高硫低碳单井含硫气开发脱硫工艺的研究
国外高含硫天然气开发技术调研
含硫气藏开发专题四国外高含硫天然气开发技术调研1—摘要在高含硫气田的开采过程中会遇到比一般气田开发更多和更复杂的问题，由于 H2S 和CO2具有十分强的腐蚀性，而且H2S还具有极大的危险性，在完井、开采、集输及净化处理过程中对井下、集输和净化处理设备会造成严重腐蚀，所以在整个开发过程都需采用一些特殊的防范措施。
本专题针对渡口河、铁山坡、罗家寨气田的情况，分四个部分进行了调研：国外高含硫天然气田的完井投产：完井投产主要从以下几方面进行了调研：完井方式、完井方法的选择和完井液的选择，金属对金属密封技术在完井管柱中的应用，高含硫气井的完井管柱结构，高含硫深井的油、套管的应力设计，高含硫深井的生产油管选择，完井装备的选择，完井投产中的防腐技术等。
国外高含硫天然气田的开采：主要从井下防腐和防硫堵两方面进行了调研：国外高含硫气田井下采取的防腐措施（选用抗H2S和CO2腐蚀的材料除外），包括缓蚀剂、缓蚀剂的加注方法、腐蚀监测及监测方法；防硫沉积方面的调研包括元素硫的溶解性、硫沉积的形成；除硫措施：硫溶剂、硫溶剂的再生方法及工艺。
国外高含硫天然气田的集输：从如下方面进行了调研：集输工艺：集气方式及管网分布、集气工艺流程、集气工艺技术和设备、集气系统主要工艺参数；集输系统的腐蚀：缓蚀处理和缓蚀剂、腐蚀系统的确定、缓蚀处理和工艺；腐蚀监测：腐蚀监测的作用和方法、腐蚀监测工程分析；集输系统抗腐蚀金属材料；国外典型高含硫气田的集输系统。
国外高含硫天然气的净化：从如下方面进行了调研：世界主要国家高含硫天然气净化处理情况（包括脱硫、硫回收所采用的工艺及处理能力等），一些典型高含硫气田净化厂的工艺技术和生产运行状况，以及这些高含硫净化工艺的应用及技术进展情况等。
通过对上述方面的调研，认为从技术上和经济上开发渡口河、铁山坡、罗家寨气田是可行的，但是需从国外引进部分技术、设备和材料等。
1—目录1 国外高含硫气田的分布情况…………………………………………（1—2）2 国外高含硫气井的完井投产…………………………………………（1—2）2.1 完井方法的选择······························································（1—2）2.1.1 完井液的选择 ······························································（1—2）2.1.2 金属对金属密封技术的应用 ············································（1—4）2.2 完井管柱结构·································································（1—4）2.2.1 油、套管的应力设计 ·····················································（1—4）2.2.2 生产油管的选择 ···························································（1—4）2.3 完井装备的选择······························································（1—5）2.3.1 完井的井下工具及其配套设备 ·········································（1—5）2.3.2 井口装置·····································································（1—6）2.4 含硫气井完井的主要经验教训及关键技术 ····························（1—6）2.4.1 主要经验教训……………………………………………………… (1—6).3 高含硫气田的开采（井下腐蚀与防腐及防硫沉积）………………（1—9）3.1 采取的防腐措施·····························································（1—10）3.1.1 材料··········································································（1—10）3.1.2 采用的缓蚀剂 ·····························································（1—10）3.1.3 缓蚀剂注入方法 ··························································（1—10）3.1.4 腐蚀监测····································································（1—11）3.1.5 国内含H2S和CO2气井防腐蚀缓蚀剂及其加注方法 ···········（1—11）3.2 气田硫沉积及解决对策····················································（1—12）3.2.1 元素硫的溶解性及硫沉积的形成 ·····································（1—13）3.2.2 采取的除硫措施 ··························································（1—13）4 高含硫气田的集输……………………………………………………（1—14）4.1 集输工艺······································································（1—14）4.1.1 集气方式及管网分布 ····················································（1—14）4.1.2 集气工艺流程 ·····························································（1—14）4.1.3 集气工艺技术和设备 ····················································（1—15）4.1.4 集输系统主要工艺参数 ·················································（1—15）4.2 集输系统的腐蚀·····························································（1—16）4.3 缓蚀处理和缓蚀剂··························································（1—16）4.3.1 腐蚀系统的确定 ··························································（1—16）4.3.2 缓蚀处理和工艺 ··························································（1—16）4.4 腐蚀监测······································································（1—17）4.5 集输系统抗腐蚀金属材料·················································（1—17）1—4.6 典型气田的集输系统·······················································（1—17）4.6.1 法国拉克气田 ·····························································（1—17）4.6.2 Shell加拿大公司酸气田 ·················································（1—18）4.6.3 British 哥伦比亚的Grizzly valley 集输系统························（1—18）4.6.4 加拿大East crossfield D-1气田集输系统····························（1—18）4.6.5 Cave Creek Deep和Yellow Creek Deep气田集输系统············（1—18）5 高含硫天然气的净化处理……………………………………………（1—19）6 认识与建议……………………………………………………………（1—21）6.1 完井投产······································································（1—21）6.2 开采············································································（1—22）6.2.1 调研结论····································································（1—22）6.2.2 硫沉积、硫溶剂及其再生工艺 ········································（1—23）6.2.3 建议··········································································（1—23）6.3 集输············································································（1—24）6.3.1 高含硫气田的集输系统 ·················································（1—25）6.3.2 国外高含硫气田集气方式 ··············································（1—25）6.3.3 国外高含硫气田的输气方式 ···········································（1—25）6.3.4 清管除垢、防硫沉积 ····················································（1—25）6.3.5 水合物防止工艺技术 ····················································（1—25）6.3.3 腐蚀控制····································································（1—26）6.3.4 建议··········································································（1—27）6.4. 净化处理 ·····································································（1—28）6.4.1 结论··········································································（1—28）6.4.2 建议··········································································（1—30）1—目前世界上已发现的高含硫气藏虽为数不多，但其储量却不可忽略，尤其是在一次性能源越来越少的情况下，开发利用这部分开采难度较大的资源具有十分重要的现实意义，而且回收的硫磺是一种用途广泛的化工原料。
中高含硫气井干法脱硫工艺应用
中高含硫气井干法脱硫工艺应用摘要：TL6井是勘探分公司在TL区块茅口组部署的一口预探井，所产天然气硫化氢含量达30g/m3，周边没有可用的管道输送原料气，为实现试采认识和产能评估，选用干法脱硫工艺和CNG槽车充装外销的方式进行试采，通过油嘴和节流阀控制脱硫进气压力，经脱硫加压后充装槽车，处理后的产品气硫化氢含量5mg/m3以下，达到国家一类气使用标准，达到稳定试采生产的目的。
关键词：中高含硫脱硫试采 CNG充装TL6井为区域探井，试采录取资料需3-6个月时间，现场条件限制较多，对比分析了多方提案与建议，在规模产能未形成的情况下，不具备修建管道输气的经济条件，目前常用的脱硫工艺是湿法脱硫与干法脱硫两种模式，湿法脱硫试采在鸭深1井已成功应用，从经济成本分析不适用于TL6井，而干法脱硫在建设周期与资金投入上更具优势。
一、脱硫工艺选择目前天然气工业领域应用较多的脱硫工艺是湿法脱硫，湿法脱硫工艺主要有双塔脱硫（液相氧化法）、MDEA+自循环LO-CAT和MDEA+Claus工艺，湿法脱硫多用于含硫气田脱硫建厂使用，工程规模较大，相对而言干法脱硫具有如下优点：1、建设投资小、运行配置人员更少，短周期内运行成本低；2、占地面积小，试气井场即满足安装要求，不需要征地和再进行安评环评工作；3、操作弹性大，通过调整脱硫剂更换频率适用于不同的原料气产量；4、该工艺设备可采用租赁形式运行，设备使用后可转移再次利用；5、建设和运营的安全风险小。
TL6井针对的是单井试采，试气测试产量2-5×104m3，硫化氢含量30g/m3左右，计划试采周期6个月，井场周边500m范围内有居民100余户，农田较多，同时周边无可用的原料气输送管网，直接放喷燃烧产生的有害气体会对周边居民造成较大危害。
通过经济成本分析，最终选用干法脱硫试采。
二、工艺原理脱硫原理——在脱硫罐内采用固体水合氧化铁（Fe2O3·H2O）与硫化氢发生反应脱硫，。
高硫煤中硫脱除理论的实验研究
1 研究背景 煤清洁技术治疗的难点是除去有机硫化合物，从工业除尘通风的角度去看，难点是在煤中除去有机硫可由煤燃烧之前，期间和燃烧后处理。
1.1 物理脱硫 物理脱硫方法利用煤的物理性质，以煤基质中分离，常用的有以下两种方法：浮洗法、磁选法。
浮选洗涤方法具有根据清洁煤的表面的性质上的特细黄铁矿良好的效果。
表1示出的原理和几种常见物理脱硫的影响。
1.4 X 射线光电子能谱原理 X 射线光电子能谱（XPS）是用于测量经验化学，化学和材料中的各种元件的电子状态的定量光谱技术。
而照射与X 射线束，动能和电子从材料的表面为1nm 至10nm 逸出的数量的材料进行测量，由此获得的X-射线光电子光谱。
XPS 测量是在超高真空环境中进行。
以使得在表面的原子内的电子被激发，被激发的内层电子成为能源，常用于测量材料中各种元素的经验化学式。
在研究过程中，需要分析煤化合物的XPS 时，硫的煤样品中的组合可以根据硫峰的位置来判断。
在阅读众多学者的研究数据后，我们总结出含硫化合物中硫的煤样的峰值位置的类型。
例如，当硫的峰位置是2P，电子结合能为169eV 和171eV 之间。
含硫分子是具有165eV 和168eV 之间的结合能的无机硫化合物，它属于砜或亚砜的硫化合物。
还有一些属于噻吩164eV 和164.3eV 之间的硫化合物。
根据上述，随着理论与研究的相结合，我们可以得到含硫化合物硫的2P 电子结合能表。
高硫煤中硫脱除理论的实验研究武通浩（山西煤炭运销集团吕梁孝龙煤炭综合物流园（有限公司）,山西 孝义032300）摘 要：本文基于非热效应实验和建立在7.0级含硫模型化合物，键长，偶极矩，键级和所施加的电场下的分子的其它的电场的变化进行了研究，并且得出如下结论：在大同煤样的研究，组件可分为煤重组，煤节约介质基，煤密介质基和煤轻质基。
通过GC / MS 检测和从煤样品中提取有机溶剂的分析三种噻吩的硫，5个硫醚硫，和四（子）砜小分子模型化合物进行推断含硫;不溶性物质进行了测试和分析，以构建3个大分子结构模型；在噻吩的有机硫化合物是含硫化合物，其是难以去除；通过比较虚部并与照射强度的损耗角正切值的曲线确定噻吩结构是最稳定的，这是与微波脱硫实验结果相一致。
高含硫天然气脱硫脱碳技术研究分析
高含硫天然气脱硫脱碳技术研究分析作者：马仔军来源：《中国化工贸易·中旬刊》2018年第10期摘要：我国高含硫天然气的产量较高，为了使这些天然气达到商品天然气的品质要求，必须要对其进行脱硫脱碳处理。
基于此，本文说明了醇胺法、配方醇胺溶液法、活化MDEA 法、空间位阻胺法、砜胺法、膜分离法这些高含硫天然气脱硫脱碳的主要技术，阐述了高含硫天然气脱硫脱碳技术的优化策略。
关键词：高含硫天然气;脱硫脱碳;净化处理在我国，多数大型天然气田均属于高含硫气田。
目前，高含硫天然气的产量在我国天然气总产量中的30%。
为了确保开采出的高含硫天然气符合我国对于商品天然气的质量要求，必须要对其进行脱硫脱碳的净化处理。
所以，必须要应用以及不断开发出先进的、安全的、可靠的高含硫天然气脱硫脱碳技术。
本文结合笔者的工作经验，对高含硫的净化技术进行探讨，为相关工作人员提供参考。
1 高含硫天然气脱硫脱碳的主要技术1.1 醇胺法醇胺法是现阶段国内外进行高含硫天然气净化处理中最常使用的技术，能够对高含硫天然气中的H2S进行吸收。
一般情况下，在使用醇胺法对高含硫天然气进行净化时，会使用常规的醇胺溶剂，包括DEA（二乙醇胺）、MEA（一乙醇胺）和DGA（二甘醇胺）;也可以使用选择性醇胺溶剂，包括DIPA（二异丙醇胺）、MDEA（甲基二乙醇胺）。
相比于选择醇胺溶剂，常规醇胺溶剂不仅能够对高含硫天然气中的H2S进行净化，还能够对其中的CO2进行净化处理。
但是，由于其没有选择性，容易发生降解，且会对设备产生腐蚀，所以普遍使用MDEA（甲基二乙醇胺）对高含硫天然气进行净化处理。
1.2 配方醇胺溶液法MDEA（甲基二乙醇胺）是一种较好的脱硫醇胺溶剂，但是在高含硫天然气中的H2S或CO2含量较高的情况下，其净化效果难以达到商品气的要求标准。
针对这样的问题，俄罗斯的相关工作人员对醇胺溶剂进行了调整与优化，使用了DEA（二乙醇胺）+MDEA（甲基二乙醇胺）溶剂对高含硫天然气进行了净化处理。
高含硫气藏安全高效开发技术
高含硫气藏安全高效开发技术高含硫气藏是指含硫化合物含量较高的天然气储层。
由于其含硫化合物具有毒性和腐蚀性，对环境和设备产生严重影响，因此高含硫气藏的安全高效开发技术显得尤为重要。
本文将从以下几个方面进行讨论。
高含硫气藏的安全开发需要采取有效的防控措施。
在钻井与完井阶段，应加强井筒表面防腐措施，以防止硫化物对井筒设备的腐蚀。
同时，在施工过程中要严格控制井筒温度和压力，避免硫化物的析出和聚集，以减少安全隐患。
高含硫气藏的高效开发需要合理设计生产工艺。
在生产过程中，可以采用注入酸性物质的方法来降低含硫气体的硫含量，从而减少对设备的腐蚀。
此外，可以通过合理调整生产参数，如降低生产压力、适当增加井底流体速度等，来提高产量和气体品质。
高含硫气藏的安全高效开发还需要进行有效的气体处理和储存。
对于含硫气体，可以采用物理吸附、化学吸附、催化氧化等方法进行脱硫处理，以降低气体中硫化物的含量。
同时，还可以使用合适的储气设备，如气体储罐、储气库等，对气体进行储存，以保证气体的安全性和稳定性。
高含硫气藏的安全开发还需要加强对人员的培训和管理。
工作人员应具备丰富的专业知识和技能，能够熟练操作设备、判断和应对突发情况。
同时，应制定相应的安全操作规程和应急预案，并定期进行演练和培训，提高应对突发情况的能力。
高含硫气藏的安全高效开发技术涉及到多个方面的问题，需要综合考虑各种因素，并采取相应的措施进行防控。
只有在科学、规范的操作下，才能确保高含硫气藏的安全开发，实现资源的高效利用。
这对于保障能源供应、推动经济发展具有重要意义。
因此，我们应加大研究力度，不断探索适应高含硫气藏开发的新技术，为能源产业的可持续发展做出贡献。
高含硫天然气有机硫的脱除技术研究
72在天然气的开发利用中，高含硫气田占有很大的比例。
近年来，随着油气开发技术的不断发展，针对高含硫气田所采用的脱硫技术也不断涌现，给天然气开发和利用提供了良好的条件。
本文针对目前的高含硫天然气有机硫的脱除技术进行了研究探讨，以更好地推动天然气处理技术满足环保和质量的要求。
1 固体脱硫法该方法是利用分子筛去除天然气中的有机硫，通过分子筛的吸附、收集以及再生实现脱硫目的，其工艺流程与天然气处理中的分子筛脱水流程相似。
原料气先进入到含有分子筛的有机硫吸收塔，经过自上而下的流经过程，天然气中的有机硫被分子筛内部的吸收剂吸附收集，净化后的天然气进入下游装置。
当分子筛吸附一定量的有机硫后需要进行再生，从而实现循环脱硫。
2 物理溶剂脱硫法该脱硫方法的原理是利用高含硫天然气中的各种组分在特定条件下的溶解度不同来进行有机硫的脱除。
目前采用的物理溶剂主要有多乙二醇甲醚、磷酸三丁酯、N-甲基吡咯烷酮等。
该方法的优势在于天然气的处理量大、具有再生性、可以通过减压过程蒸馏出较大部分的酸性气体、溶剂对设备的腐蚀性小、处理稳定性高、脱除效果好等，因而是目前行业内高含硫天然气中用于有机硫脱除中最为常见的一种工艺方法。
但是该方法对于物理溶剂的使用量较大，因此成本较高。
此外，在物理溶剂对有机硫溶解吸收的过程中经常会发生共吸现象，因而给后续脱硫产品的质量控制加大了难度。
3 物理-化学溶剂法该脱硫方法是利用物理溶剂和化学溶剂等多种溶剂的混合体系来去除天然气中的有机硫。
目前，在该类脱硫工艺中主要的代表为Sulfinol方法和Hybrisol方法。
Sulfinol方法中所采用的溶剂是环丁砜、甲基二乙醇胺（MDEA）和二异丙醇胺（DIPA）。
其中MDEA和DIPA可以去除天然气中的硫化氢等酸性气体，环丁砜可以去除天然气中的有机硫，因此脱硫效果较好。
在实际应用中，目前采用DIPA -环丁砜的处理工艺，如川西北气矿天然气净化厂、川西南天然气净化厂等。
高含硫天然气脱硫处理研究开题报告
西南石油大学应用技术学院毕业设计（论文）开题报告毕业设计题目：高含硫天然气脱硫处理研究学生姓名：李平学号： 0915010139专业：石油化工生产技术指导教师：赵建华职称：助教2012年 3 月 6 日文献综述天然气是一种洁净、方便、高效的燃料，也是非常重要的化工原料。
从井场出来的天然气多数含有H2S，为了达到管输标准必须对它进行处理。
用于天然气脱除酸性组分的方法有很多，大体可分为干法和湿法两大类。
干法脱硫现在工业上已很少应用，湿法脱硫以醇胺法应用最广。
近年在川东北发现了开发前景巨大的天然气气藏，但该区气田高含硫化氢。
高含硫天然气的净化问题，国内尚无成熟的技术可借鉴。
天然气净化工艺中脱硫剂性能的好坏直接关系到净化气能不能达到净化指标。
为此，有必要开发出一种适合高含硫天然气净化的高效新型脱硫剂。
本论文针对高含硫天然气研制了多种脱硫配方溶液，选取MDEA为基本溶剂，添加能够改善溶剂性能的多种活性组分，复配了一系列的溶剂。
通过静态脱硫试验，筛选出效果好的AY-2，并确定了最佳加入量为5%。
再对筛选出来的溶液做起泡趋势的测定实验，确定消泡剂的最佳用量为13.5mg/L。
然后对配方溶液作具体的评价。
考察其在不同吸收温度、不同H2S浓度、不同溶液浓度、不同气体流速、不同吸收溶液体积等主要因素对配方溶液脱硫效率的影响，确定了在常压、20℃左右的最佳操作条件：气体流速90ml/min；H2S浓度为10%（v）左右；溶液浓度为40%（w）；吸收液体积为120ml，吸收时间20min时该配方溶液的脱硫效果较好。
论文还考察了配方溶液对钢材的腐蚀性，通过实验发现脱硫溶液对钢材的腐蚀性是较低的。
２．本课题要研究或解决的问题和拟采用的研究手段（途径）：化学吸收法这类方法是以可逆的化学反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法。
溶剂与原料气中的酸性组分反应而生成某种化合物；吸收了酸气的富液在升温降压的条件下又能放出酸气。
这类方法中最具代表性的是碱性盐溶液法和醇胺法。
高含硫天然气脱硫工艺研究进展
高含硫天然气脱硫工艺研究进展发布时间：2023-03-22T05:36:27.949Z 来源：《科技新时代》2023年第1月1期作者：王晓龙[导读] 脱硫吸收塔是净化天然气的关键设备，天然气净化流程繁多，原料气成分复杂，涉及的原料、中间产品大部分易燃、易爆、有毒王晓龙广东政和工程有限公司广东广州510000摘要：脱硫吸收塔是净化天然气的关键设备，天然气净化流程繁多，原料气成分复杂，涉及的原料、中间产品大部分易燃、易爆、有毒；温度、内压较高容易造成容器破裂。
天然气净化厂设备分布局限，脱硫吸收塔内气体一旦发生泄漏，压缩气体会从破裂处高速喷出，在点火源的作用下，形成喷射火灾或爆炸，对相邻设备以及周围区域产生影响引发二次甚至多次事故，这就是天然气脱硫吸收塔事故后果的多米诺效应。
关键词：含硫天然气；MDEA脱硫装置；脱硫工艺；关键参数引言天然气作为一种清洁能源，在优化我国能源结构的过程中扮演着十分重要的角色。
我国从2010年开始逐渐提高了天然气在能源结构中的比重，预计后期天然气的消费量将会呈现出逐渐升高的趋势。
我国的天然气资源储量十分丰富，而近年来新增勘探开发的气田中酸性气田的占比达到了50%以上，主要分布在四川盆地等区域。
据有关统计显示，我国目前已探明的酸性天然气资源储量在6×1012m3以上，能够为我国的能源安全提供可靠的保障。
1含硫天然气的生成井口天然气的主要成分为CH4，但其中也包含了一些需要被除去的杂质，如水蒸气、H2S、CO2、He、N2和其他化合物[。
天然气中的H2S主要来源于自然形成和开采两个过程，其中自然形成是生成H2S的主要环节[。
在自然形成过程中，有机硫主要通过氧化、水解作用降解生成H2S；无机硫通过微生物作用生成有机硫，进而在腐败作用下生成H2S；结合热化学还原作用，形成H2S。
天然气开采过程中也会形成部分H2S，主要来源于钻井作业中岩浆喷涌上升过程中产生H2S、集输管道中的微生物滋生形成的H2S等。
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Fe2O3 脱硫剂 脱损 水
12t 19. 8 ×104 m3
1980t
电
7. 26 ×104kW·h
工资及福利
折旧费
修理费
销售费
管理费
财务费
运输费
2521t
总成本
减 NaHS 销售 收后总成本Fra bibliotek1320
88. 03 5. 40 12. 77 0. 40 4. 68 54. 00 87. 00 17. 40 5. 83 20 22. 8 23. 14 341. 45
的工艺见图 1 。流程中设置三台 NaOH 吸收器 ,两台串
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石油与天然气化工 2002
联运行 ,一台备用 。当一级运行的吸收器吸收 H2S 饱 和后停运 ,二级运行的吸收器转为一级 ,备用的吸收器 启用并按二级运行 。停运后的吸收器放料并补充脱硫 剂后备用 ,NaOH 吸收操作按此循环进行 。流程中设 置的固体 Fe2O3 吸收部分 ,始终对二级出口的净化气 进行精脱硫处理 , 以保证产品气的 H2S 残余量 < 20 mg/ m3 。操作控制的关键是安装在二级 NaOH 吸收器 出口 (或固体 Fe2O3 吸收入口) 的 H2S 在线分析仪对二 级净化气的监测 ,当其 H2S 含量达 150 mg/ m3 时即应 进行三个 NaOH 吸收器的转换操作 ,如此便能保证从 一级放出的液体 NaHS 达到化工产品的浓度要求 。
1 研究对象的选择
1. 1 某含硫气井现状 该井于 1977 年完钻 , 气质含 H2S 2. 8 % , 含 CO2
0. 25 %。1982 年委托局设计院按 MEA 法 5 ×104 m3/ d 处理能力进行设计 ,初设完成后因地质储量不清而搁 置 。1999 年又委托中国石油西南油气田分公司天然 气研究院设计所 ,按 MDEA 法脱硫和克劳斯硫回收装 置进行设计 ,处理能力仍按 5 ×104 m3/ d 考虑 ,净化装 置和集输工程总投资共需 1 127 万元 。经对该井酸化 和放喷测试 ,求得其可采地质储量仅 3 280 ×104 m3 。 产量按 5 ×104 m3/ d 安排 ,不到两年即将其采完 ,因其 投资难以收回而再次放弃 。
2 研究方案和成果
2. 1 原 理 NaOH 与 H2S 的反应分两步进行 ,最终生成 NaHS。
当气体中含有 CO2 时会有副反应发生 。 主反应 :第一步 2NaOH + H2S = Na2S + 2H2O
第二步 Na2S + H2S = 2NaHS 总反应 2NaOH + 2H2S = 2NaHS + 2H2O 副反应 : 2NaOH + CO2 = Na2CO3 + 2H2O NaHS 是一种化工产品 ,用于制革 、医药等行业 ,又 是生产 H2S 的一种原料 。当某些化工生产需要 H2S
1
1
59
451
22
99. 95
3. 74 29. 6 16. 85 1. 36 18. 98 16. 85 0 0. 55
2 40 %
2
3
3
112
2695
93
193
27785 328
99. 78 99. 24
0 2. 8 26. 84 2. 55 7. 18 16. 18 0 1. 06
固体析出
2. 99 27. 95 0 1. 46
硫剂 二级出口净化气残余 H2S 含量 : 150 mg/ m3 上述各参数中 ,NaOH 浓度和二级出口净化气残
余 H2S 两项最为关键 。前者可通过配溶剂时达到 ,后 者可以安装 H2S 在线分析仪进行有效的监控 。
3. 2 流程及特点 由 NaOH 吸收和固体 Fe2O3 吸收两部分组合而成
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第 31 卷 第 4 期 高硫低碳单井含硫气开发脱硫工艺的研究
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时 ,常使用 NaHS 与酸反应生成 。因此 ,NaHS 产品中 副产物的含量应予控制 ,其措施是保证 NaHS 生产时 , H2S 浓度高于 70 %。但本研究是使 NaOH 直接与含硫 气接触 ,而与其中 H2S 反应 ,以达到既脱硫又生成化工 产品的双重目的 。
(2) 脱硫剂对 H2S 的脱除率应尽可能高 ,经该脱 硫剂吸收 H2S 后天然气中 H2S 残余量应尽可能低 ,如 果尚不能达标外供也只需简易处理即可达到商品气的 质量指标 ;
(3) 脱硫剂对 H2S 的吸收反应无苛刻条件要求 , 设备应简易 ,操作应方便 ,操作条件应易于控制 。
根据上述要求而选择 NaOH 作为脱硫剂 ,对该井 含硫气进行试验考察 。
据之间选取 ,但更倾向序号 6 这组数据 。经 NaOH 吸 收后 ,净化气 H2S 残余量达工业用气标准 ;按 NaOH Fe2O3 组合工艺安排 ,则净化气 H2S 残余含量可 < 20 mg/ m3 。
3 NaOH - Fe2O3 吸收法脱硫的流程和特点
3. 1 参数的选择 NaOH 浓度 : 28 %～30 % 一级液相 NaHS 浓度 : 26 %～28 % 气液比 (以一级吸收计) : 70～90 m3 H2S/ m3 脱
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石油与天然气化工 2002
油气处理与加工
高硫低碳单井含硫气开发脱硫工艺的研究
兰树荣 周 文 徐双金
(中国石油西南油气田分公司蜀南气矿)
摘 要 本文在对某含硫气井现场实验的基础上 ,提出了 NaOH - Fe2O3 组合脱硫工艺和对该高硫 低碳气进行处理的流程 ,分析了该法的经济性 ,提供了开发边远高硫低碳含硫气井可供选择的脱硫方法 和基本思路 。
井气质含 H2S 达 43 g/ m3 ,仅脱硫剂成本就高于 1 元/ m3 ,显然不能采用 ;液相氧化还原法因溶剂硫容量低 、 循环量大 、耗电高 ,用于高含硫气的处理经济上也难以 过关 。因此 ,只能另行研究开发一种适宜的脱硫方法 。 首先是对脱硫剂的选择 ,其脱硫剂应能满足下述基本 要求 :
(1) 脱硫剂吸收 H2S 后直接生成有用的化工产品 而无需再生 ,以省去再生系统和硫回收装置的投资 ,满 足流程短 、投资省的要求 ;
4
1
28
113
25
99. 94
6. 18 22. 8 0 1. 72 9. 09 10. 52 0 1. 04
5 30 %
2
64
628
32
99. 93
0 13. 7 3. 58 1. 95 3. 32 24. 31 0 1. 64
6
3
101
11017 259
99. 4
0 0. 26 28. 9 2. 36 0 5. 22 27. 69 2. 16
其原因是 NaOH 吸收 H2S 后直接生成 NaHS ,既不需再 生而大幅度降低了投资 ,又可直接销售而创收 ,因而使 总成本下降了 50 %以上 。
表 2 2 ×104 m3/ d NaOH - Fe2O3 组合工艺装置成本构成
项 目
年消耗
年费用 (万元)
备 注
32 %NaOH
1201t
(4) 在 NaOH 浓度为 30 %条件下 ,吸收反应 3 h 时 ,二级吸收器出口天然气残余 H2S 含量为 259 mg/ m3 ,两级吸收后的 H2S 脱除率为 99. 4 %。该气质可供 工业使用 (标准为总硫 < 460 mg/ m3) ,如供民用 ,尚应 经固体 Fe2O3 脱硫 。
综合以上分析 ,采用 NaOH 为吸收剂对该井含硫 气脱硫时 ,其适宜的参数应在表 1 中序号 5 、6 两组数
由表 1 数据可以看出 : (1) NaOH 可以直接与含硫气中 H2S 反应 ,其反应
为两步进行 ; (2) NaOH 浓度在 40 %、30 %和 20 %条件下均能达
到 99 %以上的 H2S 脱除率 ; (3) NaOH 浓度为 40 %时 ,其后期反应的液相中有
固体析出 ,用于生产会造成设备和管线堵塞 ; 浓度为 20 %时 ,一级吸收液相 NaHS 浓度偏低 ,作为产品其价 值会降低且会增加运输费用 ; 浓度为 30 %时 ,一级液 相 NaHS 浓度可 达 28. 9 %以 上 , 比 市 场 销 售 的 液 体 NaHS 浓度 26 %～28 %的上限稍高 ;
表 1 NaOH 水溶液对某含硫气的吸收反应数据
序 NaOH 吸收时间
气液比 吸收后天然气 H2S H2S 总脱除率 含量 ,mg/ m3 (以二级出口计)
液相浓度 , %( w)
一级
二级
号 浓度
( h)
(m3H2S/ m3 液) 一级
二级
%
NaOH Na2S NaHS Na2CO3 NaOH Na2S NaHS Na2CO3
2. 2 试验目的 (1) 验证直接使用该井含硫气与 NaOH 反应而脱
硫。 (2) 考察 NaOH 浓度和反应时间 (或气液比) ,对天