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。      

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。     

20×104 t/a硫磺回收装置液硫脱气组合工艺应用分析

普光天然气净化厂建设有12套大型硫磺回收装置,硫磺产能240×10~4 t/a。原设计采用BlackVeatch的专利MAG~(○R)技术脱除液硫中硫化氢(H_2S),逸散废气经低压蒸汽抽射器引入尾气焚烧炉。投产初期,液硫中H_2S质量分数远高于控制指标0.001 5%。后续引入空气鼓泡加喷射脱气工艺,液硫中H_2S质量分数降至0.001 0%以下。随着装置的运行,催化剂、溶剂性能下降,烟气SO_2排放标准日趋严格,采用中压蒸汽抽射器,将液硫池废气由尾气焚烧炉改入克劳斯炉,回收废气中的硫元素,将排放烟气中SO_2质量浓度降至200 mg/m~3以下。     

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。     

基于HYSYS软件的混烃气提脱硫稳定工艺设计研究

针对某油田混烃碱洗脱硫工艺所产生碱渣的无害化处理运行费用高的现状,开展了混烃气提脱硫稳定工艺替代碱洗脱硫工艺的可行性研究。采用Aspen HYSYS软件对混烃气提脱硫稳定工艺进行模拟表明,随着塔板数、回流比的增加,轻烃产量增加,饱和蒸气压和硫化氢含量降低,产品质量提高;随着塔操作压力的增大,轻烃产量增加,饱和蒸气压和硫化氢含量增高,产品质量降低;随着塔底温度的提高,轻烃产量减少,饱和蒸气压和硫化氢含量降低,产品质量提高;增大气提气量,轻烃产量略有增加,塔顶冷凝器及塔底重沸器的热负荷略有增大。最后指出,采用该替代工艺是可行的。     

西北油田混烃脱硫技术成功投产应用

正为贯彻落实中国石化绿色企业行动计划,由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司(西北油田)地面规划研究所自主研发拥有自主知识产权的"混烃分馏脱硫技术"在西北油田四号联合站成功投产应用,该项技术获得"中石化科技进步二等奖",累积推广应用3座站场,颠覆了传统的碱洗脱硫工艺,开启了国内混烃物理脱硫的先河。以往,国内含硫混烃多采用碱洗脱硫工艺,碱洗恶臭不环保、强碱运行不安全,并且工艺流程长、处理成本高,始终是混烃脱硫领域的一块心病。为此,西北     

原料油硫含量变化对加氢装置影响分析

分析了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司加氢处理装置原料油硫含量变化对装置工况的影响。结果表明,随着原料油硫含量增加,产品中硫、脱硫前循环氢中H2S、富氢气中H2S及污水中硫含量随之增加。当原料油硫质量分数为1.228%～1.590%,反应温度为330～347℃时,产品硫质量分数为0.128%～0.187%;当原料油硫质量分数为1.029%～1.702%,贫胺液量为31～55 t时,脱硫后循环氢中H2S质量浓度为45～6 390 mg/m3;当原料油硫质量分数为1.279%～1.664%,富氢气体脱硫塔用贫胺液量为29～37 t时,脱硫后富氢气中H2S质量浓度不大于50 mg/m3;当原料油硫质量分数为1.029%～1.664%,注水量为31～48 t/h时,污水中硫质量浓度为15 448.44～40 791.04 mg/L。装置采取调整缓蚀剂和注水量,停工后及时碱洗以应对低温腐蚀,并做好相关安全防护工作。     

RSS-2催化剂在航煤加氢装置上的应用

介绍了RSS-2催化剂在中国石油兰州石化公司航煤加氢装置上的应用情况,结果表明,以常减压装置常一线直馏煤油为原料,在进料量71.4t/h、反应器入口温度278.5℃、入口压力3.72MPa、空速3.72h~(-1)、氢油比181的工艺操作条件下,经加氢反应、分馏、脱除硫化氢后,精制航煤中硫质量分数由138μg/g降至3μg/g,脱硫率达到97.83%,碱性氮质量分数由2.71μg/g降至0.12μg/g,脱碱氮率达到95.57%,产品质量满足3号喷气燃料的质量标准;为满足低凝柴油的生产要求,在常一线直馏煤油中掺炼常二线,在常二线占混合原料质量分数从25%增加到50%时,混合原料中硫质量分数可降至20μg/g以下,满足国Ⅳ低凝柴油的调和要求,说明该催化剂具有良好的加氢脱硫、脱碱氮效果。     

塔河油田某天然气处理装置优化升级改造及效果评价

针对塔河油田某天然气处理装置湿净化气中H₂S含量及液化气中总硫含量超标、C₃⁺收率低等问题,通过开展原料气常压吸收实验,创新应用油田伴生气H₂S及有机硫脱除一体化工艺,即采用UDS复合胺液在同一套装置中同时脱除H₂S及有机硫,并通过新增原料气丙烷冷却器及高效旋风分离器、优化MDEA再生系统参数控制逻辑等措施,提升天然气处理效果。改造后,湿净化气中H₂S质量浓度由42~197 mg/m³降至16~23 mg/m³,液化气中总硫质量浓度降低90%,C₃＋收率提高至95%以上,液化气及稳定轻烃日均产量分别提高14.3 t和4.6 t,年直接经济效益达2 000万元。      

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。     

碱液脱硫在天然气净化厂的应用北大核心CSCD

目的针对天然气净化厂硫磺回收尾气处理装置的运行特点及现有工艺的优缺点,提出一种能够适应中小规模、工况变化大的尾气处理工艺。方法采用碱液脱硫工艺应用于天然气净化厂硫磺回收尾气处理,采取了尾气NaOH碱洗“洗涤塔+脱硫塔”双塔组合脱硫、优化焚烧炉结构、提升硫酸钠产品指标等措施。结果碱液脱硫后,排放尾气中SO_(2)质量浓度为10~268 mg/m^(3),满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求,且副产物硫酸钠满足合格品要求直接外销。结论碱洗脱硫可满足天然气净化厂尾气处理装置技术、经济性的要求,同时取得了巨大的环保效益,可为同类装置提供技术参考。     

含硫气井络合铁脱硫工艺技术及经济适应性研究

目的确定含硫气井采用络合铁脱硫工艺进行脱硫净化的技术及经济适应性。 方法分析了络合铁脱硫工艺的原理、流程及特点,根据含硫气井工业应用实例,研究提出了络合铁脱硫工艺的技术及经济适应性条件。 结果在技术性方面,络合铁脱硫工艺适用于任何H₂S含量的天然气脱硫,H₂S脱除率可达到99.9%以上,且脱除效果稳定,短期内不受H₂S含量波动的影响;CO₂脱除率由吸收塔运行压力及原料气中CO₂含量决定;对不同含量的甲硫醇、乙硫醇脱除率可分别达到97%、92%以上,对羰基硫的脱除率约为6.51%~35.02%;合理硫容应为药剂及电耗综合成本最低时的硫容,不同的运行工况,合理硫容也不同;工艺产生的单质硫目前主要以硫膏形式脱除及处理,对硫磺进行经济、环保的回收处理是络合铁脱硫工艺的一个难点。在经济性方面,开展了工艺完全成本分析,提出了在潜硫量为12.35 t/d的条件下工艺的经济极限H₂S含量及经济极限处理量的计算公式。 结论上述研究结果对络合铁脱硫工艺技术优选、优化及经济效益的论证、分析具有一定的借鉴作用。      

含硫气井络合铁单井脱硫工艺优化

YS1井原料气中H_2S摩尔分数为5.23%,为高含硫气井,采用络合铁单井脱硫工艺进行开采。络合铁脱硫工艺具有硫容高、投资成本低、节约占地等优势,为含硫油气田的单井试采提供了一种新的经济、高效的脱硫处理技术,社会经济效益显著。但络合铁脱硫工艺普遍存在硫磺堵塞、尾气异味、硫膏收集困难等问题。通过总结YS1井的生产经验,提出了硫沉积监测及控制技术、有机硫除臭系统、硫膏收集系统及热能利用技术的优化,提高了装置连续运行的稳定性及经济性,对络合铁单井脱硫工艺的推广具有指导意义。     

催化裂化液化气脱硫醇系统节能减排工艺改造及效果分析

液化石油气（简称液化气）脱硫醇系统目前普遍采用Merox碱洗抽提和碱液空气氧化再生循环工艺。通过分析中国石化北京燕山分公司三号催化裂化装置的废渣、废水、废气排放及节能减排等要素，采取系列创新技术进行生产优化。实现二级高效抽提技术改造及脱硫醇尾气治理，从催化裂化装置源头控制碱渣排放量，同时实现碱渣厂内处理，液化气水洗水减量使用，脱硫醇尾气进再生器处理。通过以上措施，有效降低了装置的碱渣、废水、挥发性有机物（VOCs）排放。     

催化裂化液化气脱硫醇系统节能减排工艺改造及效果分析

液化石油气（简称液化气）脱硫醇系统目前普遍采用Merox碱洗抽提和碱液空气氧化再生循环工艺。通过分析中国石化北京燕山分公司三号催化裂化装置的废渣、废水、废气排放及节能减排等要素,采取系列创新技术进行生产优化。实现二级高效抽提技术改造及脱硫醇尾气治理,从催化裂化装置源头控制碱渣排放量,同时实现碱渣厂内处理,液化气水洗水减量使用,脱硫醇尾气进再生器处理。通过以上措施,有效降低了装置的碱渣、废水、挥发性有机物（VOCs）排放。     

液化气无苛性碱精制脱硫工艺的开发及工业应用

针对目前炼油厂普遍采用的液化气碱洗法精制工艺存在碱液更换频繁、排废碱渣量大、精制后液化气总硫含量超标等问题,中国石油大学（北京）开发了一套采用新型羰基硫水解催化剂和脱硫醇溶剂的液化气无苛性碱精制脱硫新工艺,并联合山东三维石化工程股份有限公司成功将该工艺工业化应用于中国石油哈尔滨石化分公司液化气精制装置。应用结果表明,该工艺脱硫效果好,精制液化气产品的硫质量分数低于10 μg/g。与传统的碱洗法液化气精制相比较,该工艺无废碱渣排放、水洗水可以直接达标排放。该工艺流程简单,操作条件缓和,羰基硫水解催化剂活性高、寿命长;脱硫醇溶剂可循环再生使用、损耗低。     

油田伴生气脱硫胺液无机膜净化工业试验研究

目的解决中国石化西北油田分公司所产高含硫伴生气在脱硫过程中因胺液发泡引起的拦液冲塔及净化气中H₂S含量超标问题。 方法分析生产过程中存在的问题及其产生的原因,开展了伴生气脱硫胺液无机膜净化工业应用试验研究。 结果分析结果表明,伴生气夹带的固体颗粒物和油泥在胺液中累积及吸收过程伴生气中重烃凝析形成的乳化状油滴是导致胺液发泡、吸收效率低的主要原因。无机膜错流过滤净化胺液工业试验结果表明,该技术可使净化后胺液中油质量浓度和固体质量浓度均降低95%以上,且污染后的无机膜通过清洗即可恢复通量。胺液净化后,通过工艺优化,系统胺液质量分数由32%提高到40%,净化气中H₂S质量浓度降至10 mg/m³以下,系统能耗降低25%以上。 结论采用伴生气脱硫胺液无机膜净化工艺后,胺液发泡性能显著降低,消除了拦液现象,解决了因胺液发泡引起的拦液冲塔和净化气中H₂S含量超标问题,脱硫效率得到提高。该工艺在高含硫复杂伴生气脱硫过程的成功应用,可为同类装置提供参考。      

大型天然气净化厂硫磺回收加氢尾气深度脱硫技术研究及工业应用

针对硫磺回收加氢尾气脱硫溶剂在低压下脱硫效果不理想导致排放尾气中SO_2质量浓度较高的问题,研究开发出了CT8-26加氢尾气深度脱硫溶剂,并在遂宁龙王庙天然气净化厂尾气处理装置上得到工业应用。应用结果表明,在天然气净化厂气质条件下,可使脱硫后加氢尾气中的H2S质量浓度20mg/m~3,能显著降低排放尾气中的SO_2质量浓度。     

考虑H2S脱除的多杂质H2网络优化

针对炼油厂H2网络系统的集成优化,考虑废氢流股的净化回用。净化装置不仅包括变压吸附、膜分离,还引入了脱硫单元。建立了相应的状态空间超结构,依据工程经验将超结构进行化简后,建立以最小年度费用为目标,综合考虑H2流量、体积分数,杂质体积分数和压力匹配限制的混整型线性规划。考察了2种规模的改造优化。实例计算表明了该方法的有效性。