之二、天然气脱酸(醇胺法)(讲课适用)
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天然气脱水第三章.ppt
第一节 防止天然气水合物形成的方法
防止天然气水合物形成的方法有三种： ①在天然气压力和水含量一定的条件下，将含水的天然气加热，使其加热后的 水含量处于不饱和状态。目前在气井井场采用加热器即为此法一例。 ②利用吸收法或吸附法脱水，使天然气露点降低到设备或管道运行温度以下； ③向气流中加入化学剂。目前常用的化学剂是热力学抑制剂，但自20世纪90年 代以来研制开发的动力学抑制剂和防聚剂也日益受到人们的重视与应用。 天然气脱水是防止水合物形成的最好方法，但出自实际情况和经济上考虑，一 般应在处理厂（站）内集中进行。否则，则应考虑加热或加入化学剂的方法。 关于脱水法将在下面各节中介绍，本节主要讨论加入化学剂法。
0.790
1.110
1.113
60℃
1.085
1.088
凝点/℃
-97.8
-13
-8
粘 （25℃）/mPa s
0.52
16.5
28.2
度 （60℃）/mPa s
4.68
6.99
比热容（25℃）/J/(g K) 2.52
2.43
2.3
闪点（开口）/℃
12
116
124
理论分解温度/℃
165
164
与水溶解度（20℃）②
表 3-1 常见有机化合物抑制剂主要理化性质
性质
甲醇（MeOH） 乙二醇(EG)
二甘醇(DEG)
分子式 相对分子质量
CH3OH 32.04
C2H6O2 62.1
C4H10O3 106.1
常压沸点/℃
64.5
197.3
244.8
蒸气压（25℃）/Pa
12.3(20℃）
12.24
0.27
天然气脱硫脱碳
第二章 天然气脱硫脱碳
概述 酸性气脱除方法与分类 醇胺法 砜胺法及其它脱硫方法
天然气脱硫脱碳
概述
天然气中主要的酸性气体成分:CO2、H2S（硫醇、硫醚）。 对于管道输气，要求H2S≯20mg/m3； 作为合成甲醇的原料，要求H2S≯1mg/m3，H2S能使催化剂中毒； 天然气中过高的CO2含量会影响其热值，商品天然气（一类指标）规定CO2≯2％。 为区别一般天然气，本章将酸性组分含量超过管输气或商品气质量要求的天然 气称为酸性天然气或含硫气。从酸性天然气中脱除酸性组分的工艺过程统称为脱硫 脱碳或脱酸气。如果此过程主要是脱除H2S和有机硫化物则称之为脱硫；主要是脱除 CO2则称之为脱碳。
（2-1）
乙醇胺与CO2反应(有两种反应）
2RNH2＋CO2＝RNHCOONH3R（氨基甲酸盐）
（2-2）主要反应
2RNH2＋CO2 +H2O ＝(RNH3)2CO3 （碳酸盐）
(2-3) 次要反应
对于MDEA，只能生成碳酸盐
2 R2 R N C2 OH2 O ( R2 R N) 2 H C3O
天然气脱硫脱碳
天然气脱硫脱碳
③H2S分压高的原料气采用砜胺法处理时，其能耗远低于醇胺法。 ④原料气如经砜胺法处理后其有机硫含量仍不能达到质量指标时，可再用分 子筛法脱硫。 (3) H2S含量低的原料气 当原料气中H2S含量低、按原料气处理量计的潜硫量(t/d)不大、碳硫比高且 不需脱除CO2时，可考虑采用以下方法： ① 潜硫量在0.5～5t/d之间，可考虑选用直接转化法，例如Lo-Cat法、ADANaVO3法和PDS法等； ② 潜硫量在小于0.4 t/d (最多不超过0.5 t/d )时，可选用非再生类方法， 例如固体氧化铁法、氧化铁桨液法等。
概述 酸性气脱除方法与分类 醇胺法 砜胺法及其它脱硫方法
天然气脱硫脱碳
概述
天然气中主要的酸性气体成分:CO2、H2S（硫醇、硫醚）。 对于管道输气，要求H2S≯20mg/m3； 作为合成甲醇的原料，要求H2S≯1mg/m3，H2S能使催化剂中毒； 天然气中过高的CO2含量会影响其热值，商品天然气（一类指标）规定CO2≯2％。 为区别一般天然气，本章将酸性组分含量超过管输气或商品气质量要求的天然 气称为酸性天然气或含硫气。从酸性天然气中脱除酸性组分的工艺过程统称为脱硫 脱碳或脱酸气。如果此过程主要是脱除H2S和有机硫化物则称之为脱硫；主要是脱除 CO2则称之为脱碳。
（2-1）
乙醇胺与CO2反应(有两种反应）
2RNH2＋CO2＝RNHCOONH3R（氨基甲酸盐）
（2-2）主要反应
2RNH2＋CO2 +H2O ＝(RNH3)2CO3 （碳酸盐）
(2-3) 次要反应
对于MDEA，只能生成碳酸盐
2 R2 R N C2 OH2 O ( R2 R N) 2 H C3O
天然气脱硫脱碳
天然气脱硫脱碳
③H2S分压高的原料气采用砜胺法处理时，其能耗远低于醇胺法。 ④原料气如经砜胺法处理后其有机硫含量仍不能达到质量指标时，可再用分 子筛法脱硫。 (3) H2S含量低的原料气 当原料气中H2S含量低、按原料气处理量计的潜硫量(t/d)不大、碳硫比高且 不需脱除CO2时，可考虑采用以下方法： ① 潜硫量在0.5～5t/d之间，可考虑选用直接转化法，例如Lo-Cat法、ADANaVO3法和PDS法等； ② 潜硫量在小于0.4 t/d (最多不超过0.5 t/d )时，可选用非再生类方法， 例如固体氧化铁法、氧化铁桨液法等。
天然气脱硫脱碳
天然气净化、加工流程框图
天然气脱酸性气体
第一节 脱酸气方法
第二节
第三节 第四节
化学吸收法
其他脱酸气方法 脱酸方法选择
我国对管输天然气的质量要求： ①进入输气管道的气体必须清除其中的机械杂质； ②水露点应比输气管道中气体可能达到的最低环境温度 低5℃； ③烃露点应低于或等于输气管道中气体可能达到的最低 环境温度； ④气体中的硫化氢含量不大于20mg/m3。
甲基二乙醇胺(MDEA)的特点：
（1）蒸气压低，挥发性弱，溶剂的蒸发损失小；
（2）甲基二乙醇胺（MDEA）比热低，所需再生热小； （3）腐蚀性低，溶液浓度高，循环量小，再生所需的热负荷低；
（4）具有吸收选择性，对H2S的吸收能力比CO2高；
（5）凝固点低（-14.6℃），适宜在高寒地区使用。
6、热碳酸钾 碳酸钾(K2CO3)与酸气的化学反应
四、胺法及其改进工艺
胺法分常规胺法和选择性胺法。 常规胺法是指可基本上同时脱除H2S及CO2的胺法。目前常规 胺法所使用的醇胺包括一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)及二甘醇胺 (DGA)。 选择性胺法是指在气体中同时存在H2S与CO2的条件下，几乎完 全脱除H2S而仅吸收部分CO2的胺法。具有选择脱硫能力的甲基二乙 醇胺(MDEA)得到了广泛应用，并取得了良好的经济效益。二异丙醇 胺（DIPA）在低压下也有显著的选择脱除H2S的能力。
高温使胺盐分解放出酸气溶液得到再生 高温水蒸汽
固液杂质
1一入口涤气器；2一吸收塔；3一“甜气”出口分离器；4一循环泵；5一贫胺冷却器；6一闪 蒸罐；7一除固过滤器；8一碳粒过滤器；9-增压泵；10-缓冲罐；1 1一贫／富胺液换热器； 12一再生塔；13一回流冷凝器；14一回流泵；15一重沸器；16一回流罐
天然气脱酸性气体
第一节 脱酸气方法
第二节
第三节 第四节
化学吸收法
其他脱酸气方法 脱酸方法选择
我国对管输天然气的质量要求： ①进入输气管道的气体必须清除其中的机械杂质； ②水露点应比输气管道中气体可能达到的最低环境温度 低5℃； ③烃露点应低于或等于输气管道中气体可能达到的最低 环境温度； ④气体中的硫化氢含量不大于20mg/m3。
甲基二乙醇胺(MDEA)的特点：
（1）蒸气压低，挥发性弱，溶剂的蒸发损失小；
（2）甲基二乙醇胺（MDEA）比热低，所需再生热小； （3）腐蚀性低，溶液浓度高，循环量小，再生所需的热负荷低；
（4）具有吸收选择性，对H2S的吸收能力比CO2高；
（5）凝固点低（-14.6℃），适宜在高寒地区使用。
6、热碳酸钾 碳酸钾(K2CO3)与酸气的化学反应
四、胺法及其改进工艺
胺法分常规胺法和选择性胺法。 常规胺法是指可基本上同时脱除H2S及CO2的胺法。目前常规 胺法所使用的醇胺包括一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)及二甘醇胺 (DGA)。 选择性胺法是指在气体中同时存在H2S与CO2的条件下，几乎完 全脱除H2S而仅吸收部分CO2的胺法。具有选择脱硫能力的甲基二乙 醇胺(MDEA)得到了广泛应用，并取得了良好的经济效益。二异丙醇 胺（DIPA）在低压下也有显著的选择脱除H2S的能力。
高温使胺盐分解放出酸气溶液得到再生 高温水蒸汽
固液杂质
1一入口涤气器；2一吸收塔；3一“甜气”出口分离器；4一循环泵；5一贫胺冷却器；6一闪 蒸罐；7一除固过滤器；8一碳粒过滤器；9-增压泵；10-缓冲罐；1 1一贫／富胺液换热器； 12一再生塔；13一回流冷凝器；14一回流泵；15一重沸器；16一回流罐
天然气加工工艺学——第四章 天然气酸性组分脱除
工艺可能产生的废气、废液、废料及其处理问题； 工艺的复杂程度，可靠性及工业经验； 估计的投资费用； 估计的能耗及物料消耗费用； 装置建设者的自身经验，这也是涉及工艺取舍的一个因
素。
3、国外脱硫脱碳工艺选择方法简介
以下是国外选择天然气脱硫脱 碳工艺形成的一些方法和经验，包 括区分不同工艺的应用区间、不同 工艺的排序或量化比较，以及不同 工艺的组合。
(4) 高压、高酸气浓度的天然气
主要脱除大量CO2的工况，可考虑选用膜分离法、 物理溶剂法或活化MDEA法；
需要同时大量脱除H2S和CO2的工况，可分两步 处理，第一步以选择性胺法处理原料气以获得 富H2S酸气送克劳斯装置，第二步以混合胺法 (Miscellaneous Processes )或常规胺法处理达净 化指标；
1、胺法工艺流程
常规胺法流程 (2) 胺液分流流程 (3) 吸收塔装设内冷器的流程
以下介绍常规胺法流程：
1—原料气 2—湿净化气 3—闪蒸气体 4—酸气 5—贫液 6—富液 A—吸收塔 B—闪蒸罐 C—贫富液换热器 D—再生塔 E－重沸器 F－贫液冷却器
常规胺法工艺流程
流程叙述
(3) 物理－化学吸收法(Sulphinol )
兼有物理、化学吸收剂的优点， 能选择性脱硫，可脱有机硫，再生 能耗低，吸收重烃，是目前天然气 脱硫领域运用最广泛的方法之一， 典型代表是砜胺法(Sulphinol )。
(4) 直接氧化法(Direct conversion processes )
利用溶剂与酸气发生氧化还原反 应脱除硫，此法工艺简单，但净化 度不高，有废液污染问题，常用方 法有铁碱法(Stretford)，蒽醌二磺酸 盐法(Takahax )。
(2) 湿法
如化学吸收法、物化吸收法等
素。
3、国外脱硫脱碳工艺选择方法简介
以下是国外选择天然气脱硫脱 碳工艺形成的一些方法和经验，包 括区分不同工艺的应用区间、不同 工艺的排序或量化比较，以及不同 工艺的组合。
(4) 高压、高酸气浓度的天然气
主要脱除大量CO2的工况，可考虑选用膜分离法、 物理溶剂法或活化MDEA法；
需要同时大量脱除H2S和CO2的工况，可分两步 处理，第一步以选择性胺法处理原料气以获得 富H2S酸气送克劳斯装置，第二步以混合胺法 (Miscellaneous Processes )或常规胺法处理达净 化指标；
1、胺法工艺流程
常规胺法流程 (2) 胺液分流流程 (3) 吸收塔装设内冷器的流程
以下介绍常规胺法流程：
1—原料气 2—湿净化气 3—闪蒸气体 4—酸气 5—贫液 6—富液 A—吸收塔 B—闪蒸罐 C—贫富液换热器 D—再生塔 E－重沸器 F－贫液冷却器
常规胺法工艺流程
流程叙述
(3) 物理－化学吸收法(Sulphinol )
兼有物理、化学吸收剂的优点， 能选择性脱硫，可脱有机硫，再生 能耗低，吸收重烃，是目前天然气 脱硫领域运用最广泛的方法之一， 典型代表是砜胺法(Sulphinol )。
(4) 直接氧化法(Direct conversion processes )
利用溶剂与酸气发生氧化还原反 应脱除硫，此法工艺简单，但净化 度不高，有废液污染问题，常用方 法有铁碱法(Stretford)，蒽醌二磺酸 盐法(Takahax )。
(2) 湿法
如化学吸收法、物化吸收法等
天然气脱水脱酸
油气集输课程论文学院：化工学院系别：石油加工系班级：姓名：学号：指导教师：科训题目：浅谈天然气脱水脱酸技术日期：2021年4月摘要通过对油气集输及矿场加工课程的学习，了解和掌握了很多专业知识。
让我们对油气田的开发，石油的后续加工如原油处理、气液别离、原油稳定等工程工艺都有了了解。
在此想就天然气的净化脱水脱酸工艺过程做简要介绍以加深多课程的学习理解。
本文主要介绍三甘醇脱水过程的工艺及流程以及MDEA脱酸过程。
关键词：天然气脱水，脱酸，三甘醇，MDEAAbstractThrough to the oil and gas field processing courses of study,I know a lot of professional knowledge.Let us for the development of oil and gas fields,oil and subsequent processing such as crude oil processing,gas-liquid separation,crude oil stability and other engineering technology with understanding.I would like to take natural gas ddehydration and acid process introduced briefly in order to deepen the understanding of multiple courses of study.This paper mainly introduces FEG dehydration process and process as well as MDEA deacidifcation process.Keywords：Natural gas dehydration，deacidification，TEG,MDEA目录1天然气脱水脱硫的意义51.1 天然气脱水的意义51.2 天然气脱硫的意义52天然气脱水的工艺比拟62.1膨胀制冷冷却法62.2 固体吸附脱水62.3 吸收脱水63MEDA吸收法天然气脱硫93.1MEDA吸收流程93.2MEDA吸收过程的优化节能94总结101天然气脱水脱硫的意义城市天然气是现代化城市人们生活和工业生产的一种主要能源，因其辛烷值高，燃烧充分，不留碳黑杂质，根本没有污染，被誉为“清净燃料〞或“绿色燃料〞。
第9章酸性气体的脱除第1节
41
•
它采用2.6 -蒽醌二黄酸钠和2.7-蒽醌二磺 酸钠(即ADA)为催化剂,以偏钒酸钠(NaVO3)、 碳酸钠(Na2CO3)、酒石酸钾钠(NaKC4H4O6)等 碱性盐溶液为脱硫剂。 • 不足之处是，该溶剂的吸收容量小,溶剂循 环量大,因而耗电量较高。其更主要的缺点是吸 收剂毒性太高。 • 本法适用于天然气中H2S含量较低,且 CO2/H2S比值高，气体处理量不太大的场合。
发了许多处理方法，这些方法可分成湿
法和干法两大类。工业大型装置以湿法
为主。
7
1. 湿法脱除酸性气体
湿法脱除• 化学吸收法； 物理吸收法； 化学-物理吸收法； 直接氧化法 ;
8
四川及重庆市是国内天然气的主产区之
一 ， 所 产 天 然 气 多 数 含 H2S ， 最 高 可 达
二异丙醇胺 （ %）
40 45 35 45 55
水 （%）
15 15 15 20 10
37
38
(四)砜胺法的优缺点
1.优点:
(1)酸气负荷高; (2)吸收贫液的循环量小,水、电、蒸汽的消耗指 标低,溶剂损失量小; (3)气体的净化度高;
(4)对设备的腐蚀较轻微。
39
(四)砜胺法的优缺点
2.缺点:
53
54
55
9.4硫磺的生产(简介)
• 从酸性天然气中分离出来的酸气混 合物主要由H2S、CO2和约1%的烃类气 体组成。处理这些混合物的方法有三类： • 1）将酸气混合物中的H2S转化成元素硫， 即硫回收； • 2）将酸气混合物送入火炬烟囱或焚烧炉； • 3）将酸气混合物增压后重新回注地层。
42
43
工艺流程：
• 图9-7所示为某蒽醌法天然气脱硫装 置的工艺流程,可以作为该法的典型例子。
•
它采用2.6 -蒽醌二黄酸钠和2.7-蒽醌二磺 酸钠(即ADA)为催化剂,以偏钒酸钠(NaVO3)、 碳酸钠(Na2CO3)、酒石酸钾钠(NaKC4H4O6)等 碱性盐溶液为脱硫剂。 • 不足之处是，该溶剂的吸收容量小,溶剂循 环量大,因而耗电量较高。其更主要的缺点是吸 收剂毒性太高。 • 本法适用于天然气中H2S含量较低,且 CO2/H2S比值高，气体处理量不太大的场合。
发了许多处理方法，这些方法可分成湿
法和干法两大类。工业大型装置以湿法
为主。
7
1. 湿法脱除酸性气体
湿法脱除• 化学吸收法； 物理吸收法； 化学-物理吸收法； 直接氧化法 ;
8
四川及重庆市是国内天然气的主产区之
一 ， 所 产 天 然 气 多 数 含 H2S ， 最 高 可 达
二异丙醇胺 （ %）
40 45 35 45 55
水 （%）
15 15 15 20 10
37
38
(四)砜胺法的优缺点
1.优点:
(1)酸气负荷高; (2)吸收贫液的循环量小,水、电、蒸汽的消耗指 标低,溶剂损失量小; (3)气体的净化度高;
(4)对设备的腐蚀较轻微。
39
(四)砜胺法的优缺点
2.缺点:
53
54
55
9.4硫磺的生产(简介)
• 从酸性天然气中分离出来的酸气混 合物主要由H2S、CO2和约1%的烃类气 体组成。处理这些混合物的方法有三类： • 1）将酸气混合物中的H2S转化成元素硫， 即硫回收； • 2）将酸气混合物送入火炬烟囱或焚烧炉； • 3）将酸气混合物增压后重新回注地层。
42
43
工艺流程：
• 图9-7所示为某蒽醌法天然气脱硫装 置的工艺流程,可以作为该法的典型例子。
天然气脱硫脱碳
③需要大量脱除原料气中的CO2 且同时有少量H2S也需脱除时，可先选膜分离
法，再选用醇胺法以达到处理要求。 以上只是选择天然气脱硫脱碳方法的一般原则，在实践中还应根据具体情况 对几种方案进行技术经济比较后确定某种方案。
第二节 醇 胺 法
醇胺法是目前最常用的天然气脱硫脱碳方法。据统计，20世纪90年代美国采
液法(包括活化MDEA法)。
④原料气压力低，净化气的H2S质量指标严格且需同时脱除C02时，可选用MEA 法、DEA法、DGA法或混合醇胺法。如果净化气的H2S和C02质量指标都很严格，则可 采用MEA法、DEA法或DGA法o ⑤在高寒或沙漠缺水地区，可选用DGA法。 (2)需要脱除有机硫化物
当需要脱除原料气中的有机硫化物时一般应采用砜胺法，即：
R 2R N
2R 2R N CO 2 H 2O (R 2R NH )2 CO 3
反应特点
① H2S与乙醇胺的反应时瞬时反应；CO2和MEA、DEA的反应速度较快，而 与MDE时对H2S 具有很强的选择性。
②反应均为放热反应，低温有利于吸收，高温有利于解吸。一般单乙醇胺
低达5.7mg/m3。在中低压情况下C02浓度可低达100×10-6(体积分数)。MEA也可脱
除COS、CS2，但是需要采用复活釜，否则反应是不可逆的。即就是有复活釜， 反应也不能完全可逆，故会导致溶液损失和在溶液中出现降解产物的积累。 MEA的酸气负荷上限通常为0.3～0.5mol酸气/molMEA，溶液质量浓度一般限 定在10％～20％。如果采用缓蚀剂，则可使溶液浓度和酸气负荷显著提高。由于 MEA蒸汽压在醇胺类中最高，故在吸收塔、再生塔中蒸发损失量大，但可采用水 洗的方法降低损失。
2.物理溶剂法 采用有机化合物为吸收溶剂(物理溶剂)，对天然气中的酸性组分进行物理 吸收而将它们从气体中脱除。主要包括多缩乙二醇法和砜胺法等。物理吸收法 的溶剂通常靠多级闪蒸进行再生，不需蒸汽和其它热源，还可同时使气体脱水。 海上采出的天然气需要大量脱除二氧化碳时常常选用这类方法。
LNG脱酸气
天然气预处理--脱酸气
LNG生产工艺流程
原料天 然气
过 滤
脱 重 烃
脱 酸 气
脱 水
脱 汞
粉 尘 过 滤
MRC
低温 液化 单元
LNG
储罐
用户
预处理部分
低温液 化部分
存储及运 输部分
脱酸气单元工艺原理
• 什么是天然气预处理?
天然气作为液化装置的原料气，首先必须对其进 行预处理。天然气预处理主要是脱除其中的有害 杂质及深冷过程中可能结晶的物质，也就是天然 气中的H2S、CO2、水分、重烃和汞等杂质。天 然气预处理主要目的有：①避免低温下水与烃类 组分冻结而堵塞设备和管道，降低管线的输气能 力；②提高天然气的热值，满足气体质量标准； ③保证天然气在深冷条件下液化装置能正常运行； ④避免腐蚀性杂质腐蚀管道及设备
下面我们看几个典型脱酸气工艺流程:
MDEA活化脱酸气工艺控制要点:
1、主要工艺控制参数
吸收塔压力：4.2~6.0MPa 吸收塔温度：40~60℃ 再生塔压力：0.05MPa 再生塔温度：95~119℃ 净化气中二氧化碳含量： ≤50PPm 2、工艺控制要点 ⑴、活化MDEA溶液浓度：MDEA浓度为45%+活化剂浓度为 5%=50%，日常控制在45%~50%之间。 ⑵、贫液进吸收塔的温度一般不高于45℃ ，且应较塔内气体露 点高5～6℃，否则容易使MDEA溶液严重起泡。
天然气中的酸气组分以及酸气的危害
天然气中酸气组分主要是指:
H2S、CO2 以及还可能含有一些有机硫化物如硫醇、硫醚、硫 化羰等。
酸气的危害：
1、H2S微量会对人的眼睛鼻喉有刺激性，若人在体积百分数达 到0.6%的空气中停留2分钟，就会危及生命； 2、酸性气体对管道设备腐蚀； 3、酸性气体的临界温度较高，在降温下容易析出固体，堵塞设 备管道;[H2S的沸点为-60.4℃熔点为-85.5℃,CO2沸点为78.48℃熔点为-58.5℃(加压)] 4、CO2不会燃烧，无热值，若参与气体处理和运输不经济.
LNG生产工艺流程
原料天 然气
过 滤
脱 重 烃
脱 酸 气
脱 水
脱 汞
粉 尘 过 滤
MRC
低温 液化 单元
LNG
储罐
用户
预处理部分
低温液 化部分
存储及运 输部分
脱酸气单元工艺原理
• 什么是天然气预处理?
天然气作为液化装置的原料气，首先必须对其进 行预处理。天然气预处理主要是脱除其中的有害 杂质及深冷过程中可能结晶的物质，也就是天然 气中的H2S、CO2、水分、重烃和汞等杂质。天 然气预处理主要目的有：①避免低温下水与烃类 组分冻结而堵塞设备和管道，降低管线的输气能 力；②提高天然气的热值，满足气体质量标准； ③保证天然气在深冷条件下液化装置能正常运行； ④避免腐蚀性杂质腐蚀管道及设备
下面我们看几个典型脱酸气工艺流程:
MDEA活化脱酸气工艺控制要点:
1、主要工艺控制参数
吸收塔压力：4.2~6.0MPa 吸收塔温度：40~60℃ 再生塔压力：0.05MPa 再生塔温度：95~119℃ 净化气中二氧化碳含量： ≤50PPm 2、工艺控制要点 ⑴、活化MDEA溶液浓度：MDEA浓度为45%+活化剂浓度为 5%=50%，日常控制在45%~50%之间。 ⑵、贫液进吸收塔的温度一般不高于45℃ ，且应较塔内气体露 点高5～6℃，否则容易使MDEA溶液严重起泡。
天然气中的酸气组分以及酸气的危害
天然气中酸气组分主要是指:
H2S、CO2 以及还可能含有一些有机硫化物如硫醇、硫醚、硫 化羰等。
酸气的危害：
1、H2S微量会对人的眼睛鼻喉有刺激性，若人在体积百分数达 到0.6%的空气中停留2分钟，就会危及生命； 2、酸性气体对管道设备腐蚀； 3、酸性气体的临界温度较高，在降温下容易析出固体，堵塞设 备管道;[H2S的沸点为-60.4℃熔点为-85.5℃,CO2沸点为78.48℃熔点为-58.5℃(加压)] 4、CO2不会燃烧，无热值，若参与气体处理和运输不经济.
天然气脱硫
5.2 脱硫方法分类与选择
(7)其它 如对气体脱硫、尾气处理有关的环保要求和规 范、以及脱硫装置的投资和操作费用等。 尽管需要考虑的因素很多，但按原料气处理量 计的硫潜含量或硫潜量(kg/d)是一个关键因素，与 间歇法相比，当原料气的硫潜量大于45kg/d时，应 优先考虑醇胺法脱硫。 据统计，全世界2000多套气体脱硫装置中，有 半数采用醇胺法脱硫，其次是砜胺法。90年代后 MDEA的用量已占醇胺总量的30％左右。
2、主要脱硫方法
方法名称 脱硫剂 脱硫情况 一、化学吸收法 工业应用
15%～25% 单乙醇胺 (质量分率)单 (MEA法) 乙醇胺水溶液
醇 改良二乙 25%～30% 胺 醇胺 法 (SNPA- (质量分率)二 DEA法) 乙醇胺水溶液
50%～70% 二甘醇胺 (质量分率)二 (DGA法) 甘醇胺水溶液
5.2 脱硫方法分类与选择
(4)对需要脱除的酸性组分的选择性要求 在各种脱硫方法中，对脱硫剂最重要的一个要求是 其选择性，有些方法的脱硫剂对天然气中某一酸性组 分的选择性可能很高，而另外一些方法的脱硫剂则无 选择性。 (5)原料气的处理量 有些脱硫方法适用于处理量大的原料气脱硫，有些 方法只适用处理量小的原料气脱硫。 (6)原料气的温度、压力及净化气的温度、压力 有些脱硫方法不宜在低压下脱硫．而另外一些方法 在脱硫温度高于环境温度时会受到不利因素的影响。
5.2 脱硫方法分类与选择
二、脱硫方法的选择
1、考虑因素 天然气脱硫方法的选择，不仅对于脱硫过程本身， 就是对于下游工艺过程包括硫磺回收、脱水、天然气 油回收以及液烃产品处理等方法的选择都有很大影响。 在选择脱硫方法时需要考虑的主要因素是： (1)天然气中酸性组分的类型和含量 大多数天然气中的酸性组分是H2S和CO2，但有的 还可能含有COS、CS2、RSH等，只要气体含有这些组 分中的任何一种，就会排除选择某些脱硫办法的可能 性。
天然气化工工艺学 第02章 天然气净化
两种基本流程：德国NEAG–Ⅱ和美国Pikes Peak装置。 差别为再生部分，当用于脱除大量CO2时，此时仅靠溶液 的闪蒸而再生。如需达到较严格的H2S，闪蒸后还需气提 或真空闪蒸。
NEAG–ⅡSelexol 装置工艺流程图
Pikes Peak Selexol 装置工艺流程图
《天然气化工工艺学》第2章
氧化类
将尾气中各种形态的 硫均还原为H2S，再将 此部分H2S再转化为单 质硫
将尾气中各种形态的 硫均氧化为SO2
《天然气化工工艺学》第2章
2.3 天然气脱水
吸收法-即采用一种亲水液体与天然气逆流接触，通过吸收
来脱除天然气中的水蒸气。
常用的脱水吸收剂的优缺点
吸附剂 优点
CaCl2水溶液
①投资与操作费用低，不燃 烧 ②在更换新鲜CaCl2 前可无人值守。
或筛板塔；
再生塔：填料塔或板式塔，顶部都安排有回流入塔； 再沸器：热虹吸式或釜式再沸器，热源以使用饱和蒸汽
为宜，小型装置也可用热载体或烟道气加热；
配套设备包括闪蒸罐 、 过滤器 、贫富液换热器 、 贫液冷却器。
《天然气化工工艺学》第2章
2.1.1.2 主要醇胺法和砜胺法的特点和应用范围
方法
醇胺浓度/% [H2S] /(mg/m3) [CO2] /% 酸性气体负/(mol/mol) 选择脱硫能力 能耗 腐蚀性 醇胺降解 脱有机硫能力 烃溶解
国内已用领域
MEA
≤15 <5 0.005 < 0.35 无 高 强 严重 差 少
天然气， 炼厂气
DEA
20~30 <5
0.005~0.02 0.3~0.8 几乎无 较高 强 有 差 少
炼厂气
砜胺Ⅱ
NEAG–ⅡSelexol 装置工艺流程图
Pikes Peak Selexol 装置工艺流程图
《天然气化工工艺学》第2章
氧化类
将尾气中各种形态的 硫均还原为H2S，再将 此部分H2S再转化为单 质硫
将尾气中各种形态的 硫均氧化为SO2
《天然气化工工艺学》第2章
2.3 天然气脱水
吸收法-即采用一种亲水液体与天然气逆流接触，通过吸收
来脱除天然气中的水蒸气。
常用的脱水吸收剂的优缺点
吸附剂 优点
CaCl2水溶液
①投资与操作费用低，不燃 烧 ②在更换新鲜CaCl2 前可无人值守。
或筛板塔；
再生塔：填料塔或板式塔，顶部都安排有回流入塔； 再沸器：热虹吸式或釜式再沸器，热源以使用饱和蒸汽
为宜，小型装置也可用热载体或烟道气加热；
配套设备包括闪蒸罐 、 过滤器 、贫富液换热器 、 贫液冷却器。
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2.1.1.2 主要醇胺法和砜胺法的特点和应用范围
方法
醇胺浓度/% [H2S] /(mg/m3) [CO2] /% 酸性气体负/(mol/mol) 选择脱硫能力 能耗 腐蚀性 醇胺降解 脱有机硫能力 烃溶解
国内已用领域
MEA
≤15 <5 0.005 < 0.35 无 高 强 严重 差 少
天然气， 炼厂气
DEA
20~30 <5
0.005~0.02 0.3~0.8 几乎无 较高 强 有 差 少
炼厂气
砜胺Ⅱ