磺回收装置的硫磺品质控制。     

MDEA脱硫溶液近红外光谱法在线分析技术研究北大核心CSCD

目的为保证天然气净化装置产品气质量达标,剑阁天然气净化厂首次利用近红外光谱法在线分析技术实现脱硫溶液组分快速、准确地测定,便于脱硫系统工艺参数及时调整。方法通过反复优化“建模数据”与“建模算法”,建成了最优的脱硫溶液组分近红外光谱分析模型。结果通过多组在线分析数据与实验室分析数据对比分析,发现分析结果偏差均在2%以内,表明近红外光谱技术能准确监测脱硫溶液中MDEA含量及水含量。结论近红外光谱法在线分析技术的成功应用为脱硫系统连续补水提供及时、准确的数据支撑,保证天然气净化装置脱硫稳定运行,具有极其重要的推广应用意义。     

天然气净化厂MDEA脱硫溶液的发泡与预防

由于各种原因,天然气净化厂脱硫装置吸收塔和再生塔易发生溶液发泡拦液现象,导致产品气硫化氢含量超标,特别在气温较高的夏季尤其突出。本文以忠县天然气净化厂脱硫溶液发泡为例,对天然气净化装置运行中溶液发泡原因进行了详细的分析,探讨了发泡剂、水合物抑制剂及其它开采过程污染物对溶液发泡的影响,并针对装置发泡拦液现象采取了相应处理措施,取得了显著的效果,保障了天然气净化装置高效、安全、长周期平稳运行。     

长庆气田采用Clinsulf-DO工艺进行硫磺回收

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-DO工艺的硫磺回收装置,用于处理MDEA溶液脱硫装置产生的酸气。装置于2004年5月初投产,生产运行情况良好。实际硫回收率在90％以上,装置排放尾气达到国家相关环保排放标准。该工艺装置的成功应用,对我国天然气行业硫回收技术的发展具有一定的参考价值。     

加强MDEA脱硫溶液质量的监测控制

随着甲基二乙醇胺(MDEA)溶液在石油化工行业的应用,MDEA溶液质量问题已经成为影响脱硫效果的重要因素。在分析了大量数据后,讨论了涉及溶液质量相关因素以及监测、控制的一些方法,结合川中净化厂工艺装置的运行情况,对溶液质量的影响因素作了一些探讨。     

工艺安全改造后对MDEA脱碳效果的提升

目前,处理含有H_2S、CO_2等酸性气体的天然气净化装置普遍采用MDEA(氮-甲基二乙醇胺)溶液吸收法。本文针对某天然气终端厂MDEA脱碳系统出现的运行不稳定、吸附效率低、操作成本高等问题,提出基于工艺安全改造,增加再生塔底重沸器与凝结水分离器高度差实现蒸汽流量控制稳定的方案。改造后重沸器的工作温度提高,MDEA溶液再生效果明显改善,脱碳系统运行趋于稳定,MDEA溶液中的腐蚀因素得到抑制,泵及管道的振动明显减少。通过工艺安全方案设计,优化现场工艺,提升脱碳单元安全性、经济性以及环保性,可节约燃料气费用12万元/年,减少设备检修费用支出15万元/年。     

MDEA脱硫溶液发泡研究

大型天然气处理装置普遍采用醇胺法工艺,目前主要使用MDEA及其配方溶剂对酸性天然气进行净化处理。由于MDEA溶液本身抗污染能力存在不足,加之醇胺溶液的降解、变质、腐蚀等因素,溶液发泡的情况时有发生,影响了装置的平稳操作,导致产品气不合格,造成溶剂大量损失,严重时甚至引起装置停车。从发泡机理入手,通过开展大量实验,系统地评价了MDEA溶液系统中存在的多种杂质对脱硫溶液发泡的影响,对实际生产可起到一定的借鉴作用。     

SSU胺液净化技术在气田的应用试验

靖边气田各天然气净化厂随着净化装置运行年限的增加,脱硫胺液中的腐蚀产物、热稳定性盐等杂质不断累积,导致净化装置在运行过程中出现溶液污染发泡、设备和管线腐蚀加剧等一系列问题。为解决上述问题,开展了胺液净化复活技术的应用与研究,在调研和现场分析的基础上,引进了SSU胺液净化技术并开展了现场应用试验。试验结果表明:通过净化装置胺液现场净化,有效去除了胺液中热稳态盐、氯根等杂质,提高了装置运行稳定性,降低了净化装置脱硫单元溶液损耗率。     

长庆气田Clinsulf Do硫磺回收装置应用效果

长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-Do工艺的硫磺回收装置，用于处理MDEA溶液脱硫装置产生的酸气。该装置于2004年5月初投产，生产运行情况良好，实际硫回收率在90%以上，装置排放尾气也达到国家相关环保排放标准。为此，介绍了该Clinsulf-Do硫磺回收装置的概况、装置主要工艺参数、硫磺回收装置工艺流程以及硫磺回收装置运行情况等。该工艺装置的成功应用，对我国天然气行业硫回收技术的发展具有参考价值。     

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长庆气田是向京津地区供气的基地,净化厂正常运行至关重要。长庆气田天然气第二净化厂MDEA脱硫装置拦液情况频繁发生,严重影响了装置高效、平稳运行。同时,溶液发泡还会引起雾沫夹带,导致大量胺溶液随气流被带走,使溶液损耗急剧增加,造成了严重的经济损失。通过对塔板负荷性能参数的验算和对脱硫溶液及原料气组分的分析研究,找到了脱硫溶液严重发泡是造成脱硫装置拦液的真正原因。初步研究表明,脱硫溶液污染、脱硫溶液高的CO₂负荷及原料气处理量的突然增大是造成脱硫液发泡严重的主要因素。结合现场实际情况,提出了脱硫装置发生拦液后的初步处理措施。     

长庆油田某天然气净化厂实现GB 17820-2018达标工艺方案研究

针对GB 17820-2018《天然气》标准中更为严格的天然气气质要求,长庆油田某天然气净化厂存在净化气中H 2S含量不满足进入长输管道要求的现象。为解决这一问题,利用HYSYS软件对该厂MDEA脱硫工艺进行了流程模拟。分析了溶液循环量、MDEA质量分数、吸收塔塔板数、原料气温度、原料气压力以及贫液入塔温度对净化气中H 2S、CO2含量的影响,并根据不同工艺参数的影响程度对参数进行排序。在此基础上,建立以最小能耗为目标函数的多参数优化模型,利用HYSYS自带的工具箱求解模型,得到满足净化气中H 2S质量浓度<5 mg/m^3、CO2摩尔分数<2.8%的最优操作参数组合。优化结果可对指导现场采取调整措施提供参考。     

第三净化厂脱硫再生系统设备改造

长庆油田公司采气一厂第三净化厂引进的300万m3/d撬装净化装置在日常运行中出现原料气气质偏离设计条件,净化装置出现再生系统腐蚀严重、热媒炉效率低、再生系统供热不足、再生塔存在拦液现象等问题.通过更换再生系统再生塔、脱硫重沸器、新增一台功率较大的热媒供热系统及对脱硫MDEA贫富液热交换器流程改造等措施,解决了第三净化厂脱硫再生系统长期以来的各种问题.     

海上天然气液化装置中酸性气体的脱除技术

海上油田伴生气是一种宝贵的能源,但其日产量小,不适合管道运输。为此,自主研发了一套建在自升式移动平台上的橇装天然气液化装置。根据海上油田伴生气的气质特点,探讨了天然气脱除酸性气体工艺的选择原则,确定了适合该装置的MDEA+MEA混合醇胺溶液脱酸性气体净化工艺,分析了CO2含量、醇胺循环量的变化对再沸器热负荷、富液温度的影响,并对填料塔的高度进行了优化分析。结果认为:定期分析原料气中CO2含量,适当调节MDEA胺液循环量,能够有效降低净化系统的运行成本,提高净化装置对海上油田伴生气不同组成的适应性;对于天然气处理量为11.6×104m3/d的脱碳工艺,天然气中CO2体积分数在0.45%～5.54%时,MDEA醇胺溶液循环量宜为200～500kmol/h,再沸器热负荷宜为200～600kW。该装置集天然气液化、LNG的储存与卸载于一身,简化了海上油田伴生气的开发过程,具有适应性强、投资小、建设周期短、现金回收快等优点。