高含硫天然气一般知识

高含硫天然气一般知识

含硫天然气对钢材的影响

在酸性环境中使用的碳钢通常碳含量低于0.25%，还含有微量的其它元素。低合金钢由铁和下面这些微量的元素组成：C、Si、Mn、P、S、Ni、Cu、Cr、Mo、V、Al、Nb、B、Sn、Sb和Co。这些元素有一些是用于使钢材具有某些性质，而其它则是杂质，在钢材的生产过程中没有完全除去。所有这些元素，除了铁以外，其总含量通常低于4%重量，然而当含硫天然气在一定压力下与钢材直接接触时，这些杂质中有些却对钢材的性质不利，尽管其含量很低。

在下面的讨论中，碳钢和低合金钢都简称钢，因为酸性环境中应用时它们的一般要求是类似的。有含硫原油或含硫天然气而无自由水的钢管或钢质容器中，H2S会和铁发生反应在钢表面生成一层硫化铁（FeS）薄膜。这层FeS薄膜会阻止铁和H2S的进一步反应，这样H2S 对金属的进一步作用几乎可以免除。然而，在有自由水存在的情况下，H2S与金属间的化学反应就会被阳极反应和阴极反应所促进，如下所示：

阳极：Fe←→Fe+++2e

H2S+H2O←→H++ HS-+H2O

HS-+H2O←→H++ S=+H2O

阴极：2e+2H++ Fe+++ S=→2H+ FeS

总反应：Fe+ H2S→H2O→FeS+2H

上述反应的产物之一是氢原子（H），它能够穿透钢，并能沿着晶界迁移。上述反应的总结果会在下面这些有害的影响时表现出来：-普遍的金属失重腐蚀

-腐蚀斑点（点蚀）

-氢致开裂（HIC）和起泡

-氢脆和硫化物应力开裂(SSC〉

普通的金属失重腐蚀

在有水存在的情况下，H2S和有限的管壁或容器壁之间的反应会导致金属失重，并能导致它们失效。水和一些处理剂的水溶液(如乙二醇、甲醇或胺)能促进前面所述的电化学反应。

所有的原生含硫天然气也含有二氧化碳(CO2)，溶于水后呈酸性,在有水的情况下会腐蚀铁。工业经验表明，含硫天然气中H2S和CO2之比低于1:1时，在潮湿环境下其腐蚀性比H2S含量大于CO2含量时要高[13]。这是由于生成的碳酸铁垢层在金属表面的吸附没有FeS膜强。故任何能干扰FeS膜形成的条件都会导致对管壁或容器壁的腐蚀。

点蚀

腐蚀只不过是由于形成了阳极电池而导致在管子或容器的局部点或区域的集中腐蚀和金属失重。通常出现在流体静止或几乎静止的环境下，最初可以是由管子的缺陷或金属表面的一小块垢或其它沉降物引起的。一旦形成后，金属失重反应就能在适当的时候导致针孔式泄漏，一般不会影响邻近的管子。

氢致开裂（HIC）和起泡

H2S和铁在水溶液中反应产生的氢原子能够扩散进金属中并能沿着晶界迁移[l4]，然后它们试图积聚在金属结构中有缺陷的地方，例如夹渣、空隙、不连续点、和分层处。在一定压力下，这些部位的氢原子结合成氢分子后占据了更大的空间，不能轻易穿过金属结构进行迁移，结果，在这些内部气压越来越高，最终导致金属开裂，或金属分离引起金属起泡。

氢脆和硫化物应力开裂

钢的氢脆是氢原子迁移进钢的晶格里后引起的[16]，这样导致的结果是降低了钢的韧性和强度，在外加应力作用下，也能在所用应力下导致钢报废，通常认为该应力大大低于钢的特定最小强度值。这种由氢诱发的，脆性延迟失效通常称为硫化物应力开裂(SSC)[17]。没有消除应力的焊接很容易引起氢脆和失效。影响SSC的因素有：-钢的硬度

-微观结构、化学成分和热处理

-H2S浓度和系统压力

-与钢和H2S接触的液体的PH值

-温度

-外加应力等级

-残余内应力

-时间

清除含硫堵塞物

一些含硫天然气中含有单质硫，与H2S结合形成多硫化物。随气流接近井口时温度和压力的降低，或含硫天然气在井口设备中冷却时，多硫化物颗粒就会沉积下来，这种现象发生时,油管中硫就会堆积导致油管堵塞，这与天然气水化物很相似。在设计油管时可以采取预防措施，如连续向井中注入一种能溶解硫的溶剂，把硫带出来，这个方法费用很高，在加拿大至今也没人使用。人们发现用硫溶剂周期分批处理油管柱可以解决这个问题。

在阿尔伯达常用的硫溶剂是二甲基二硫化物(DMDS)和二芳基二硫化物(DADS)。要除掉油管中的硫堵塞物，必须关井，然后泵入300— 400升的纯化学溶剂。关井3~5小时后，井就可以恢复生产，使气流经过分离器，回收含硫溶剂。尽管这些含硫溶剂可以再生，但在大多数情况下，只把这些溶剂同生产废水一起注入废水处理井。人们发现由硫引起油管堵塞问题是暂时的，生产几个月之后，这个问题就会消失。

含硫天然气气井的冷启动

在关闭了一段时期之后，启动一口含硫井，井口和下游管线将是冷的。无论设计和安装哪种防水化的设备，向接近井口处的管子中注入甲醇都是有必要的。这往往在带入井前要注入几分钟。除了流量调节阀外，确认到加工厂的整个流程，都是通畅的是非常重要的。当井准备好要输气时，所有人工操作阀必须打开，最后打开流量调节阀，该阀门现在已经由SCADA系统来控制。流量调节阀应该慢慢打开,但

一旦气流形成后，其速度应该增加，以便使井场的油管和输送管线尽可能快地热起来。一旦流量控制阀的上游的温度增加并高于水化温度，流体速度会减小，假如在井场中使用到管线加热器在压力减小并通过流量调节阀前加热气体。流量调节阀上游温度必须保持高于水化温度几度，否则就需要不停地注入甲醇。一旦达到所期望的温度,整个系统的温度就高于水化温度了，便可以停止注入甲醇。冷启动注入甲醇的持续时间取决于在上游流体温度的增长速度，也取决于在井场是否安装了管线加热器。

当井内流体内开始流动时，在没有热流体循环到环空之中的情况下，为了使油管热起来，流体以相当高的速度流动是有必要的，常常要花几分钟来升高温度使之在冷启动中超过水化温度。水化物可以在油管中形成，但在低于水化温度的情况下，需要花相当长时间才能在油管中形成水化物堵塞。流体一旦出了油管，就在井口附近的气流中注入甲醇，或向井中流体交汇处的一个侧面注入甲醇都可以避免形成水化物。

如果一口井短时间关闭，重新启动也可能需要注入甲醇，这取决于关闭时间持续的长短。始终要记住的一点是：水化物是在操作压力下温度低于水化温度而形成，在水化物有可能在流动过程中形成块状物导致堵塞管线前，需要短时间的流体流动。

流速考虑

从井中出来的气体最大流速取决于储层特征和地表设备的设计，如果有强的水驱，在很多情况下，限制生产压差是有必要的，因此而

避免了水锥进。在没有水驱的储层中，储层受损的机会就小多了，如果存在水驱的话，储层专家认为应该确定一个流速限。

地表的设备常常是按一定的流速来设计的，如果流速超过了设计值的20%，就会出现测量时以及出现一些由于气体高速率所产生其它问题。

流体抽样

如果气井已经经过回压测试和抽样（如第三部分所述），那么至少在一年之内都没有必要对该井抽样，储层中流体的组成不会改变。如果需要抽样，应该从表面而不是油管底部抽样。用电缆工具取样总是危险的，因为电缆有可能损坏，结果会付出昂贵的代价。

油管堵塞

在以下三种情况下，油管可能被堵塞：

——形成水化物

——形成硫磺

——机械事故

当速率和井口压力减小持续了一段时间，如几个小时或一天时，就要注意油管是否被堵。在这种情况下，应该立即将井关闭，要在井被全部堵塞前把原因调查清楚，如果是因为水化作用而造成堵塞，可以从井口温度来判断，操作人员必须要知道每天的井口流体温度。如果油管中温度下降并低于水化温度，就会形成水化物，最终导致管线堵塞。为了避免这种情况，井口气体的温度既可通过让气体在高速下流动而升高，也可通过安装热流体循环柱来升高。向井下注入化学物

质是另一种可行方法，但这常常因为很难在井下安装注入阀而不使用。

硫磺的沉积另一种使油管堵塞的原因，这可能发生在含硫天然气中含有单质硫时。不可能预测含硫天然气在溶液中是否含有单质硫，这只有通过跟踪流体看是否有硫磺流出或是否沉积在设备中来确定。

如果在某种压力下启动井而忽略了套管压力时，液体充满环空,可能发生油管的机械故障。当井内温度升高时，环空中液体的温度会增加，由于热膨胀，压力也会随之增加。因此就有必要在开始启动时放出一部分液体，来保持套管的最高压力在5000kPa左右。当井关闭和冷却后，压力可能降低到零，在该井最初生产时，必须确保套管的压力不超过最高的极限压力，如5000kPa，或是不超过由工程师设计的其他极限值，这一点很重要。

如果油管记录中出现了堵塞情况，那么第一步要检查的是堵塞前几天流体的温度和压力记录。这也包括套管压力。如果温度记录表明没有水化物形成，导致堵塞的可能是硫磺沉积。下一步要做的是用电缆工具下入井中以检查堵塞的深度。如果堵塞发生在地表附近，就可以排除是水化作用，而且极可能是硫磺沉积。如果是在比较深的位臵，就可能由于油管倒塌引起的。

当电缆工具从油管中拉出来时，上面可能附着有一些物质，可以把这些物质拿来分析。这也可以为解决堵塞问题提供一定线索。如果是因为水化物堵塞，可以向油管中注入甲醇。如果是因为硫磺形成的堵塞，可以向油管中注入硫溶剂如DMDS。当加入溶剂后，气井可以

关闭儿个小时，以使溶剂有足够时间流下并溶解堵塞的物质。

井场设备的正常操作

井场设备在正常操作过程中，主要有以下几个作用：

一流量控制和调整

一流量测定

一在集输系统中预防水化物的形成

—从井口到加工厂的所有设备的防腐

应由一个培训过的操作人员负责以确保以上所有作用都得以实施。这些都要在井场的空气中没有硫化物泄漏出来的情况下进行。如果有H2S泄漏到空气中，就会产生异味，其结果也就不可靠。

井场有效运行的关键在于设计合理的设备，并在设计范围内操作设备。训练操作人员了解天然气性质理论方面的知识和设计设备时所要考虑的因素。这一点是很重要的，如果设计考虑得不够充分，操作难度将会增大。

应该有书面的设备操作手册，操作人员必须对操作手册十分熟悉。操作人员应该训练有素，具有发现潜在问题的能力，如水化物的形成或压力升降等问题，应该在它们导致严重危害之前，就得以发现。

对操作人员来说，安全训练也是很重要的，必须给他们装备H2S 检测仪，且他们必须能够发现在井场上安装的安全设备如H2S检测仪，是否处于正常工作状态。

集输系统操作

对集输系统操作日常所关心主要是确保没有形成水化物。其次是

确保抑制腐蚀的程序正常工作。这就意味着必须注意在适当时候注入防腐剂。防腐程序必须由化学品供应公司的专家来确定，并至始至终都得坚持执行，该程序包括在井场不断地注入抑制剂，有时，还向管线中批量注入抑制剂。

要监测腐蚀很难，最可靠的方法是用智能猪在内部检测，这需要在管线两端安装相应的智能猪的发射和接收装臵。用这种仪器来检测是很昂贵的，但它能对于一个防腐程序提供最佳评价结果。

如果在同一管线中，液体伴随有含硫天然气产生，就会出现液体缓慢流入工厂入口分离器的情况。如果入口分离器的尺寸不足够大,问题就会扩大。该问题可以通过逐渐提高流入工厂的流体量的办法在一定程度上控制加以解决，而不是突然急剧增加产量来解决。

含硫天然气加工厂的位臵和运作

含硫天然气加工厂并不是太多，因为他们处理的是很臭且有毒的物质，这就导致在有人居住的地区选择加工厂的位臵很难，要选择气体加工厂位臵一般首先要考虑的因素如下：

一在公路比较方便的入口处，便于货物和人员的运输。

一在水源附近，方便流程用水。

一相对靠近油气田生产井。

一避开人口密集地区。

一旦场地选择了，并满足了上述要求，就要进行地理条件评价来确保土壤条件能承受建立重型的容器和机械设备。

完成一个重要含硫天然气处理和硫回收加工厂的设计和建设工

作要花上几个月的时间。

含硫天然气加工厂的设备和操作可参见第七部分。需要注意的是：保持脱硫用的溶剂尽量干净，避免发泡。在含硫天然气的加工过程中，总伴随有腐蚀，因此要考虑选择材料和防腐剂来控制腐蚀。液体缓缓流入加工厂，当入口分离器的尺寸不足够大而不能适应液体的突然回流时，就会出现一些问题。主要措施是在入口的前端安装一个大的容器来控制液体的堵塞。

硫加工厂运作

硫加工厂应该达到设计中所指定的硫磺回收率。这首先需要一个能满足要求的设计。第二是设备必须在设计要求条件下严格地进行操作。在硫回收工厂的设备维修是非常重要的，要不断保持空气和含硫天然气的比例。这就意味着尾气的采样和分析要求十分准确且自动控制的空气供给系统也要求精确。

健康、安全和环境

含硫天然气的处理可以做到安全、有效。要达到这些要求,必须采取以下措施。

第一步也是最重要的一步是：必须根据适用于含硫天然气的法律，标准和规定来设计设备。这包括了材料的要求和选择、建造和自动化，这没有捷径可走，含硫天然气操作与低硫气体的操作相比主要有两点不同：

一H2S的毒

一由原子氢而导致SSC，因此会导致发生潜在的材料故障。

在世界很多地方，含硫天然气已经安全生产很多年了。安全操作最重要的一条是上面所列的第一步。

第三个重要的步骤是：培训相应的人员来对负责操作和维护含硫天然气设备。没有通过H2S安全培训的人员不应该在含硫天然气设备附近工作。要操作含硫天然气设备的人员必须有相应的安全许可证。除了培训外，负责操作的公司应确保操作人员在有紧急情况时，应有必要的防毒面具。他们还应在营救和使人复苏的方法上受到过训练。还应提供书面形式的关于人员的安全程序的行为准则。

在建筑物内和接近门外装臵上（如气井）安装H2S检测仪，当有危险时，应该发出警报。所有的设备上都应装上这种警报器。当一个人需要进入一个放臵含硫天然气设备的建筑时，就应该让他佩戴H2S 检测仪。

考虑到环境问题，最常见泄漏到环境中的是硫回收厂的尾气。从H2S中回收硫最常见的工艺是改良克劳斯工艺。从该工艺中泄漏至空气中的气体包括没有回收的硫。它是以SO2的形式释放的，还有CO2从含硫天然气中分离出来的CO2。这是克劳斯工艺中不可避免的排放成分。要使硫化物释放量降至最低，就有必要提高回收率，最大的回收率可达到约97%。

另一种含硫化合物的排放是由于井场或气厂不稳定生产期间的酸气燃烧而引起。这种排放的往往是转化为SO2的产物。

一个主要的、显著的影响空气质量的因素是含硫天然气中释放到空气中的H2S或从水中释放的蒸汽中H2S、以及从水中或凝析油储罐

中逸出的H2S。这些污染可以通过适当的设备设计和操作程序来避免。

天然气脱硫技术论文

摘要川渝地区天然气田多数为含硫甚至高含硫气田，有的还含有较多二氧化碳和有机硫，这些气田的开发需要解决与天然气净化相关的技术问题。中石油西南油气田公司天然气研究院在该技术领域的研究中，已在醇胺溶剂、物理化学溶剂、配方溶剂、液相氧化还原、干法等脱硫技术及硫磺回收技术方面取得了一系列成果，并在天然气净化中获得成功应用。目前围绕高含硫天然气开发问题,开展了多项天然气净化课题的研究。 关键词天然气净化脱硫硫磺回收 随着国民经济的快速发展,能源消耗量呈现出“加速度”的趋势。预计到2020 年,我国天然气供需缺口将达到800 ×108 m3。川渝地区是我国天然气生产的重要基地，预计到年底,西南油气田公司天然气年产量就将超过97 ×108 m3 ，约占全国天然气总产量的27% ，它承担着川渝地区和“两湖”地区的安全平稳供气，在我国的能源安全中占有重要位置。虽然目前川渝地区天然气连续增长最快的时期，但仍然难以满足市场需求，今年缺口达到了8 ×108 m3。据已掌握的资料预测,即使2010年西南油气田分公司上产到150×108 m3 ，仍是一个供不应求的局面。川渝地区天然气田属含硫甚至高含硫气田，90%以上天然气都含硫化氢，有的气井硫化氢高达17%以上，有的CO2 /H2 S比值达20%以上，有的还含高达500 mg/m3 的有机硫。近年西南油气田公司在川东北发现的渡口河、罗家寨、铁山坡、飞仙关等气田皆属特殊含硫气质气田，目前探明的这类天然气储量至少2 777. 5 ×108m3 ，它是川渝地区新增天然气的重要气田。还有部分边远、分散气井也需进行开发,以满足对天然气的需求。开发这些含硫气田,需对含硫天然气进行净化处理，使之达到GB17820 - 1999“天然气”标准规定的天然气的技术指标,才能成为商品气供用户使用。但由于不同气田的天然气中硫化氢、二氧化碳、有机硫含量不同，所采用的净化工艺也存在差异，由此要求开发适用于不同气质的经济合理的工艺技术。特别是高含硫天然气的净化问题，国内尚无成熟的技术可借鉴，它已成为天然气开发的瓶颈。因此天然气净化技术是天然气工业中的重要研究内容之一。中石油西南油气田公司天然气研究院(以下简称天研院)长期从事天然气净化技术领域的研究工作，在脱硫工艺、溶剂合成、分析测试、硫磺回收与尾气处理工艺及催化剂、基础研究等方面，具有良好的基础和优势，初步形成了一套天然气净化技术,并在生产中获得成功应用。近年来,为了适应川渝地区高含硫天然气净化需求,结合生产实际，开展了一系列相关课题的研究。本文简要介绍了天然气脱硫工艺、硫磺回收与尾气处理、催化剂研究等成果。 1溶剂脱硫技术开发研究 溶剂脱硫技术包括物理溶剂、化学溶剂和物理化学溶剂等脱硫技术。醇胺法脱硫是天然气脱硫最常用的方法，早期胺法脱硫一般采用伯胺或仲胺，如单乙醇胺(MEA)或二乙醇胺(DEA) 。MEA、DEA 具有碱性强、与酸气反应迅速、价格较便宜等优点，但不足之处是装置腐蚀较严重，溶剂只能在较低浓度下使用,以及与酸气的反应热较大导致溶剂循环量大及能耗高。上世纪80年代以来,具有一定选吸能力的二异丙醇胺(D IPA) ，甲基二乙醇胺(MDEA)等脱硫工艺逐渐进入工业应用。由于MDEA 具有高使用浓度、高酸气负荷、低腐蚀性、抗降解能力强、高脱硫选择性、低能耗等优点，因此受到重视,它的推广应用是上世纪80年代天然气净化工业最显著的技术进步之一。但MDEA也存在有三个固有的弱点:其一是与伯、仲胺相比,其碱性较弱，在较低的吸收压力下净化气中H2 S含量不易达到20 mg/m3 的管输标准；其二是若CO2 /H2 S比值高，这时MDEA与CO2 的反应速率较低，净化气中CO2 含量不易达到≤3%的管输要求；其三是如果需要深度脱碳，仅采用MDEA不能达到要求。为了克服此类弱点，开发配方溶剂脱硫脱碳新工艺是近年来胺法脱硫的发展方向之一。

高含硫天然气净化技术应用研究

高含硫天然气净化技术应用研究 发表时间：2018-04-04T10:39:20.197Z 来源：《建筑学研究前沿》2017年第31期作者：鲁金孝[导读] 本文从高含硫天然气净化技术的现状入手，以普光气田为例，探究高含硫天然气的实际应用情况。 长庆油田分公司第一采气厂第四净化厂陕西延安 716000 摘要：天然气净化技术一直是行业核心研究对象，它对于现代社会消耗量极大的天然气能源的使用具有重大意义。但伴随着天然气田的广泛开发，大量高含硫的天然气混杂其中，这些有毒气体根本无法满足社会和民众的使用需求，因此有必要采取科学高效的方法来对高含硫天然气进行净化操作，以适应行业的发展要求并妥善应用于实际生产生活中。本文从高含硫天然气净化技术的现状入手，以普光气田为例，探究高含硫天然气的实际应用情况。关键词：高含硫天然气净化技术应用研究随着现代社会对于环保意识的不断提升，人们对于生活质量的要求也越来越高，而天然气作为广泛使用的能源，其含有的大量污染物质给生存环境带来了巨大负面影响，所以相关的净化处理势在必行。根据行业标准，现有的天然气对于含硫总量的规定为60mg/m3，同时，对来自于尾气排放装置和硫磺回收过程中的二氧化硫含量的规定为500mg/m3，这些硬性规定给天然气净化工作带来了极大挑战，所以有必要进行深入研究。 一、高含硫天然气净化技术的现状（一）对硫磺回收技术的分析 高含硫天然气的一个显著特点就是：成分复杂且硫化氢或二氧化碳含量较高，硫磺回收技术正是根据这一特点进行脱硫处理，以有效降低硫化氢含量，同时形成酸气。通常情况下，硫化氢含量越多，硫磺回收装置进行脱硫的效果越好，并且生成的难以转化的副产物也较少，继而导致二氧化硫在尾气中的排放量也随之降低。一般来说，行业多采用三级克劳斯硫磺回收装置对含硫量处于中低层水平的天然气进行脱硫操作，这样得到的二氧化硫含量大致在50%～80%之间，硫磺回收率可以达到97%，含硫副产物的量控制在0.2%以内。更进一步，如果将硫磺回收装置与水解技术进行结合使用，可以将硫的损失降到更低水平。考虑到我国大部分油气田开发中硫化氢和二氧化硫的含量较高，为了提升天然气的净化水平以及增加硫磺的产量，必须对硫磺回收装置和脱硫过程进行持续、细致的研究，以提高硫磺的回收率。以年产量为100×108m3的天然气为例，其硫化氢含量在20%左右，现有的净化装置使得尾气排放中的二氧化硫含量高达5000t左右，远远不能满足行业规定和社会对环境保护的要求。有鉴于此，环保部门对于规模较大的高含硫天然气净化厂进行了重点监控，目的就是要优化硫磺回收技术，提升其回收效率。（二）对脱硫脱碳技术的分析 对高含Ｈ2Ｓ和ＣＯ2的“双高”天然气进行脱硫脱碳操作的常用方法是甲基二乙醇胺法（MDEA）或二乙醇胺（DEA）法之类的化学溶剂脱硫法，也有基于MDEA技术而研制出的脱硫脱酸溶剂法。举例来说，俄罗斯某气田开发出的天然气中硫化氢含量在20.8%～22.7%之间，二氧化碳含量在17.8%～21.6%之间，该天然气加工厂混合使用了MDEA法和DEA法，通过两种化学溶剂的结合使用来弥补单一技术存在的不足之处，从而形成一个全新的脱硫脱碳技术，使得天然气净化量每天稳定在500×104m3左右；再比如加拿大某气田开发出的天然气中硫化氢含量和二氧化碳含量约在10%左右，且伴随一定的有机硫。这种情况下由于天然气中的有机硫含量较高，所以该天然气加工厂基于MDEA法和DEA法的混合使用，配合硅胶吸附器来进行脱硫操作。这样的改进措施使得原有的脱硫装置运行效果更好，还由于分子筛和硅胶吸附器等装备的加入，使得含硫有机物被快速脱除，从而实现高效的天然气净化操作。 二、高含硫天然气净化技术的应用以普光气田的天然气净化厂为例分析高含硫天然气净化技术的实际应用过程：（一）设置基本的联合装置 一套完整的联合装置由两个完全相同的系列组成，每一个系列都包含天然气脱硫、硫磺回收、尾气处理、天然气脱水、酸水汽提等单元，其中后两个单元是共用的。普光净化厂使用了六套这样的联合装置，既优化了整个净化过程的运行、管理和维护工作，又因为天然气脱水单元和酸水汽提单元的共同使用而降低了成本，节约了设备用地面积，实现了节能、高效的净化理念。（二）对有机硫产物采用气相水解法进行脱硫处理产自于普光气田的天然气中有机硫产物的含量为340.6 mg/m3，这其中包含绝大多数的羰基硫和极少量的硫醇。因此，脱硫工作主要针对羰基硫（COS），所采用的方法为气相水解法，所涉及的技术是气相固定床水解专利技术。COS在气相固定床反应器中，受到催化剂的作用水解为H2S和CO2，且都能被MDEA吸收脱除。根据实际运行反馈，COS脱除率在水解温度为121～129℃时，可实现接近完全脱硫的状态，使得净化气中的含硫总量小于70 mg/m3。可以看出，气相水解法比常规的物理溶剂吸收法的脱硫效果更好，原因在于前者不需要加入新溶剂，也不需要增设相关的再生装置，简化了操作步骤并节约了投资成本。（三）利用两级吸收——级间冷却技术进行脱碳处理由于所开发出的天然气中存在8%～10%左右的CO2，且行业要求只需部分脱除，因此使用两级吸收——级间胺液冷却专利技术进行对CO2吸收的控制。具体来说，是以一级、二级主吸收塔为装置主体，通过加入级间冷却系统来降低胺液进入一级吸收塔时的容器温度，从而抑制CO2的吸收，并且增强H2S的吸收。这种方法的好处是：部分CO2被吸收塔留在经处理后的天然气中，使得胺液循环量和由再生所生成的酸气量有所降低，从而节约了装置的能耗。根据实际运行反馈，胺液对CO2的选择性吸收在胺液冷却温度为38～39℃时达到最佳，此时得到的净化天然气中CO2含量稳定在2%左右。（四）利用串级吸收——联合再生技术对尾气进行脱硫处理上述净化操作中，在脱硫和尾气处理单元使用了MDEA溶液进行吸收，但尾气处理单元中H2S的含量并不高，因此使用串级吸收——联合再生技术将尾气吸收塔底部的半富胺液运输到脱硫单元的一级主吸收塔进行串级利用，以提升溶剂的使用效率并降低胺液总循环量。这种方法的好处是：只需要一套胺液再生系统即可满足运行，降低了能耗并减少了投资费用。（五）使用能量回收设备来节约能源

天然气安全基础知识

天然气安全基础知识 天然气、氧气基础知识 天然气 我公司天然气主要用于玻璃窑炉、锅炉燃料气体。天然气是一种 混合气体，属于甲类易燃易爆气体，爆炸极限为5~14V%；自燃温度为 482~632?。 天然气主要成分是甲烷，甲烷含量一般高于90%，此外还有少量的乙烷、丙烷等烃类，以及二氧化碳、硫化氢的稀有气体（氦、氖、 2氩等）。天然气通常是无色的气体，比空气轻，密度为0.5—0.7kg/m. 天然气中含有大量的低分子烷烃混合物，其与空气混合形成爆炸 性混合物，遇明火极易燃烧爆炸。如果出现泄漏其轻组分则能无限制 地扩散，易与空气形成爆炸性混合物，而且能顺风飘动，形成着火爆 炸和蔓延扩散的重要条件，遇明火回燃；其重组分泄漏后易存留在地 表、沟坑、低洼、死角处，较长时间积聚不散，更增加了火灾、爆炸 危险性。 天然气组成表 由上表可以看出，天然气的主要组分为甲烷，天然气对人体的危 害有两种，一是天然气泄漏出来在一定时间内使人窒息而中毒死亡； 二是因天然气泄漏遇到火源而发生火灾或天然气积聚达到爆炸极限 引起爆炸，从而导致严重的人员伤亡及财产损失。天然气中各主要组 分火灾、爆炸特性参数见下表。 天然气中81%—85%以上为甲烷，甲烷的主要危险特性如下： 一、标识

中文名：甲烷 分子式：CH 4 相对分子量：16.05 二、理化特性 熔点：-182.5? 沸点：-161.5? 临界温度：-82.6?(温度不超过某一数值，对气体进行加压，可 以使气体液化，而在该温度以上，无论加多大压力都不能使气体液化，这个温度叫该气体的临界温度。在临界温度下，使气体液化所必须的最小压力叫临界压力。) 临界压力：4.59Mpa 外观形状：常态为无色无臭的气体，能被液化和固化；能溶于乙 醇、乙醚，微溶于水；易燃，温度可达1950?。 三、危险特性 闪点：-188? （可燃液体挥发的蒸汽与空气混合达到一定浓度遇明火发生 一闪即逝的燃烧，或者将可燃固体加热到一定温度后，遇明火会 发生一闪即灭的闪燃现象，叫闪燃。发生闪燃时的固体最低温度 称为闪点。） 爆炸极限：5~14V% 最小点火能：0.28mJ 最大爆炸压力：0.717Mpa 燃烧热：889.5kJ/mol 与空气混合成为爆炸性混合物，遇明火、高热极易引起爆炸或燃 烧。

高含硫天然气压缩机的设计和应用

高含硫天然气压缩机的设计和应用 作者：未知来源：互联网点击数：19 更新时间：2009年01月16日 编者按：刘虎厂长、李德禄总工程师带领的中国石油天然气集团公司四川石油管理局成都天然气压缩机厂的技术团队，多年来紧密结合基层单位的运行实际，着力研发服务于油气田的高含硫天然气压缩机，技术成果丰硕，节能业绩斐然，为我国油气田的开发和运营作出了重要贡献 概述 西南油气田分公司川西北气矿雷三气藏天然气H2S含量7.08%，是国内H2S含量较高气藏之一，且含量烃3.5%，CO24.8%，凝析油60g/m3。经过20余年的开采，压力衰减，产量下降，低压天然气不能进入集气管网，需采用压缩机增压。2000年，根据川西北矿区提出的技术要求，成都天然气压缩机厂设计制造了两台ZTY440MH9×9整体式天然气压缩机组(工况为：进气压力1～2.8MPaG，排气压力3.2～4MPaG)用于雷三气藏衰减气井含硫天然气的增压。该两台机组于2001年3月投入生产运行，至今已达5个年头，机组经受住了高含硫天然气的考验，抗硫效果明显。机组与天然气直接接触的零部件，如压缩缸、活塞、活塞杆、工艺管线等，没有因硫化氢的腐蚀而损坏现象，但运转初期，气阀弹簧，滑动轴承寿命短，出现弹簧断裂，轴承合金层脱落等。通过与采气作业区的技术人员和操作工人的共同探索，已基本解决了滑动轴承、气阀弹簧的寿命问题，使机组能稳定的运行在高含硫天然气的增压中。回顾ZTY440整体式天然气的设计制造和现场运行过程，说明我厂压缩机防止硫化氢腐蚀专有技术是成功的。下面就硫化氢的腐蚀机理，压缩机制抗硫设计、制造、现场运用等作一简述，期望对含硫气藏地面工艺设备的防腐问题起到抛砖引玉的效果，更好的保证高含硫气用天然气压缩机的可靠性、安全性。 硫化氢的腐蚀机理 硫化氢是强毒性的，是天然气开采中最严重的腐蚀剂，其对钢材腐蚀的形式有全面腐蚀和硫化物应力腐蚀开裂。硫化氢所造成的全面腐蚀，其特征是腐蚀产物具有成片、分层、易碎、气孔及附着力差，呈层状剥落，导致设备壁厚减薄。硫化物应力腐蚀开裂是当硫化氢腐蚀钢材时，在阴极区产生大量的氢，氢的产生受下列两个反应的速度所控制 H H (1) H→→1/2H 2 (2) 存在硫化氢的情况下式(2)若受到抑制，则在钢材表面上将集聚大量的氢原子，在一般情况下，氢原子结合成氢分子的速度很快，只有少量的氢原子向钢材内部扩散，但由于硫化氢的存在，氢原子结合成氢分子的速度会显著减慢，大量的氢原子向钢材内部扩散，而被金属内部缺陷处或空隙处所形成的隐阱捕集，继而结合成氢分子，在钢材内部产生巨大的内应力，使钢材脆化或开裂。其特征是属于低应力的破坏，多发生在设备使用初期，甚至在无任何预兆下，几十小时几十天内突然发生。开裂的断口无塑形变形，呈脆性破坏。

高含硫天然气集输管道热处理施工技术

高含硫天然气集输管道热处理施工技术 高含硫天然气集输管道热处理施工技术 摘要：本文以普光气田集输系统输气管道热处理施工为例，详细介绍了高含硫气田集输管道焊缝热处理施工的特点、难点及热处理施工技术。在集输系统施工过程中，针对此部分管道壁厚厚，材质复杂且跨越冬季施工等难点，通过优化热处理工艺，改进热处理方法等措施，克服困难，有力地保证了整个系统管道热处理施工质量，具有一定的借鉴意义。 关键词：高含硫管道热处理 高含H2S天然气藏是重要的气藏类型，资源十分丰富，主要分布于加拿大、美国、俄罗斯、法国、中国及中东等国家和地区。我国高含H2S、CO2天然气探明储量约占天然气总储量的1/6，主要分布在四川和渤海湾盆地。近年来，随着石油天然气资源需求的增加，各国加大了高含H2S天然气藏的开采。普光气田开发建设具有“压力高、含H2S高、含CO2高”的三高特点，这一特点给气田安全开发增大了危险系数。由于硫化氢对集输管道、设备有强烈腐蚀作用。含硫天然气在有游离水组成的H2S+CO2+H2O腐蚀环境下，对管道和设备的腐蚀主要表现为硫化物应力开裂腐蚀（SSC）、氢致开裂腐蚀（HIC），对管道、设备造成严重的内腐蚀。普光气田涉酸管道主要采用L360QCS、L360MCS、A333 Gr.6，Inconel825、不锈钢复合管等材质；管道最高设计压力40Mpa，管道直径最大DN700mm，管道壁厚最厚25mm。为保证高含硫天然气集输管道的焊接质量，焊接工艺评定要求对焊缝进行热处理。整个普光气田地面集输工程建设经过了两个冬季，热处理施工难度较大。为了保证热处理的施工质量，在热处理工艺的选择和热处理具体实施方面采取了新的技术措施，从而保证了管道安装施工质量。 一、热处理的作用 对普光气田高含硫天然气集输管道焊缝进行热处理主要是为了降低或消除管道焊接后焊缝的残余应力，防止焊接区出现裂纹、应力

高含硫天然气净化技术现状及研究方向

高含硫天然气净化技术现状及研究方向 随着社会经济的不断发展，天然气作为一种高效的清洁能源在当代社会的生活活动中起着越来越显著的作用。我国天然气的制备中，在开发过程中，由于一些杂质的存在而严重形象了天然气的程度，因此也降低了天然气的燃烧率。天然气中含一点量的硫化氢及二氧化碳，则需要对其提高净化纯度才可大范围提升天然气的使用效果。本文对天然气的发展现状进行了详细的分析，介绍了高含硫天然气的净化技术，希望对我国未来的天然气发展有所帮助，如有不足还请指正。 标签：净化技术；现状；发展方向 二氧化碳和硫化氢在燃烧后会产生大量的有毒有害物质，对周围的环境及空气造成严重污染等。据此，必将对含硫天然气进行高纯度提炼，才可以进一步保证其的清洁性，出尽了环保型社会的发展与进步。本文结合了高含硫天然气的净化技术的发展现状，对其存在的显著性问题进行了分析及研究，并且进一步的导出了天然气进化的发展方向。 1 高含硫天然气进化技术的发展现状 1.1脱硫及脱碳的技术发展 对于含有大量的二氧化碳和硫化氢的天然气来说，需进行脱硫脱碳的基本精华步骤。当前采用最多的净化技术是物理化学溶剂法。在其中，通常采用的办法是DEA法及MDEA法亦或者是基于MDEA所采用的配方式脱硫脱碳技术。对于碳硫含量较多的天然气则采用其他方式如Sulfinol法及Flex-sorb PS法来进行高纯度净化。有时天然气中的硫含量会异常增多，而相对处理后要求天然气的硫含量较低的情况下，通常采用先进的组合工艺的净化处理办法。例如，在较常规的DEA和MDEA法的协同作用下，同时采取分子筛和硅胶吸附进行脱硫醇和脱水处理等，将达到深度高纯度的脱硫效果，促使天然气的纯度显著提高。 历经了多年的发展，我国在高含硫天然气净化技术和时间经验上取得了十分显著的提高。然而对于目前的高含硫天然气的净化处理还存在巨大的技術障碍。比如，在处理二氧化碳和硫化氢的含量都高于百分之二十的双高天然气时，存在着某些不足倘若采用以往的脱硫溶剂，会造成循环量大，能耗过高等问题，且无法满足天然气的纯度要求。 1.2硫磺回收技术的现状 硫磺回收是含硫天然氣的净化处理工艺中的十分主要的环节。因硫化物质对于环境污染过度，但其又是重要的工业材料，同时亦可为相关企业的发展提供原始材质。因此，需在天然气的处理过程中加强对于硫磺的回收效率，以此实现最优化利用。对于一般情况，高含硫天然气进行了相关的脱硫处理后，就可以极大程度地降低其所产生的酸气中硫化氢的含量、。而如果硫磺回收装置中的酸气硫

天然气常见知识

天然气基本性质 主要成分：甲烷%、已烷+丙烷%、其它% 理化性质：无色、无味、无毒、易燃 状态：常温为气态，超低温加压为液态 平均密度：Nm3 相对密度： LNG密度： Kg/Nm3 沸点：－162℃ 自燃点：540℃ 爆炸极限：5%～15% 天然气低热值： Nm3 灭火剂：干粉、雾状水、泡沫、二氧化碳 主要物料危险性分析 1)易燃性，天然气属甲类火灾危险性物质，易燃。 2)化学性爆炸，天然气易爆，爆炸极限为5%-15%。与空气或氧气混合，能形成爆炸性混合物，在爆炸极限范围内遇着火源就会发生爆炸。3)物理性爆炸，储罐、管线超过承受的压力；安全附件（安全阀）不能按规定启跳；设备设施存在缺陷或受到外力作用等情况都有可能使天然气产生物理性爆炸。 4）低温：液化天然气体蒸发时会从环境中吸取大量热量，使环境温度急剧降低，如果发生泄漏可能使接触的人冻伤。 5）窒息：在大气中，天然气通常会冲淡氧气的浓度，如果发生大量

泄漏，可能造成人员窒息。 生产过程的危险危害因素分析 泄漏 燃气泄漏主要可能有几个方面： 1、管道或者是设备设施腐蚀穿孔，引起燃气泄漏； 2、管线及设备的易损件老化失效等引起密封连接处漏气； 3、误操作、设备本身损坏或者自动控制系统失效而发生泄漏； 4、管道受应力开裂或者焊缝处发生泄漏； 5、管道被第三方施工破坏导致燃气泄漏。 目前，地下中压燃气管网已串联成网，管道局部泄漏不会造成大范围用户停气，且公司已配置了不停输设备和应急气化撬等应急设备和机具，停气风险相对较低，但城市管网的停气对于企业的声誉和社会影响相对较大。高/次高压管网是配气的主动脉，其停气可能会影响到一个乃至多个行政区域的正常供气，风险相对较高。 场站内的燃气泄漏，如导致场站直接停用的，则会影响到下游用户的正常用气；特别是求雨岭门站停气会直接影响到电厂等工业用户的用气，风险很高。 爆炸、爆燃 公司潜在的爆炸类型有化学性爆炸、物理性爆炸、冷爆炸、电气爆炸、爆燃、闪燃等多种类型，爆炸同时可能引发火灾等次生灾害。 1、化学性爆炸： 燃气泄漏并达到爆炸极限后，获得点火能量，既能迅速发生放热反应，

张月天然气脱硫技术工艺综述

张月——天然气脱硫技术工艺综述 关键字：脱硫净化醇胺法 摘要：本文主要讲述了天然气的脱硫的主要方法，及其应用。 引言： 中国天然气产业生产-消费现状 进入二十一世纪的第二个十年之后，中国对天然气的消费呈直线上升趋势，据了解，2012年天然气消费同比增长12.8%，2013年天然气消费同比增长高达13.9%，国家能源局预计称，2014年我国天然气表观消费量1930亿立方米，增长14.5%。 我国目前天然气1/3以上都含有硫，为改善环境质量，实现可持续发展。故发展天然气必须先解决其净化问题。 1、天然气脱硫技术的现状及发展趋势 1.1含硫天然气净化研究现状 自18世纪末英国就开始使用干式氧化铁法从气流中脱除硫化物，但直到上世纪30年代醇胺类溶剂应用于气体脱硫以后，天然气脱硫才成为独立的工业分支。经过70多年的发展，目前国内外报道的脱硫方法已有百余种[1]。 1.2天然气脱硫技术的目的 天然气净化的目的是脱除含硫天然气中的H2S、CO2、水份及其它杂质（如有机硫等），使净化后的天然气气质符合GB17820-1999国家标准，并回收酸气中的硫，且使排放的尾气达到GB16297-1996《大气污染物综合排放标准》的要求。 1.3高含硫天然气净化工艺的发展趋势 国外对高含硫天然气的开发已有几十年的丰富经验，天然气净化技术也有了进一步的发展。目前，国外针对高含硫天然气的处理技术已向大型化、自动化、组合化方向发展，用以节约投资、降低能耗、提高装置的适应能力和运行维护的可靠性。国外针对高含硫天然气处理普遍采用以下工业技术路线[2]: （1）当原料气有机硫含量高（为满足总硫要求，必须脱除有机硫）建议采用Sulfional —M法进行脱硫。 （2）当原料气中有机硫含量低（将H2S脱除后，总硫即可满足要求）建议采用MDEA 法进行脱硫。 2、天然气脱硫方法的分类 通常用于天然气脱除酸性组分的方法有化学溶剂法、物理溶剂法、物理化学溶剂法、直接化学溶解法、直接转化法、非再生性法和膜分离及其的低温分离法等。 2.1天然气净化中化学溶剂法 2.1.1醇胺法：

天然气基础知识

天然气基础知识 第一部分 天然气基本性质 一、概述 天然气是从地下开采出来的一种可燃性气体,它是埋藏在地壳下面的生物有机体,经过漫长的地质年代和复杂的转化过程而形成的。 我国利用天然气有着悠久的历史，它是气体燃料中出类拔萃的新秀，具有清洁、无毒、热值高、使用调节方便等优点，广泛用于各行各业，如熬盐、化工、化肥、冶炼、碳黑生产，CNG汽车和城市民用等。 随着城市建设发展，城市天然气事业迅速壮大，公用、民用气用户大量增加，为减轻环境污染，天然气在各行各业不断受到重视，它是二十一世纪一种清洁、高效、优质的环保能源。 二、天然气的种类 1、气田气热值一般为34.69MJ/Nm3(8300KCAL/Nm3） 2、油田伴生气热值一般为45.47MJ/Nm3(10878KCAL/Nm3） 3、凝析气田气热值一般为48.36MJ/Nm3(11569KCAL/Nm3） 4、煤层气热值一般为36.37MJ/Nm3(8700KCAL/Nm3） 5、矿井气热值一般为18.84MJ/Nm3(4500KCAL/Nm3） 三、主要成分 天然气的典型组分（体积%）

注：其它稀有组分未列出。西气东输的气体密度约为0.6982kg/m3，忠武线气体密度约为0.75kg/m3 四、主要参数 1、主要成分： CH4（甲烷），另外含有少量的其他烷烃以及氮、二氧化碳、硫化氢、水份等。 2、临界温度： -82.3℃，临界压力4.58MPa。 3、沸点： -162 ℃（1atm），着火点：650 ℃ 4、低热值： 8800Kcal/Nm3（36.96MJ/Nm3） 5、高热值： 9700Kcal/Nm3（40.98MJ/Nm3） 6、爆炸范围：下限为5%，上限为15% 7、气态密度： 0.75Kg/Nm3，为空气的0.58倍。 8、华白指数： 44.94MJ/Nm3 9、燃烧势： 45.18 以上数据按CH4含量约为97%的天然气参数，为近似值。 五、天然气的类别

高含硫脱硫技术

高含硫天然气脱硫技术 由于从油气井井口采出或从矿场分离器分出的天然气除含有水蒸气外,往往 S)、硫化羰(COS)、硫醇还含有一些酸性组分。这些酸性组分一般是硫化氢(H 2 (RSH)及二硫化物(RSSR’)等,通常也叫酸气或酸性气体(acid gas)。天然 S、COS。为示区别。 气中最常见的酸性组分是H 2 天然气中含有酸性组分时,会造成金属腐蚀,并且污染环境。当天然气用作化 工原料时,它们还会引起催化剂中毒,影响产品质量。 当天然气中的酸性组分含量超过管输气或商品气质量要求时,必须采用合适的方法脱除后才能管输或成为商品气。从天然气中脱除酸性组分的工艺过程称为脱硫、脱碳,习惯上统称为天然气脱硫。脱硫后的天然气通常称为净气或净化气,而脱出的酸性组分一般还应回收其中的硫元素(硫磺回收)。当回收硫磺后的尾气不符合向大气排放的标准时,还应对尾气进行处理。 对于管输天然气,要求其H2S含量不应大于20mg/m3。当天然气用作合成氨或 合成甲醇原料气时,其硫含量要求小于1mg/m3。如天然气采用深冷分离的方法回收凝液时,其CO2含量(φ)往往要求很低。因此,对天然气硫含量要求很严的天然气化工厂,需要设置二次脱硫装置。 目前,国内外报道过的脱硫方法有近百种。这些方法一般可分为间歇法、化学吸收法、物理吸收法、联合吸收法(化学一物理吸收法)、直接转化法。其中,采用

溶液或溶剂作脱硫剂的脱硫方法习惯上又统称为湿法,采用固体作脱硫剂的脱硫方法又统称为干法。 间歇法:其脱硫原理又可分为化学反应法与物理吸附法两种,其特点是反应或 吸附过程都是间歇进行的。属于前者的有海绵铁法、氧化铁浆液法、锌盐浆法法及苛性钠法。由于脱硫剂在使用失效后即废弃掉,因而仅适用于H2S含量很低及流量很小的天然气脱硫。属于后者的有分子筛法,它适用于天然气中酸性组分含量低及同时脱水的场合。海绵铁法及分子筛法因采用固体脱硫剂,故又都属于干法,通常也统称为固体床脱硫法。 化学吸收法:这类方法又称化学溶剂法。它以碱性溶液为吸收溶剂(化学溶剂),与天然气中的酸性组分(主要是H2S和CO2)反应生成某种化合物。吸收了酸性组分的富液在温度升高、压力降低时,该化合物又能分解释放出酸性组分。 这类方法中最有代表性的是醇胺(烷醇胺)法和碱性盐溶液法。属于前者的有 一乙醇胺法、二乙醇胺法、二甘醇胺法、二异丙醇胺法、甲基二乙醇胺法,以及一些有专利权的方法如胺防护法等。醇胺法是最常用的天然气脱硫方法。此法适用于从天然气中大量脱硫,如果需要的话,也可用于脱除CO2。 物理吸收法:这类方法又称为物理溶剂法。它们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。在物理吸收过程中,溶剂的酸气负荷与原料气中酸性组分的分压成正比。吸收了酸性组分的富剂在压力降低时,随即放出所吸收的酸性组分。物理吸收法一般在高压和较低温度下进行,溶剂酸气负荷高,故适用于酸性组分分压高的天然气脱硫。此外,物理吸收法还具有溶剂不易变质、比热容小、腐蚀性小以及能脱除有机硫化物等优点。由于物理溶剂对天然气中的重烃有较大的溶解度,故不宜用于重烃含量高的原料气,且多数方法因受溶剂再生程度的限制,净化度不如化学吸收法。当净化度要求较高时,则需采用汽提或真空闪蒸等再生方法。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。

高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究

高含硫天然气净化装置腐蚀特性研究 发表时间：2020-03-25T09:23:00.303Z 来源：《工程管理前沿》2020年1期作者：岳森 [导读] 近几年，随着国家能源政策的调整，市场对天然气需求逐年增大 摘要：近几年，随着国家能源政策的调整，市场对天然气需求逐年增大。某高含硫天然气净化厂生产调整、装置检维修等原因，导致装置处于停工备用状态，期间设备受到大气中氧、水气及残留物的共同作用，腐蚀较生产运行期间严重，造成设备出现大面积均匀腐蚀或穿孔、设备过早报废、装置开工投用困难等。该文就停工期间的装置腐蚀问题进行了分析研究，并提出了一系列解决措施。 关键词：高含硫天然气；净化装置；腐蚀特性 引言 某天然气净化厂共建设6套净化装置及配套设施，每套净化装置由2个系列的脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理和酸水汽提单元组成。以某气田高含硫天然气为原料，H2S和CO2平均含量分别为14%和8%(v/v)，采用MDEA法脱硫、TEG法脱水、常规克劳斯二级转化法硫磺回收、加氢还原吸收尾气、单塔低压汽提酸水的工艺路线。 1气田净化工艺流程 某气田净化厂采用了MDEA法选择性脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus二级转化法硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理以及酸性水汽提的工艺路线。 脱硫单元选择性脱除高含硫原料气中几乎所有的H2S、CO2及部分有机硫，经脱水单元脱水后，合格净化气外输。其中脱硫单元产生的酸性气在硫磺回收单元回收为液硫，液硫在储运车间成型后运至硫磺储运系统外销。尾气处理单元净化硫磺回收单元及酸水汽提单元产生的尾气，然后进入尾气焚烧炉焚烧，产出达到国家环保要求的烟气，通过烟囱排入大气。联合装置产生的酸性水送至酸性水汽提单元，处理合格后送至循环水厂循环使用。 2腐蚀分析及重点腐蚀部位的确定 净化厂的在线腐蚀监测系统采用电感探针实时监测技术，对全厂6套12个系列联合装置进行腐蚀状况的监测。根据系统反馈的腐蚀速率超标次数，重点腐蚀部位有4个：二级硫冷器E-305入口管线，超标7次；急冷水泵P-401出口管线，超标5次；末级硫冷器E-307出口管线，超标1次；胺液再生塔底重沸器E-104B气相返回管线，超标1次。 3腐蚀原因分析 3.1大气腐蚀 停工备用期间，设备内部残留的水、氧及硫化物等杂质的含量和种类、温度等是设备内部腐蚀的主要因素。在常温无水的条件下，温度对氧化作用极为缓慢，而湿度对大气腐蚀作用最大，直接影响了金属表面上液膜的形成及保持时间。在极度干燥的大气条件下，即便存在硫化物，腐蚀也会很快变慢并趋于停止;在潮湿的环境中，空气中的水与腐蚀产物以及表面沉积物凝结成水膜，形成了有一定电导和腐蚀性的电解质溶液，加速了电化学反应，而清洁的金属表面也会凝结一层厚度在0．1～1μm的水膜。存在较大温差时，设备内部处于干湿交替状态，金属锈层会进一步加速腐蚀。在潮湿状态时，锈层与溶解氧一起作为阴极去极化剂。 3Fe2O3+H2O+2e→ 2Fe3O4+2OH－ 在干燥状态时，由于氧含量大，Fe3O4又能被重新氧化。 4Fe3O4+O2→ 6Fe2O3 因此，带锈层的金属加速腐蚀。在潮湿的大气中，金属表面形成的水膜较厚(1μm～1mm)，更容易进行阳极反应，腐蚀过程由阴极过程控制，氧的扩散速度是主要的控制步骤。无论在溶液中还是在不同厚度的薄膜中，氧的还原反应都是容易进行的。 3.2细菌腐蚀 装置停工期间存在的细菌按呼吸类型分成:好氧腐蚀菌和厌氧腐蚀菌。好氧腐蚀菌主要为硫氧化细菌、铁细菌和一些异氧菌等;厌氧腐蚀菌主要为硫酸盐还原菌。硫氧化细菌在无氧及多氧环境下不能生长，一般生活在氧与还原态硫同时存在的微好氧环境中，能够氧化硫化物产生强酸，含H2S时大量繁殖，在局部区域能氧化生成体积分数为10%的硫酸，使pH值降为1.0～1.4，对设备管线造成严重腐蚀。硫酸盐还原菌(简称SRB)分布于氮气保护下的厌氧环境，能够将SO2－4还原、降解有机物获取能量，产生H2S造成严重腐蚀。 4的防腐蚀措施分析 4.1缓蚀剂的添加 在保护含硫天然气输送管道的时候，除了使用物理保护方法还可以使用化学保护方法。其中一个较好的保护方法就是缓蚀剂的添加。将缓蚀剂在含硫天然气输送过程中进行添加，并且保护效果也比较好。缓蚀剂主要有两种使用方法，分别是加注和批处理。首先在含硫天然气输送中，对缓蚀剂的添加要和水分的含量成正比，每升水对缓蚀剂的加注量一定要按照一定标准进行，如果水分含量不能有效保持稳定，那么对缓蚀剂的加注要根据天然气的输送量进行，例如每立方的天然气加重0.1到0.5升的缓蚀剂。另外，还可以对管道进行批处理，对管道防腐蚀的批处理是根据季度完成的，批处理的实施原理和管道保护膜添加原理相似，这种方法可以进一步增强含硫天然气输送管道的抗腐蚀能力。 4.2利用电化学腐蚀措施 通过腐蚀原理可知，含硫天然气在电化学的基础上对输送管道产生腐蚀，可见将电化学腐蚀措施使用在输送管道中，可以有效的降低输送管道受腐蚀性。目前我国电化学腐蚀措施中常用的方法就是阴极保护法，该方法的主要原理就是在电化学变化的基础上，牺牲阳极，使输送管道中某个金属材料一端的电势更低，将其作为牺牲体，从而在管道中产生腐蚀性电化学反应，从而在管材电势更高的一端聚集更多的电子，对输送管道有更好的保护。这种措施可以使管道受长时间的抗腐蚀保护，不需要多次对输送管道进行管理与防护，保护范围和抗干扰能力也更广更强。目前在含硫天然气输送管道防腐蚀管理中，该方法具有较广的使用。 4.3脱硫系统单个容器和塔顶破沫网部分 1）再生塔顶回流罐的清洗：清洗设备泵出口通过排污阀后法兰，连接管线至清洗槽。将清洗剂溶液打入，装满后浸泡（因罐顶部无放空，上半部分又无液位计，故在装液时应防止清洗液由顶部管线窜至其他部位）。2）天然气进料过滤分离器、天然气进料聚结分离器的清洗：更换过滤器滤芯，加强原料气过滤效果，加强原料气过滤排液。过滤器是天然气调压橇必备设备，其作用是保障流量计等设备的正常

高含硫天然气一般知识

高含硫天然气一般知识 含硫天然气对钢材的影响 在酸性环境中使用的碳钢通常碳含量低于0.25%，还含有微量的其它元素。低合金钢由铁和下面这些微量的元素组成：C、Si、Mn、P、S、Ni、Cu、Cr、Mo、V、Al、Nb、B、Sn、Sb和Co。这些元素有一些是用于使钢材具有某些性质，而其它则是杂质，在钢材的生产过程中没有完全除去。所有这些元素，除了铁以外，其总含量通常低于4%重量，然而当含硫天然气在一定压力下与钢材直接接触时，这些杂质中有些却对钢材的性质不利，尽管其含量很低。 在下面的讨论中，碳钢和低合金钢都简称钢，因为酸性环境中应用时它们的一般要求是类似的。有含硫原油或含硫天然气而无自由水的钢管或钢质容器中，H2S会和铁发生反应在钢表面生成一层硫化铁（FeS）薄膜。这层FeS薄膜会阻止铁和H2S的进一步反应，这样H2S 对金属的进一步作用几乎可以免除。然而，在有自由水存在的情况下，H2S与金属间的化学反应就会被阳极反应和阴极反应所促进，如下所示： 阳极：Fe←→Fe+++2e H2S+H2O←→H++ HS-+H2O HS-+H2O←→H++ S=+H2O 阴极：2e+2H++ Fe+++ S=→2H+ FeS 总反应：Fe+ H2S→H2O→FeS+2H

上述反应的产物之一是氢原子（H），它能够穿透钢，并能沿着晶界迁移。上述反应的总结果会在下面这些有害的影响时表现出来：-普遍的金属失重腐蚀 -腐蚀斑点（点蚀） -氢致开裂（HIC）和起泡 -氢脆和硫化物应力开裂(SSC〉 普通的金属失重腐蚀 在有水存在的情况下，H2S和有限的管壁或容器壁之间的反应会导致金属失重，并能导致它们失效。水和一些处理剂的水溶液(如乙二醇、甲醇或胺)能促进前面所述的电化学反应。 所有的原生含硫天然气也含有二氧化碳(CO2)，溶于水后呈酸性,在有水的情况下会腐蚀铁。工业经验表明，含硫天然气中H2S和CO2之比低于1:1时，在潮湿环境下其腐蚀性比H2S含量大于CO2含量时要高[13]。这是由于生成的碳酸铁垢层在金属表面的吸附没有FeS膜强。故任何能干扰FeS膜形成的条件都会导致对管壁或容器壁的腐蚀。 点蚀 腐蚀只不过是由于形成了阳极电池而导致在管子或容器的局部点或区域的集中腐蚀和金属失重。通常出现在流体静止或几乎静止的环境下，最初可以是由管子的缺陷或金属表面的一小块垢或其它沉降物引起的。一旦形成后，金属失重反应就能在适当的时候导致针孔式泄漏，一般不会影响邻近的管子。

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—1—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—1—2

高含硫天然气净化厂设计特点

第24卷第3期2006年6月 天　然　气　与　石　油N atural G as And Oil Vol.24,No.3 J un.2006 　 收稿日期:2005211229 作者简介:刘家洪(19722),男,四川合江人,工程师,学士,1996年毕业于中国石油大学(北京)化学工程系,主要从事油气加工设计工作。电话:(028)86014327。 高含硫天然气净化厂设计特点 刘家洪,康　智,周　平,王远江 (中国石油工程设计有限公司西南分公司,四川成都610017) 摘　要:根据正在建设中的罗家寨天然气净化厂工程前期研究、国外考察、科技攻关、引进 基础设计及设备采购、制造等情况,结合铁山坡天然气净化厂前期研究和技术交流情况以及高 含硫天然气净化厂的特性,介绍了高含硫天然气净化厂主要的设计特点。 关键词:高含硫;天然气;净化厂;设计;特点文章编号:100625539(2006)0320052204 文献标识码:A 0　前言 我国天然气生产主要集中在西南油气田分公司、长庆油田分公司和塔里木油田分公司。目前,长庆油田分公司和塔里木油田分公司的主力气田均为低含硫气,但西南油气田分公司在未来十年规划中将川东北地区储量丰富的高酸性天然气田作为未来的主力接替气田进行大规模开发生产,预计2010年高酸性天然气将达到80×108m 3/a 的产能。 近年来,随着人们环保意识的日益增强,世界各国制定出更严厉的环保法规,以进一步控制有害污染物的排放;另一方面,随着石油价格的高涨,作为一种清洁燃料和可代替的化工原料,天然气的资源地位越加突出,国内外十分重视发展天然气产业,加快开发探明储量较大的高含硫气田已势在必行,天然气处理是高含硫气田开发必不可少的中间环节。 高含硫天然气处理具有产品率低、单位能耗高、高含硫介质腐蚀性强、危险等级高等特点,采用安全、先进、经济合理、成熟可靠的处理工艺技术尤其重要。本文根据正在建设中的罗家寨天然气净化厂工程(总处理规模为900×104m 3/d ,单套处理规模为300×104m 3/d ,原料气中H 2S 含量为11.5%,CO 2含量为8%,原料气压力为713MPa )的前期研究、国外考察情况、科技攻关、引进基础设计及大型设备采购、制造等情况,结合铁山坡天然气净化厂工 程(总处理规模为600×104m 3/d ,单套处理规模为 300×104m 3/d ,原料气中H 2S 含量为15%、CO 2含量为613%,原料气压力为814MPa ,有机硫含量为53016mg/m 3)的前期研究和几家国外大公司的技术交流情况,介绍高含硫天然气净化厂的设计特点。 1　高含硫天然气净化常用的工艺技术 路线 根据罗家寨天然气净化厂工程主体装置基础设 计招标时投标商的技术方案和就铁山坡天然气净化厂与外商的技术交流情况,国外对高含硫天然气处理普遍采用以下工艺技术路线: 1.1　当原料气中有机硫含量高(为满足总硫要求,必须脱除有机硫) 鉴于脱硫装置与尾气处理装置采用的脱硫溶剂不同,普遍采用图1所示的工艺技术路线。 脱硫采用Sulfionl -M 法、脱水采用TEG 法、硫磺回收采用二级Claus 工艺、尾气处理采用标准SCO T 工艺(溶液采用MDEA 水溶液)。 1.2　当原料气中有机硫含量低(将H 2S 脱除后,总硫即可满足要求) 由于脱硫装置与尾气处理装置采用的脱硫溶剂相同,为降低工程投资和装置能耗,普遍采用图2所示的工艺技术路线。

高含硫天然气净化工艺技术解析

高含硫天然气净化工艺技术解析 摘要：高含硫天然气净化，可通过几种方式实现，如溶剂吸收法、膜分离法等，每种技术都有自己的优势和特征，本文针对高含硫天然气净化工艺技术给出了详 细分析。 关键词：含硫天然气；净化工艺；技术 我国陆上有四大天然气主产区，包括川渝、陕甘宁、塔里木以及柴达木。在 川渝区域当中的天然气属于高含硫气田，例如：罗家寨以及飞仙关等，均属于特 殊含硫气制气田。有些气井内部的H2S，已经到达了17%以上；有些CO2/H2S的 比值超过了20%，甚至有机硫的含量达到了500mg/m3，为了对这类具有危险性 且复杂的气田进行环保、科学、安全、有效的开发，需要对当前经济合理并且可 靠成熟的工艺进行应用。 1、溶剂吸收法 1.1MDEA法 在天然气脱硫当中，从上世纪80年代后期开始，便对该项方法进行了广泛应用。在原料气MDEA当中存在的CO2/H2S比值会非常高。因为H2S具有的能力为选择性反应，所以很多的CO2会在净化器当中有所保留，其产生的节能效果十分 显著，化学稳定性，溶剂出现降解变质并不容易，且产生的溶液发泡倾向以及存 在的腐蚀性，与其他醇胺溶液相比，也更加突出，损失的气体气相比较小，只对 装置产生轻微的腐蚀效果。MDEA水溶液当中的具体浓度，可达到50%，酸气负 荷大约为0.5~0.6，也可以达到更高，并且有着比较低的凝固点，蒸气压不大。溶 剂在挥发过程中并没有较大损失。当前，在川渝区域当中的净化厂，对于该溶剂 脱除H2S的应用十分广泛[1]。 普光气田当中存在的天然气属于含硫量非常高的天然气，其中的H2S含量， 大约占据了14%，CO2占据的含量大概为8.64%。借助脱硫原则工艺，具体流程 如图一所示。其溶液为MDEA，使用的吸收工艺为串级吸收工艺。 图一：脱硫原则工艺流程 1.2砜胺法 该项方法需要借助溶剂当中存在的物理以及化学溶剂，其中环丁砜的使用为 物理溶剂；醇胺化合物的应用属于化学溶剂，一般应用的都是DIPA和MDEA，该 项工艺方式被称作为Sulfinol-D及Sulfinol-M，两种溶剂的应用，并没有较大的腐 蚀作用，生成的降解产物并不敏感。吸收溶液当中存在的环丁砜含量，通常为42%左右，还有大概50%的水含量，剩下皆为DIPA。该溶剂最突出的特征便是有非常 高的酸气负荷，能耗以及溶剂损失量都比较小。此外，砜胺溶剂产生的溶解能力 非常强，可有效溶解有机硫化合物。所以，当原料气当中存在的有机硫化合物含 量较高时，使用该项方法产生的净化作用非常理想。但该溶剂溶解重烃的能力非 常强，通过闪蒸不容易被释出，所以当原料气当中含有的重烃含量比较高时，不 能对该项方法进行应用。 2、膜分离法 该项技术属于选择性渗透膜当中的一种，借助气体渗透性能存在的差距，使 得气体分离的方式得以实现，该项方法对于原料气流量低的处理非常合适[2]。并且，如果天然气的酸气浓度比较高，产生的处理效果也非常理想，其中最突出的 特征包括：