当前位置：文档之家 › 天然气脱硫工艺研究

天然气脱硫工艺研究

  • 格式：pdf
  • 大小：2.15 MB
  • 文档页数：2

601 基本原理脱硫工段主要是利用胺液来脱除原料气中的H 2S和CO 2，通过浓度为55%的配方胺液的水溶液在胺液吸收塔中与原料气进行逆流接触，在5.5～6.1MPa、约27.6℃的条件下吸收天然气中的酸性组份，然后在0.098 MPa、96℃的条件下将吸收的酸气组份解吸出来，达到溶液再生的目的，这是由于高压低温有利于从原料气中吸收酸性组份，而高温低压则有利于从溶液中析出H 2S和CO 2气体。

2 工艺流程净化厂脱硫工段工艺流程图见图2.1。

图2.1 净化厂脱硫工段工艺流程图3 脱硫工艺3.1 原料气的脱硫原料天然气在5.5～6.1MPa、4～19℃条件下自集配气总站进入脱硫装置，先经过原料气分离器和原料气过滤器的分离，尽可能除去携带的游离液体与机械杂质，然后进入原料气预热器与胺液贫液进行换热，温度达到约26.5℃后进入胺液吸收塔下部。

在塔内，原料天然气自下而上与浓度55%、温度42.5℃以下的胺液贫液逆流接触，气体中几乎全部H 2S 和大部分CO 2被胺液吸收脱除。

在吸收塔第1层、第4层、第8层塔盘分别设置胺液贫液入口，用作调节塔的操作，以确保净化气的质量指标。

出塔的湿净化气经湿净化气分离器分液后，在压力为5.4～5.9MPa、温度约42.5℃的条件下送往脱水装置。

3.2 胺液富液的闪蒸从吸收塔底部出来的胺液富液降压至0.56MPa后由下部进入胺液闪蒸罐内，在约57.5℃温度下闪蒸出部分溶解在溶液中的烃类气体，闪蒸气在洗涤段由下而上流动与自上而下流动的胺液贫液逆流接触，脱除闪蒸气中的H 2S和部分CO 2气体，使闪蒸气中H 2S含量小于100ppm(V/V)。

闪蒸气经过调压阀调压后进入酸气系统作燃料使用，当其压力超过615KPa时则作为低压放空。

3.3 胺液的再生从吸收塔底部出来的胺液富液首先进入胺液富液过滤器，除去溶液系统中的机械杂质，然后在胺液贫富液换热器中与从胺液再生塔底部出来的胺液贫液换热，温度升至106℃左右后由第3层塔盘进入再生塔，与塔内自下而上的蒸汽逆流接触进行再生，解析出溶液中的H 2S和CO 2气体，再生所需的热量由胺液重沸器提供。

胺液贫液在115℃下自再生塔底部引出，与胺液富液换热天然气脱硫工艺研究孙坤1　徐辉2　尚涛3　陈龙41.吐哈油田吐鲁番采油厂　新疆　鄯善　8382022.长庆油田第一输油处　陕西　西安　7100183.西安石油大学　陕西　西安　7100654.西部钻探　新疆　乌鲁木齐　830011摘要：天然气净化系统主要包括脱硫、脱水两个工段。

其中，脱硫工段的主要任务是利用重力沉降、过滤分离的方法除去原料气中的游离水及固体杂质，然后通过胺液来吸收原料气中的H 2S及部分CO 2；脱水工段的主要任务则是以TEG为脱水剂来脱除湿净化气中的饱和水，经脱水后的净化气作为商品气外输，而TEG富液经再生后进入TEG吸收塔循环使用。

关键词：净化工艺　脱硫　胺液Gas desulfurization processSun Kun 1，Xu Hui 2，Shang Tao 3，Chen Long 4Turpan Oil Production Plant, Tuha Oil field, Shanshan 838302, ChinaAbstract：Natural gas purification system consist of dehydration and desulphurization. The main task of latter section is to remove free water and solid impurities in gas feeds with the help of settlement, filtration and separation by gravity, and then to absorb H 2S and part of carbon dioxide through the amine liquid; the main task of dewatering section is to remove the saturated water from humid purified gas with TEG as dehydrating agent, the clean gas is delivered as commercial product, while the TEG affluent is recycled in absorption tower after regeneration.Keywords：purification process；desulfurization；amine liquid㡎⌕⿟X ߰ॆল㝡⺛ᐕ⇥ᐕ㢪⍱〻മ㿱മ2.1DŽ⸿Ꮉ㡎3.1. ॳ᭭⇨ⱘ㜅⸿৏ᯉཙ❦≄൘5.5̚6.1MPa ǃ4̚19ćᶑԦл㠚䳶䝽≄ᙫㄉ䘋ޕ㝡⺛㻵㖞ˈݸ㓿䗷৏ᯉ≄࠶⿫ಘ઼৏ᯉ≄䗷└ಘⲴ࠶⿫ˈቭਟ㜭䲔৫ᩪᑖⲴ⑨⿫⏢փоᵪỠ至73℃左右后进入胺液缓冲罐，溶液在缓冲罐内停留约35分钟，以保持溶液循环系统的流量和液位。

从缓冲罐出来的溶液进入胺液增压泵后，一部分经胺液空冷器冷却至38℃后由胺液供给泵和辅助胺液供给泵将64.3m3/h和3～5m3/h的胺液贫液分别送入吸收塔和闪蒸罐，完成整个溶液系统的循环，另一部分则经胺液活性碳过滤器过滤后返回缓冲罐。

3.4 酸性气体的冷却和蒸汽的补充由再生塔顶部出来的95.6℃酸性气体经酸气空冷器冷却至43℃后进入酸气分离器，分离出酸性冷凝水的酸气经调节阀调压后在0.05MPa下送至酸气焚烧炉进行处理，而分离出的酸性冷凝水则由胺液回流泵送至再生塔顶部作回流。

为了保持系统水分平衡、维持胺液正常浓度，本装置采用补充蒸汽的办法，向再生塔底部直接补入0.5MPa的饱和蒸汽，补充流量约为250kg/h。

3.5 胺液的保护从闪蒸罐底部引出约55%的胺液富液在0.56MPa下，经过胺液富液过滤器过滤后进入胺液贫富液换热器；从胺液空冷器出来的一部分胺液贫液经胺液活性碳过滤器过滤后通过胺液增压泵进入循环系统，胺液活性炭过滤器投用前需要进行排气，以防止空气由过滤器进入增压泵入口。

胺液活性碳过滤器可以长期投用也可以定期投用，如果长期投用流量最好控制在2～3m3/h。

从胺液地下罐出来的溶液经胺液地下罐过滤器过滤后方可进入溶液循环系统。

胺液地下罐、胺液储存罐和胺液缓冲罐均引入燃料气对溶液进行保护，以免溶液发生氧化变质。

3.6 阻泡剂的加入当胺液有严重起泡倾向或已经起泡时，可用阻泡剂泵将阻泡剂直接加入到吸收塔或再生塔中。

由于阻泡剂粘度较大，必须用凝结水或适量胺液进行稀释。

阻泡剂可分一次或多次注入，视胺液系统发泡情况及系统容量确定加入阻泡剂量，一般为5～10ppm(V/V)。

3.7 胺液的配制和加入本装置首次开车和正常生产时，配制新鲜胺液所需的凝结水可由冷凝器冷却蒸汽来制备，制备的冷却水存入冷凝水罐中，配制时启动凝结水泵，将凝结水打入胺液地下罐，再按浓度55%的比例配入新鲜胺液，并用胺液提升泵将其送入胺液储存罐或胺液缓冲罐中。

装置开工加入胺液时，可由胺液增压泵抽胺液缓冲罐内配制好的溶液，送至胺液吸收塔、胺液闪蒸罐或胺液再生塔底部。

4 结语利用胺液来脱除原料气中的H2S和CO2，能够满足该地区的气体脱硫需求。

再生系统，且塔底采用重沸炉加热方案，提供蒸汽汽提满足不了的热量和温位的供热需求，所以，低分油经换热至210℃先进入硫化氢汽提塔脱除硫化氢然后在进入产品汽提塔分割出汽油和柴油。

对于单塔流程来说，分馏塔压力比较低，分馏部分排出的气体压力比较低，无法进入脱硫装置中，而塔顶气体含量较高，必须经过处理后才能合格。

罐区原料油储罐采用了惰性气体保护，因为换热器结垢和反应器顶部催化剂很容易造成床层堵塞，装置内设置自动反冲洗过滤器，目的是提高换热器传热效率和延长运转周期，脱除大于25微米的固体颗粒。

由于原料的缓冲罐主要使用燃料气体覆盖保护措施，目的在于避免原料柴油和空气发生接触，所以还需要在原料油中加入阻垢剂。

反应部分采用冷高分流程和新型双壳程换热器，最大限度的提高换热器的工作效率，尽量降低柴油产品和反应流出物在空冷器中的温度，从而达到减少加热炉负荷、提高加热炉入口温度、降低装置能耗的目的。

3 工艺流程对比柴油加氢精制装置的塔底使用1.0兆帕的过热蒸汽气体，塔顶的柴油经过汽提塔塔顶的空冷器进行冷凝之后，达到了40摄氏度，然后进行汽提塔塔顶进行回流，实施水、油以及气三者的分离流程。

通过流程对比可以看出，与蒸汽汽提方案相比，重沸炉有三大方面优点，第一：重沸炉方案冷却负荷增加，可以多回收能量，并且在方案中精制的柴油几乎不含有水分，也不需要再额外增加聚结脱水器，有助于减少含油污染物的排放，还可以避免由于柴油产品沉降时间较短而发生的雾浊问题。

第二，在方案中，简化了换热的流程，减少了冷却和换热的面积，同时还在一定程度上减少了设备的采购费用。

第三，蒸汽汽提方案和重沸炉方案相比，增加了电能损耗和燃料的消耗，减少了蒸汽的消耗。

4 结论从实验结果来看，重沸炉方案冷却负荷增加680.3KW，多回收能量450.5KW，减少了含油污水排放量，并且重沸炉方案精制柴油产品中不含有水，适合生产无水柴油产品，其方案较蒸汽汽提方案换热流程简单，换热面积减少，设备采购费用也略有减少，回收能量增加，能耗仅比蒸汽汽提方案增加0.66kg标准油/t原料。

总之，与蒸汽汽提方案相比，重沸炉方案具有适应性强，操作灵活，产品质量好，降低投资且能耗少等优势。

当设计柴油加氢精制装置时，反应温升低于45℃选择重沸炉方案更加合适。

参考文献[1]周应谦.于战德.杨炳新，等.加氢处理装置工艺技术规程[J].中国石油化工股份有限公司广州分公司，2009：10-03.[2]黄耀球.HydroCO无级调节系统在往复压缩机上的应用[J].广石化科技，2012（1）：22-24.[3]IgorJ.Karassik.（第三版）[M].陈中允，等译.北京：中国石化出版社2003（3）：24-25.[4]中国石油天然气华东勘察设计研究院.中国石油青海油田格尔木炼油厂产品质量升级改造工程加氢改质装置基础设计概算.[J].2007.237-238.（上接第34页）61。

合集下载

浅析天然气脱硫主要方法

浅析天然气脱硫主要方法

浅析天然气脱硫主要方法天然气脱硫是指利用不同的方法将天然气中的硫化氢和二硫化碳等含硫化合物去除的过程。

天然气中的含硫化合物不仅会对环境和人体健康造成危害，还会对天然气设备造成腐蚀，因此脱硫处理是天然气加工中不可或缺的一环。

在实际的生产中，天然气脱硫主要有化学脱硫法、物理脱硫法和生物脱硫法三种方法。

本文将从这三种主要方法着手，对天然气脱硫进行浅析。

一、化学脱硫法化学脱硫法是利用化学方法将含硫化合物转化为易溶解或易挥发的物质来实现脱硫的方法。

最常用的化学脱硫方法是氧化还原法和吸收法。

1.氧化还原法氧化还原法是将硫化氢气体氧化成硫酸氢盐或硫酸来完成脱硫的方法。

其中最常用的氧化剂是空气和过氧化氢。

当天然气中的硫化氢气体通过氧化剂催化氧化后，产生的硫酸氢盐或硫酸会在吸收液中溶解，从而实现了脱硫的效果。

氧化还原法的优点是操作简单、设备投资较小，但缺点是需要大量的氧化剂，且产生的硫酸盐容易结晶堵塞设备。

2.吸收法吸收法是利用一定溶液将天然气中的硫化氢和二硫化碳等含硫化合物吸收、浓缩，然后再进行氧化或还原反应转化为易溶解或挥发的物质的方法。

根据不同的溶液可以将吸收法分为物理吸收法和化学吸收法两种。

二、物理脱硫法物理脱硫法是利用物理方法将天然气中的含硫化合物分离或转化为易处理的物质的方法。

物理脱硫法主要包括凝结法、吸附法和膜分离法。

1.凝结法凝结法是通过降低天然气中的含硫化合物的温度，使其凝结成固体或液体的方法来实现脱硫的。

常用的凝结剂为液化石油气或丙烷。

将含硫化合物冷却后凝结成液体或固体，然后通过分离设备将其分离出去，从而实现脱硫的目的。

凝结法的优点是操作简单，但需要消耗大量的冷却剂，并且对设备要求较高。

2.吸附法吸附法是利用固体吸附剂将天然气中的含硫化合物吸附到表面上，然后再通过再生或更换吸附剂来实现脱硫的方法。

常用吸附剂为活性炭、分子筛等。

吸附法的优点是可以循环使用吸附剂，但需要对吸附剂进行再生或更换，操作上相对复杂。

天然气干法脱硫技术

天然气干法脱硫技术

天然气干法脱硫技术1. 简介天然气是一种重要的能源资源，然而，天然气中常常含有硫化氢等硫化物，这些硫化物对环境和人体健康都有很大的危害。

因此，在天然气的生产和利用过程中，需要进行脱硫处理，以降低其对环境和人体健康的危害。

天然气脱硫技术主要包括湿法脱硫和干法脱硫两种方式。

本文将重点介绍天然气干法脱硫技术。

2. 天然气干法脱硫技术原理天然气干法脱硫技术是利用吸附剂对天然气中的硫化物进行吸附，并通过再生过程将吸附剂中的硫化物去除的一种脱硫技术。

具体的脱硫过程如下：•吸附：将含有硫化物的天然气通过脱硫装置，天然气中的硫化物被吸附剂上的活性位点吸附下来。

吸附剂通常采用金属氧化物或硫化物等材料。

•再生：吸附剂饱和后，进入再生阶段。

通过升温或吹气等手段，将吸附剂上的硫化物脱附下来，使吸附剂重新恢复吸附性能。

•循环：将再生过的吸附剂重新送入吸附阶段，继续对天然气中的硫化物进行吸附。

通过多次循环，可以实现对天然气中硫化物的高效去除。

3. 天然气干法脱硫技术优势相比湿法脱硫技术，天然气干法脱硫技术具有以下优势：•适用范围广：天然气干法脱硫技术可以适用于不同规模和不同硫含量的天然气脱硫，具有很大的灵活性。

•设备简单：天然气干法脱硫技术所需的设备相对简单，投资和运维成本较低。

•脱硫效率高：天然气干法脱硫技术可以实现较高的脱硫效率，大部分硫化物可以被去除。

•废物处理方便：天然气干法脱硫技术产生的废物较少，易于处理和处置。

综上所述，天然气干法脱硫技术在天然气脱硫过程中具有很大的优势和应用前景。

4. 天然气干法脱硫技术的应用案例天然气干法脱硫技术已经在多个国家和地区得到应用。

以下是一些典型的应用案例：案例一：美国天然气干法脱硫项目在美国，天然气干法脱硫技术已广泛应用于天然气加工和利用过程中。

通过采用先进的干法脱硫技术，可以有效减少天然气中的硫化物含量，保护环境和人体健康。

案例二：澳大利亚LNG项目在澳大利亚的一个LNG项目中，天然气干法脱硫技术成功应用于天然气的脱硫处理过程。

天然气的湿法脱硫技术研究2600字

天然气的湿法脱硫技术研究2600字

天然气的湿法脱硫技术研究2600字摘要：天然气是一种优质能源，应用前景广阔，但必须经过脱硫处理。

湿法脱硫工艺被广泛采用，湿法又可分为化学吸收法、物理吸收法、混合吸收法和氧化还原法，每种方法都有自己的特点和适用场合。

总结了这些方法，并说明了其特点和应用，天然气脱硫工艺日趋完善，脱硫技术正向着多样化、环保、节能的方向发展。

毕业关键词：天然气湿法脱硫工艺流程前言天然气的主要成分是甲烷、乙烷，同时还伴生H2S、CO2、硫醇等酸性气体。

酸性气体，特别是H2S，是有害气体，会腐蚀管道和设备，当天然气作为工业原料时，硫会导致催化剂中毒。

我国2001年开始实施的天然气质量标准对商品天然气的成分做出了明确规定一类天然气中H2S≤6mg/ m3。

因此天然气无论是作为民用燃料，还是作为工业原料，脱硫处理都是非常必要的。

根据脱硫工艺中的脱硫剂的相态不同，脱硫分为干法和湿法两大类。

常见的干法脱硫剂有海绵铁、分子筛、氧化锌、活性炭，由于脱硫剂一般不能再生，大规模工业上应用较少。

湿法脱硫采用溶液作为脱硫剂，通过吸收-再生装置实现连续循环使用，目前广泛用于大规模天然气的净化。

湿法脱硫根据吸收原理的差异，又可分为物理吸收法、化学吸收法、混合吸收法和氧化吸收法。

一、物理吸收法该方法采用有机溶剂作吸收剂，通过物理方法将天然气中的酸性气体脱除。

由于该法存在共吸现象，影响净化气的热值和硫磺的质量，因而多用来吸收酸气分压高、重烃含量低的天然气。

物理吸收法处理量大、再生容易、大部分酸气可减压闪蒸出来；溶剂一般无腐蚀性、不易产生泡沫，可同时脱除有机硫而本身不降解，稳定性好、损耗率低、不易发生冻结[2]，但是溶剂价格昂贵和存在共吸现象限制了该法的发展。

1. 脱硫原理利用吸收剂对硫化物的溶解性脱硫，在脱硫过程中不发生化学反应。

2、工艺流程以多乙二醇醚为例，其脱硫的工艺流程为原料气由吸收塔下部入塔，与从塔顶流下的多乙二醇醚溶剂逆流接触，脱除酸气、有机硫后，净化气由塔顶流出。

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

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。