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。     

塔河油田混合轻烃精馏脱硫工艺HYSIS模拟优化

为了提高塔河油田混合轻烃精馏脱硫装置运行效果,开展HYSIS模拟优化研究,考察不同进料温度、操作压力、重沸器温度、塔板数等对塔底产品硫含量、产量、能耗、轻烃产品饱和蒸气压的影响。结果表明,相比优化前的工业装置操作条件,优化后,塔总能耗节约45.78%,塔底产品产量增加2.04 t/d,塔顶不凝气减少754.11 m~3/d,塔底产品总硫可控制在0.05%以下,饱和蒸气压低于操作压力,满足生产要求。     

塔河油田高含硫混烃分馏脱硫工艺探讨

塔河油田为高含硫油田,生产过程中产生的混烃中H_2S质量分数为0.68%,有机硫质量分数为0.22%,目前采用碱洗工艺,存在处理成本高、废碱液处理困难的问题。通过对现场生产流程、混烃中的硫形态及物理性质进行分析,提出了混烃分馏处理新思路。经分馏处理,混烃中的H_2S与部分硫醇随塔顶气进入天然气处理系统,依托天然气脱硫系统进行处理;塔底轻烃总硫质量分数由0.90%降至0.15%,进一步进行碱洗处理后,轻烃中总硫质量分数满足GB 9053-2013《稳定轻烃》的要求。此工艺碱耗量可由目前的2t/d降至0.22t/d,碱(NaOH)用量仅为目前的约1/10,可降低处理费用190.1万元/年。     

原油稳定轻烃产品主要质量指标的控制

轻烃是原油稳定过程的主要副产品,其组成主要为戊烷及以上成分,通常的做法是直接生产1号稳定轻烃。1号稳定轻烃最主要的质量控制指标为饱和蒸气压和终馏点。针对各类常用原油稳定工艺的特点,对1号稳定轻烃产品饱和蒸气压和终馏点控制进行了理论分析,对工艺选择和设计参数确定提出了建议。稳定塔顶气三相分离器低压操作对控制轻烃饱和蒸气压有利,分离压力宜低于0.2~0.25 MPa;原油稳定塔低压操作有利于降低轻烃终馏点,负压闪蒸最为有利;对提馏稳定工艺,随原油加热温度升高,轻烃终馏点降低,温度升高到一定值后,轻烃终馏点将保持不变;对正压闪蒸工艺,为保证轻烃终馏点合格,建议在稳定塔原油闪蒸段之上增加闪蒸气精馏段,通过塔顶部分轻烃回流控制轻烃终馏点,且原油加热温度越高,轻烃终馏点越低。     

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。     

塔河油田轻烃碱洗脱除有机硫工艺的成功应用

2016年,塔河油田二号联轻烃站所销售的轻烃出现异味,经化验分析发现轻烃总硫超出GB 9053-2013《稳定轻烃》中相关要求。分析认为,轻烃中含有的乙硫醇等有机硫导致了硫含量超标。根据已建混烃碱洗脱硫装置能够较好脱除有机硫的实际运行效果,确定将轻烃接入已建混烃碱洗脱硫装置进行碱洗。改造方案一是对已建碱洗罐和水洗罐的进液管做局部改造,增设分布器;二是优化碱洗工艺流程,增设立式碱洗罐一座。改造项目实施后,轻烃经过碱洗工艺脱除了乙硫醇等有机硫,硫含量明显降低,达到了标准要求。     

TA-101混烃脱硫剂在塔河油田的应用

塔河油田某联合站天然气处理过程中产生大量高含硫化氢混烃,带来一系列储存和运输安全问题。针对传统碱洗脱硫工艺存在的问题,选择脱硫剂脱硫工艺对该联合站生产的混烃进行脱硫处理,并通过实验室评价筛选出性能稳定、脱硫效果好的TA-101脱硫剂。混烃回收现场放样评价结果表明,利用撬装加药装置在混烃储罐前连续加注TA-101脱硫剂,加注量为1.5%(φ),处理后混烃中的硫化氢含量(w)从(1000~2000)×10-6降至20×10-6以下,脱硫效果显著。该方法解决了混烃的安全储运和销售问题,实现了经济效益的最大化。     

油田伴生气净化工艺优化研究及工业应用

塔河油田生产大量高含硫稠油和伴生气,同时采用负压气提工艺回收稠油中所含轻烃,高含硫轻烃和伴生气在轻烃站集中净化处理过程中存在液化气中总硫含量超标、轻烃碱洗脱硫过程产生大量碱渣等问题。为解决上述问题,开展了UDS脱硫剂在伴生气脱硫过程的应用研究。结果表明,UDS脱硫剂对有机硫和H₂S均具有较好的选择性。应用后,伴生气分离得到的液化气中总硫质量分数较MDEA降低86%。开展了轻烃汽提脱硫工艺的应用研究,应用结果表明,采用汽提工艺后,轻烃中总硫质量分数可降至0.03%以下。因此,汽提工艺可完全取代碱洗工艺,成为一种高含硫伴生气绿色高效净化的新工艺,该工艺运行稳定,可满足装置长周期运行的要求。      

原油稳定过程的强化

本文介绍了向稳定塔底通入气提石油气。未稳定原油从塔中部、上部两处进料的稳定塔工艺流程。对各种工况下的能耗、产品收率和质量进行了计算对比,找出最佳工况。该流程在降低稳定原油饱和蒸汽压的同时,使轻烃宽馏分产量增加,质量改善,稳定能耗降低,对油田原油稳定装置及炼油厂初馏装置有一定参考价值。     

油田含硫污水气提塔酸度调节剂的筛选研究

气提塔是油田生产中处理含硫污水的新型、高效、节能装置。某油田含硫污水具有高矿化度、高氯离子、高硫化氢特点,采用气提塔对含硫污水进行处理,脱除污水中的H_2S,降低H_2S对油田设备、管道等设施的腐蚀效果。为确保污水中H_2S以游离态形式存在污水中,在气提塔上游加入酸度调节剂,提高气提塔脱硫效果,并防止H_2S脱除后污水p H值升高导致腐蚀结垢趋势增大,影响塔的脱硫效果及正常运行。通过对硫酸、盐酸、柠檬酸脱硫评价实验,以加药量、脱除率和失钙率为评价指标,确定柠檬酸适宜作为油田含硫污水气提塔脱硫处理的酸度调节剂。本研究为今后油田含硫污水处理酸度调节剂筛选提供试验方法、评价参数,同时为高矿化度、高氯离子、高硫化氢的含硫污水处理提供酸度调节剂筛选范围。     

气提负压闪蒸稳定工艺模拟研究与效益分析

为使原油稳定经济效益最大化,建立了经济模型,以某处理站原油全烃色谱分析实验数据及现场实际运行工况为基础,利用HYSYS流程模拟软件对常规负压稳定工艺进行模拟,分析了稳定塔操作压力及温度对原油稳定、轻烃回收量的影响,并将模拟结果导入经济模型,得出结论,即以降低稳定塔操作压力和提升稳定塔操作温度来提高原油稳定深度与轻烃回收量,从实际情况与经济的角度来说都是不可取的。在常规负压稳定工艺的基础上,引入气提技术,利用HYSYS软件对其模拟,并将模拟结果导入经济模型,结果表明气提负压稳定工艺无论从稳定深度、分离效果、轻烃回收量、经济效益都优于常规负压闪蒸稳定工艺;同时研究了气提气量及不同气提组分对稳定工艺的影响,结果表明,气提气组分越贫,气提效果越明显,影响气提效果的主要是气提气中的C_1～C_5的含量,气提气中N_2和CO_2的含量对气提效果几乎没有任何影响。     

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。     

循环回收稳定技术用于凝析气田天然气处理

南八仙及其周边气田属于凝析气田,天然气组分中C3+以上气体较贫,天然气净化处理工艺设计中主要以降低外输气烃露点和水露点为主要目的,对处理后的混烃处理重视不够,造成生产中油气损耗和外排问题较多。在扩能改造工艺中,经过对原有的工艺流程进行优化,引入轻烃稳定塔,采用塔顶气循环回收脱烃处理工艺,对分离器轻油、轻烃尾气进行再处理,大大提高了轻烃回收率,投产当年轻烃回收量提高了1倍以上,取得了显著的经济效益。     

塔二联轻烃站脱硫系统参数调整分析

针对塔二联轻烃站脱硫装置天然气中H2S含量变化较大,脱硫不达标的实际情况,对脱硫装置的运行参数进行敏感性分析。分析结果表明,吸收塔操作压力、操作温度及MDEA循环量对净化气中H2S含量影响不大,而再生塔操作参数对脱硫效果的影响非常显著。因此,只对MDEA再生塔操作参数进行调整。结果表明,在塔二联天然气中H2S质量分数增加58%的条件下,对MDEA再生塔操作压力和温度进行微调,可有效降低净化气中H2S含量并使其达标。     

井场原油脱除H_2S工艺技术研究

针对我国西部某油田A井区高含硫的问题,利用专业软件模拟和相关实验开展了井场原油气提脱硫技术和化学脱硫技术的研究。在模拟A井气提脱硫的基础上,得出气提法的优化参数为塔压0.3MPa,6层塔板,气提气量和塔底重沸器温度依据气提气充足与否和耗能情况进行调节,气提气量控制在4.7~6.1m3/t,相应的塔底重沸器温度为152.0~41.6℃。对于化学脱硫,通过实验筛选出了适用于A井、主要成分为二异丙基合成物的脱硫剂,并评价了用量、作用时间、含水率、温度等因素对其脱硫效果的影响。     

高含硫天然气脱硫操作条件对能耗影响的模拟研究

 采用流程模拟技术分析了高含硫天然气脱硫工艺操作条件,如原料气处理量、吸收塔温度、吸收塔压力、吸收塔板数、再生塔温度对脱硫能耗的影响,并通过灵敏度分析比较了各操作条件对脱硫能耗的影响力大小。结果表明,高含硫天然气中酸性组分浓度高,为满足净化要求需增大溶液循环量,因此带动公用工程消耗增加,脱硫能耗比常规含硫天然气脱硫情况显著增加。在操作中,提高吸收塔温度、再生塔温度和原料气处理量均会引起脱硫能耗升高,而降低吸收塔压力、减少吸收塔板数可降低脱硫能耗。由于醇胺溶液再生耗能占脱硫总能耗绝大部分,故制定节能措施应重点考虑再生塔温度控制,蒸汽、凝结水以及净化系统余压、余热资源的合理利用。     

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。     

原稳气对天然气浅冷装置中烃的吸收作用

原油稳定装置脱出气未被冷凝的部分作为外输气输送至大庆油田北压浅冷装置进入原料气系统,使北压浅冷轻烃产量每天能提高9～18 t,远远超出原稳外输气中的液态烃含量.从吸收的角度解释了原稳气能够大幅提高北压浅冷气烃产量的现象.同时利用液态烃的吸收作用,在贫富换热器富气入口处喷注适量的液态烃,增大管线里的液体流量,可起到吸收气态烃的作用,从而提高轻烃产量.     

天然气轻烃回收DHX工艺优化研究

设计了一种用于天然气轻烃回收的DHX工艺,并考察了原料气预冷温度、膨胀机出口压力与原料气中C1/C2组成对DHX塔温度、丙烷压缩机功率、产品气增压机功率、膨胀机功率和C3+收率的影响。结果表明:丙烷压缩机功率和C3+产品收率均随着原料气预冷温度的降低先增大后减小;随着膨胀机出口压力的降低,DHX塔出口物料温度逐渐降低,产品气增压机功率、膨胀机功率和C3+产品收率均显著增加;原料气中n(C1)/n(C2)逐渐增大,使得DHX塔进出口物料温度明显降低,导致C3+产品收率逐渐增加。优化后DHX工艺为原料气预冷温度为-40℃,膨胀机出口压力为3.2MPa,C3+收率可达到97.18%。     

新分配的大学生岗前第一课

"原油气提气脱硫装置采用了国内较为先进的气提气技术,可使原油硫化氢含量大幅降低,确保安全生产与清洁生产……"7月12日,56名新分配的大学生在塔河采油二厂二号联合站原油气提气脱硫装置前接受岗前第一课安全教育,进行岗前安全教育和岗位操作技能培训。