基于MDEA复合吸收剂捕集EOR产出气中二氧化碳

采用自主开发的间歇反应器,以CO_2和CH_4体积比为50:50的混合气体作为EOR产出气的模拟气,MDEA为主吸收剂,分别添加MEA、DEA、PZ和AMP作为活化剂,研究优选最佳的强化采油(EOR)产出气CO_2回收MDEA复配溶液。通过饱和吸收量、平均吸收速率、平均再生速率、再生率以及反应热对比分析,得出各体系最佳配比分别为:32%MDEA+3%AMP、32%MDEA+3%PZ、30%MDEA+5%MEA、30%MDEA+5%DEA。对四种优选的配方体系的吸收性能和解吸性能进行综合分析,得出PZ对MDEA溶液的吸收和再生性能提升最大。32%MDEA+3%PZ复配溶液的CO_2吸收量为0.868mol/mol,平均吸收速率为6.718×10~(-3)mol/min,平均再生速率为23.122×10~(-3)mol/min,溶液再生率为94.2%。     

MEA-AMP二元复配溶液吸收烟气中二氧化碳的实验研究

实验以乙醇胺(MEA)为主体,加入定量的新型空间位阻胺2-氨基-2-甲基-1-丙醇(AMP)配成复合胺,研究了该复合胺液对CO_2吸收和再生性能,并与同浓度的MEA、二乙醇胺(DEA)溶液进行了比较,筛选了MEA-AMP体系中最佳吸收液。以搅拌实验装置研究了MEA-AMP不同配比的复合胺溶液吸收和解吸模拟烟道气中CO_2特性,揭示了吸收速率、吸收容量和酸碱度与时间之间的关系,并与目前工业应用较广的MEA、DEA溶液进行了对比分析;对CO_2初始逸出温度、试液再生温度、试液再生率、再生pH值下降率进行了记录分析。结果表明,0.7 mol/L MEA-0.3 mol/L AMP吸收容量最大,为0.329 moL;再生温度最低,为100℃,是MEA-AMP复合胺体系中最佳配比溶液。     

在填料塔中用NaOH,MEA和AMP溶液吸收CO_2

在不同浓度和温度下,对NaOH,MEA和AMP(2-氨基-2-甲基-1-丙醇)水溶液吸收空气中CO_2进行了测定.除了高CO_2负荷的MEA溶液(>0.5molCO_2/mol MEA)外,CO_2-NaOH和CO_2-MEA系统的实验测定与数学模型的预测获得了良好的一致性.与MEA和AMP相比,NaOH具     

氨基酸离子液体的制备及对二氧化碳的吸收

以1-氨丙基-3-甲基咪唑溴盐和L-赖氨酸为原料,采用两步法合成了一种新型多氨基功能化离子液体1-氨丙基-3-甲基咪唑赖氨酸([APmim][Lys]),用于对CO_2的吸收,采用傅里叶变换红外光谱(FTIR)、热重分析(TGA)等对其进行表征。采用单因素法研究浓度和温度对离子液体吸收CO_2效果的影响;探讨了该离子液体的循环稳定性。结果发现:在30℃时,质量分数为20%的[APmim][Lys]离子吸收液具有较好的吸收效果,对CO_2的吸收量可达1.72 mol/mol IL;经过7次循环吸收-解吸操作,吸收率仍高于89.5%,具有良好的循环稳定性。     

MEA-PEHA复合溶液吸收/解吸CO2气体实验研究

为了开发性能优良的MEA/烯胺复配吸收剂,本研究采用自主设计的CO_2捕集吸收/解吸装置,通过测试烯胺及MEA/烯胺复配吸收剂的吸收速率、吸收量、解吸速率、解吸率等指标确定最佳单组分烯胺溶剂及其与MEA的最佳复配溶剂。研究结果表明,单溶剂中五乙烯六胺(PEHA)的吸收和解吸效果最好,解吸温度最低,是最佳的单组分烯胺吸收剂;不同物质的量浓度比(4∶6~9∶1)的MEA-PEHA复配溶液中,物质的量浓度配比为5∶5的MEA-PEHA复配溶液饱和吸收量最大(1.72mol),平均吸收速率最高(81.74×10~(-6) mol/s),解吸温度最低(68℃),平均解吸速率最大(137.09×10~(-6) mol/s)以及解吸率较高(95.23%),是CO_2捕集的最佳MEA-PEHA混胺体系。     

MEA-PEHA复合溶液吸收/解吸CO_2气体实验研究

为了开发性能优良的MEA/烯胺复配吸收剂,本研究采用自主设计的CO_2捕集吸收/解吸装置,通过测试烯胺及MEA/烯胺复配吸收剂的吸收速率、吸收量、解吸速率、解吸率等指标确定最佳单组分烯胺溶剂及其与MEA的最佳复配溶剂。研究结果表明,单溶剂中五乙烯六胺(PEHA)的吸收和解吸效果最好,解吸温度最低,是最佳的单组分烯胺吸收剂;不同物质的量浓度比(4∶6~9∶1)的MEA-PEHA复配溶液中,物质的量浓度配比为5∶5的MEA-PEHA复配溶液饱和吸收量最大(1.72mol),平均吸收速率最高(81.74×10~(-6) mol/s),解吸温度最低(68℃),平均解吸速率最大(137.09×10~(-6) mol/s)以及解吸率较高(95.23%),是CO_2捕集的最佳MEA-PEHA混胺体系。     

高含CO2天然气脱碳工艺中MDEA活化剂优选

国内高含CO_2天然气处理装置主要采用活化MDEA脱碳工艺。以DEA、MEA、PZ为活化剂,总胺物质的量浓度控制在4 mol/L。利用HYSYS软件建立运算模型,研究这3种活化MDEA溶液对CO_2的吸收性能和解吸性能,通过分析认为,高含CO_2天然气深度脱碳处理宜采用PZ为活化剂。对PZ的活化机理进行研究,发现PZ作为活化剂的效果远胜于DEA和MEA。最后,分析不同吸收温度及CO_2分压下PZ浓度变化对活化性能的影响,发现加入少量PZ即可大幅提高PZ活化MDEA溶液与CO_2反应速率,在不同CO_2分压和吸收温度的条件下均能满足高含CO_2天然气的脱碳处理要求,适应性较强,建议活化MDEA溶液中PZ的质量分数为3%~5%。     

得克萨斯州墨西哥湾沿岸渐新统费里奥组的次生孔隙率问题

得克萨斯州墨西哥湾沿岸渐新统费里奥组砂岩中广泛发育着由碳酸盐矿物和硅酸盐矿物,特别是钾长石溶解而形成的次生孔隙。普遍认为有机物质的脱羧作用生成的二氧化碳就是溶解作用所需要的酸。物质平衡计算指出,费里奥组页岩中有机物质脱羧作用产生的二氧化碳,只能在费里奥组砂岩中造成1%或2%的区域性平均次生孔隙率;然而计点数据却表明有平均为10%的次生孔隙率。因此,必须考虑有长距离的液体输送(数公里)和(或)其他产生酸的机制。地层水中的溶解状无机碳,天然气中的二氧化碳,以及碳酸盐胶结物中的碳同位素数据指出,脱羧作用所生成的二氧化碳对这些碳储集层的影响只是次要的。干酪根 水→甲烷 二氧化碳的反应能够解释这种同位素数据,但是,除非把长距离的物质输送计算在内,否则单独用来计算全部次生孔隙率是不够的。     

普光气田MDEA法脱硫脱碳工艺技术

甲基二乙醇胺(MEDA)溶液用于含有H_2S和CO_2气体的选择性脱硫,具有吸收选择性高,再生能耗低,处理能力大等特点。选用MDEA作为吸收溶剂,通过催化反应脱除天然气中有机硫,设置级间冷却器控制CO_2的吸收,吸收溶剂通过串级吸收、联合再生,降低了装置能耗和运行成本。该工艺在普光气田应用后,外输产品气中H_2S含量在6 mg/m~3以下,CO_2含量低于3%(φ),总硫含量低于200 mg/m~3。     

填料塔中混合胺钛基纳米流体对高浓度CO2的捕集试验研究

模拟了石油化工废气排放过程中高浓度CO₂(50%，体积分数)尾气处理场景。对伯胺和叔胺溶液进行复配，建立了兼具快速反应性能和高吸收容量的混合胺钛基纳米流体。自主设计并搭建10 t/a规模填料塔CO₂吸收-解吸循环试验系统，考察了纳米流体吸收剂在填料塔中的CO₂吸收-解吸综合强化机制。研究发现，相较混合胺而言，纳米流体吸收剂最大可提升40%的吸收-解吸循环容量。提高贫液中的CO₂负载会削弱纳米颗粒对吸收剂捕集CO₂性能的促进作用。当CO₂负载达到0.4 mol/mol(1 mol胺负载0.4 mol CO₂)时，纳米流体吸收剂的体积总传质系数和混合胺吸收剂基本一致。体系中纳米颗粒之间的相互作用增强，使液相内部形成微对流，可提升捕集体系的CO₂吸收性能。但当纳米颗粒质量分数超过0.12%时，液相中的微对流和固体穿梭效应会因粒子团聚而削弱。因此，需要在循环过程中采取有效措施对团聚的纳米颗粒进行分散。如何通过耦合外部扰动...     

应用贝尔佐纳陶瓷金属修复碳丙泵气蚀

南京化学工业(集团)公司氮肥厂合成氨生产工艺经过技术改造后,采用碳酸丙烯酯加压吸收的工艺,来脱除变换气中的CO_2和H_2S。三台碳丙泵均为美国宾汉姆——国际公司引进设备。其作用为利用碳丙泵将碳丙液打入吸收塔,吸收CO_2和H_2S后,通过能量回收透平装置去再生系统,将吸收的CO_2等气体释放出     

CO_2在原油与盐水中的溶解扩散规律研究

CO_2在溶液中的溶解扩散机理是CO_2作为驱油剂进行原油开采以及将CO_2安全有效地质埋存的先决条件。现有文献对CO_2溶解扩散规律的室内实验研究相对较少,主要集中于数值模拟研究。在室内实验研究的基础上,引入变扩散系数方程,结合理论计算分析,对CO_2在驱油和地质埋存过程中的溶解扩散机理进行了量化分析。结果表明:CO_2在原油中的扩散系数呈快速上升再快速下降到最后缓慢下降趋于平缓,其在原油中的平均扩散系数与原油黏度呈幂函数关系,原油临界黏度为30 m Pa·s;同一原油中,平均扩散系数与压力大小线性相关; CO_2在原油中的溶解比例越高,泡点压力越大,原油黏度越低,体积系数越高,原油物性得到改善,有利于提高驱油效率。在CO_2地质埋存过程中,储层压力越大,CO_2扩散越快,溶解量越大,但平衡时间更长;盐水层浓度越高,扩散速率越低,溶解量越少;盐水层浓度越低,CO_2溶解度受温度影响越大。对CO_2溶解扩散机理的量化研究对CO_2地质埋存、CO_2驱油以及优化CO_2吞吐过程中焖井时间具有指导意义。     

二氧化碳在油气田地质封存中溶解物性的研究进展

为减缓温室气体的排放,二氧化碳(CO_2)地质封存技术已成为研究热点。由于CO_2封存于油气田既能实现CO_2减排又能提高原油采收率(EOR),是一项具有大规模CO_2减排潜力、控制温室气体排放、提高原油采收率的重要技术之一。CO_2注入油气中溶解时的CO_2溶解度、扩散系数及因溶解而引起的体系密度、体积变化等是该技术发展的重要理论基础。本文介绍了CO_2油气封存技术,综述了CO_2封存于油气田溶解过程中的CO_2溶解度和扩散系数,及体系膨胀系数和密度等溶解物性参数的研究进展,指出当前研究中存在的不足和今后的发展方向。     

国外动态

Selefining法脱硫该法用于含CO_2气体,如天然气、煤气及Claus硫回收尾气等的脱硫.产品为净化气和富H_2S气,如果需要还可从回收不含硫的CO_2气. 该法利用典型的烷醇胺流程,包括吸收塔、闪蒸罐、贫/富液换热器、再沸汽提塔、循环泵及溶剂冷却器等.吸收剂是一种具有规定选择性的特殊溶液,含有机溶剂、叔胺和少量水.构成溶液的所有组分都很便宜,且为市场易购产品;吸收液的化学性质稳定、无毒、无腐蚀性,因此,无需使用特殊材质的设备.     

二氧化碳加氢制甲醇轴向反应器模拟

针对二氧化碳加氢生产甲醇的轴向反应器,建立了一维拟均相数学模型,采用Runge-Kutta法求解数学模型。对二氧化碳加氢反应动力学模型中的各参数进行了修正拟合,通过MatlabR软件计算了二氧化碳加氢反应器中的反应情况,并优化了反应器的操作参数,得到了较优的反应器操作条件:进料n(CO_2):n(H_2)为1:4、n(CO_2):n(CO)为10:1、温度为235℃,管外换热水温度230℃,单管进料速度为2.1 mol/s。在此条件下,二氧化碳的转化率为17.9%,目标产物甲醇的选择性为72.8%,单套生产能力为300 kt/a,为工业化反应器设计提供了理论支持。     

新型燃煤烟气CO_2吸收剂与双热泵耦合CO_2捕集工艺试验研究

针对当前燃煤电厂烟气采用有机胺化学吸收法存在能耗高、设备腐蚀严重的现状,结合烟气CO_2低分压的特点,开发了新型有机胺CO_2捕集吸收剂,每升溶液的饱和吸收CO_2量达到47.7 L,较MEA (一乙醇胺)溶液提高了29.1%,再生率较MEA提高80%以上;针对CO_2捕集工艺能耗高的特点,提出了工艺节能目标,研发了"吸收式热泵+MVR热泵"双热泵耦合低能耗CO_2捕集工艺,系统能耗较常规MEA工艺降低38.32%,节水率达到63%。开发的新型吸收剂和双热泵低能耗工艺在胜利电厂100 t/d烟气CO_2捕集工程上进行了中试验证,结果表明,在CO_2捕集率≥80%、产品CO_2纯度≥99.5%的情况下,新型吸收剂再生能耗为每吨CO_2所需蒸汽1.395 t,较MEA工业测定值降低30.2%;集成双热泵装置后系统再生能耗降至1.01 t,相比此套体系未应用前降低了21%,相比MEA工业测定值降低45%,技术指标达到国际领先水平。     

填料塔中有机胺溶液脱除CO2性能研究

在鲍尔环填料塔中，以有机胺溶液为吸收剂，脱除模拟烟气中的CO₂。考察了有机胺溶液质量分数、溶液pH、烟气流量、溶液喷淋量、入口CO₂体积分数、液气比、吸收温度及填料层高度等关键参数对CO₂脱除率的影响。结果表明，CO₂脱除率随有机胺溶液质量分数、溶液pH、溶液喷淋量、液气比及填料层高度的增加而增大，随烟气流量和入口CO₂体积分数的增大而减小，随吸收温度的升高先增大后减小。在有机胺溶液质量分数为20%，溶液pH为11.0，烟气流量为2.5 m³/h，溶液喷淋量为9 L/h，入口CO₂体积分数为8%，液气比为3.6～4.8 L/m³，吸收温度为30℃，填料高度为1.70 m的条件下，CO₂脱除率超过90%。本研究成果可为有机胺溶液脱除CO₂的工业应用提供数据支撑。     

CO_2在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油中的溶解性研究

为论证CO_2驱油技术在准噶尔盆地昌吉油田吉7井区稠油开发中的可行性,开展了原油注CO_2膨胀实验及细管驱替实验,以研究CO_2在研究区稠油中的溶解特性。实验结果表明:(1)在目前16.41MPa地层压力的条件下,当CO_2注入比例达到50mol/mol时可使原油黏度降低42.3%~66.7%,原油密度由0.9011g/cm3降低至0.8428g/cm3,体积系数增大20%,原油膨胀系数增加至1.13~1.24,气油比增加6.3~8倍,饱和压力增大140%~306%;(2)随注入压力提高,地层原油采收率不断增加,气体突破较晚,当注入压力为45MPa时,地层原油采收率为46.68%,表现为非混相驱特征;(3)实验结果表明CO_2对研究区稠油具有很好的降黏和膨胀作用,表明CO_2非混相驱油技术适用于研究区特深层稠油油藏开发。     

NaCl存在下SDBS与超高相对分子质量AM-AA-AMPS三元共聚物的相互作用

 在NaCl存在下,考察了超高相对分子质量丙烯酰胺(AM)/丙烯酸钠(AA)/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠(AMPS)三元共聚物(AM-AA-AMPS)与表面活性剂十二烷基苯磺酸钠(SDBS)在水溶液中的相互作用。结果表明,AM-AA-AMPS与SDBS可形成交联网状结构缔合物,粒径大约为0.2 μm。NaCl的存在增强了AM-AA-AMPS与SDBS的相互作用,使得共聚物溶液表现出特殊的黏度行为。SDBS浓度为0.015 mol/L时,NaCl质量浓度升高至10 g/L后,溶液表观黏度升高约25%,当NaCl质量浓度为15 g/L、SDBS浓度大于0.015 mol/L时,溶液表观黏度增加约7倍。升高温度引起AM-AA-AMPS与SDBS缔合物的解离,导致溶液表观黏度降低,但同时增加了SDBS在溶液中的溶解量,与AM-AA-AMPS的作用范围加大,使得溶液表观黏度在一定温度范围内略有升高。     

混合醇胺溶液耦合电石炉净化灰吸收-矿化CO2性能

针对醇胺吸收法中富CO₂吸收液的解吸封存问题，详细探究了乙醇胺(MEA)与N,N-二甲基乙醇胺(DMEA)混合溶液耦合电石炉净化灰吸收-矿化CO₂的潜力，并同等添加比例(n(CO₂):n(Ca)=1.0:1.0)下CaO、Ca(OH)₂的CO₂矿化性能进行了对比。实验结果表明，配比为1.5 mol/L MEA+1.5 mol/L DMEA的混合醇胺溶液的CO₂吸收负荷和解吸率最大，分别为1.807 mol/L和82.78%；经过4次吸收-解吸循环后其CO₂吸收性能有所下降，但4次循环后CO₂吸收负荷仍有0.950 mol/L，利用电石炉净化灰可有效解吸封存MEA/DMEA混合醇胺溶液吸收的CO₂。电石炉净化灰的解吸性能接近CaO但优于Ca(OH)₂，所得矿化产物包括文石、球霰石和方解石型碳酸钙。这主要由于活性含钙物质可以向富CO₂溶液中释放Ca