“双碳”目标下天然气净化厂碳资源回收工艺及应用展望——以中国石油西南油气田公司为例

为了回收和利用天然气净化厂的碳资源,通过对天然气净化厂碳资源的分布现状和回收的难易程度以及国内现有二氧化碳回收技术进行分析研究,确定了天然气净化厂碳资源的回收范围、回收方式以及回收工艺,并提出了天然气净化厂碳资源利用的应用展望。研究结果表明:(1)天然气净化厂具有丰富的碳资源,其来自于原料天然气中夹带的二氧化碳和生产装置运行过程中天然气燃烧产生的二氧化碳;(2)天然气净化厂绝大部分碳资源均可回收,其可回收的碳资源有产品天然气中的二氧化碳、过程排放的二氧化碳以及天然气在工业炉内燃烧产生的二氧化碳;(3)天然气净化厂应优先采用醇胺溶液化学吸收法回收碳资源。基于研究结果,结合天然气净化厂工艺装置现状,对天然气净化厂碳资源的利用提出了5个方面的应用展望:(1)降低二氧化碳脱除率,提高商品气率;(2)替代氮气用作吹扫气和保护气;(3)二氧化碳产品;(4)以二氧化碳为原料制作化工产品;(5)碳排放权交易及二氧化碳封存。

天然气净化厂废水处理过程中溶解性有机物的变化

溶解性有机物(DOM)是废水达标排放标准的重要考虑因素,综合分析废水中DOM的分子组成是对其高效去除的前提。以某天然气净化厂废水为研究对象,采用傅里叶变换离子回旋共振质谱法(FT-ICR MS)和三维荧光光谱(3D-EEMs)从分子层面深入分析氧化过程中DOM的荧光性质、分子组成、质荷比、分子转化。EEM结果表明,废水中主要以类腐殖质物质为主,其次为富里酸类物质。O_(3)/H_(2)O_(2)氧化降低了类腐殖质物质的荧光强度,但DOM降解受限于臭氧与富含电子有机物的反应特性;而O_(3)/H_(2)O_(2)-Fenton联合氧化能大幅降低总荧光强度,有效去除类腐殖质。FT-ICR MS结果表明,O_(3)/H_(2)O_(2)氧化去除了部分CHO类、CHON类DOM,但对CHOS类、CHONS类DOM的去除效果欠佳。多环芳烃和高度不饱和的化合物被臭氧降解为脂肪族类化合物,增加了CHO类DOM含氧量。O_(3)/H_(2)O_(2)-Fenton氧化对CHOS类、CHONS类DOM具有较好的去除效果,去除了大部分多酚化合物,生成具有含氧量更低和饱和度更高的DOM。同时,联合氧化极大地缓解了超滤膜污染,去除了大部分可逆污染和不可逆污染。

天然气净化行业氧化吸收尾气处理装置全时段达标排放经验浅谈

文章介绍了氧化类尾气处理装置的工艺原理和特点,分析了氧化类尾气处理装置在天然气净化行业正常工况、开停产期间,以及异常工况情况下尾气超标原因,提出了硫磺回收装置精准配风、控制尾气处理装置溶液浓度等具体解决措施,并从工艺流程优化、联锁设置、自动化改造等方面提出优化建议,确保氧化类尾气处理装置实现全时段达标。

天然气净化厂在役切断阀防卡涩气路设计优化

某天然气净化厂高压贫砜胺液泵出口回流切断阀在长期服役后,出现阀门卡涩导致阀门扭矩增大在较大压差工况下,造成阀门不能正常开启。针对上述存在的问题,提出了一种适用于大压差工况下的防止阀门卡涩的气路优化方案,可利用常规仪表附件,在不拆卸阀门和执行机构的条件下,在线实施改造。实际应用表明:该方案具有改造成本低,时间短的优点,可实现阀门在压差较大的场景下也能灵活开/关。

含硫天然气净化厂尾气排放全时段达标工艺路线

为含硫天然气净化厂尾气排放全时段达标寻求科学合理的工艺路线,通过分析含硫天然气净化厂尾气处理工艺现状及不同含硫尾气处理工艺技术特点,针对现有含硫天然气净化厂采用的不同硫回收及尾气处理工艺,提出了4种可用于尾气排放全时段达标工艺路线。对比分析了各工艺路线的技术经济优劣势,最终提出了一厂一策、因地制宜、近期与远期减排结合的工艺路线制定方法。可为将来含硫天然气净化厂尾气排放全时段达标升级工作提供技术支持。

天然气净化厂Cansolv尾气处理装置废水处理

目的解决Cansolv尾气处理装置胺液净化单元(APU)废水高盐、高有机物与还原性硫的高浓水质特征影响水处理系统的稳定运行问题。方法详细分析了两个天然气净化厂的文丘里和APU废水的水质特征,其中,APU废水成分复杂,是影响水处理系统稳定运行的关键。采用臭氧(O_(3))、O_(3)耦合催化剂、臭氧/双氧水(O_(3)/H_(2)O_(2))3种氧化技术处理APU废水,通过废水中COD值和TOC值变化来评价有机物降解效果,研究了反渗透膜污堵原因和O_(3)/H_(2)O_(2)降解有机物机理。结果O_(3)/H_(2)O_(2)氧化技术为去除废水中有机物的最优方法,当200 mL废水中O_(3)质量浓度为22500 mg/L、H_(2)O_(2)投加量为2 mL、反应时间为60 min时,达到最佳处理效果,COD去除率为60.8%。结论采用O_(3)/H_(2)O_(2)协同氧化APU废水,能完全去除水中还原性硫,有效降低有机物含量,从而有效解决膜提浓装置污堵和蒸发结晶装置堵塞起泡问题。

臭氧催化氧化装置在天然气净化厂的应用实践

康索夫(Cansolv)尾气处理装置投运后,由于有机物超标引起废水反渗透装置和蒸发结晶装置运行效率下降,蒸发结晶装置堵塞和起泡现象等问题。选择以臭氧催化氧化与药剂催化氧化相结合的处理工艺,降低Cansolv尾气处理装置废水中化学耗氧量(Chemical Oxygen Demand,COD)和亚硫酸盐含量。臭氧催化氧化装置投运后,反渗透装置和蒸发结晶装置的COD下降,盐浆发泡的现象得到缓解。废水中COD降低对反渗透装置和蒸发结晶装置运行有着十分明显的优化效果,保障了废水处理装置的正常运行。

天然气中二氧化碳与羰基硫脱除机理研究进展

原料天然气中二氧化碳(CO_(2))、羰基硫(COS)、硫化氢(H_(2)S)和甲硫醇(CH3SH)等酸性气体需要采用碱性溶剂予以脱除,在吸收过程中,以瞬时质子机理反应的H_(2)S脱除速率远远大于COS和CO_(2),故尽管原料气中COS含量通常远低于H_(2)S,但用于脱除H_(2)S的常规技术不能完全有效地脱除COS。COS与CO_(2)化学结构相似,但CO_(2)吸收速率远大于COS,因此,要深度脱除COS且保留部分CO_(2)难度较高。目前,对COS和CO_(2)吸收机理差异性的研究较少,导致在大量CO_(2)和COS共存的条件下,COS选择性吸收溶剂的设计缺乏理论依据。因此,需深入研究COS的吸收机理。对有机胺法吸收CO_(2)及COS的机理研究进展进行了总结,并提出以下认识:①在机理研究方面,普遍认为COS在伯胺和仲胺中的吸收机理与CO_(2)吸收机理相同;②醇胺吸收CO_(2)的机理通常认为是通过形成氨基甲酸盐而脱除CO_(2),进一步的加热分解即是CO_(2)的释放与吸收液的循环使用;③COS与CO_(2)均为线性分子,物理化学性质也非常接近,使得在二者共存的条件下,COS选择性吸收的难度较大。

碳达峰碳中和目标下国内天然气净化厂运行现状与展望

天然气是低碳清洁能源,在我国实现碳达峰、碳中和时代背景下的需求日益增长,天然气净化作为常规气田开发的重要环节,天然气净化装置的优化运行、节能减排及绿色能源业务拓展等对促进天然气增产和行业绿色低碳发展具有重要意义。以国内起步最早、规模最大、工艺技术先进、综合配套齐全、自动化程度高的中国石油西南油气田公司天然气净化总厂为例,分析了现有装置的运行现状和面临产品气质量指标难控制、运行成本增加的挑战,结合国家碳达峰、碳中和的目标,给出了如何提升处理量、完善新兴技术、持续节能减排、革新控制系统和开展碳捕集、利用与封存及绿色能源业务拓展的具体方向和建议。

天然气净化厂差压发电装置的应用

目的天然气在运输过程中,为满足下游压力条件,需进一步调压,若能将这部分压力进行有效回收利用,对提高经济效益与减少环境污染具有重要意义。方法基于中国石油西南油气田公司差压发电项目,详细介绍引进分厂差压发电工艺流程,在此基础上优化设备选型,并通过数据对比,分析差压发电系统的性能变化。结果判定得到产品气进口温度、进出口压力比以及透平膨胀机内损失为主要影响参数;通过增设预热器以适当提高产品气进口温度和进出口压力比、及时更换关键零部件等操作,可有效提高发电效率。结论不仅为天然气差压发电性能优化及关键设备选型提供了方向,在开创天然气净化行业差压发电新领域的同时,也为后续研究提供理论和实践基础。

天然气中水含量与水露点换算关系探讨

目的采用实验加数学拟合的方法开发一种新型天然气中水含量与水露点的换算方法,以提高换算精度并降低误差。方法综合应用气体标准物质、便携式冷镜仪以及数学软件Matlab,采用三次样条插值技术建立了一种新型水含量与水露点换算方法。结果利用三次样条插值技术建立拟合曲面方法进行水露点换算,该方法的平均绝对误差(MAE)为1.16℃,均方根误差(RMSE)为2.28℃,满足合理可接受的最大偏差为2.8℃。将该方法与国内外主流的换算方法进行比较分析,3种方法的平均绝对偏差分别为0.46%(三次样条插值法)、0.69%(GB/T 22634-2008《天然气水含量与水露点之间的换算》)和0.84%(ASTM D1142-95(2021)《露点温度法测定气体燃烧水蒸气含量的标准试验方法》),并分析探究了3种方法在不同水含量和压力段的适用情况。结论通过与实验值的对比研究,当水的体积分数在0~200×10-6范围内时,三次样条插值法相比标准方法具有更好的换算精度,可有效降低水含量与水露点的换算误差。

某天然气净化厂余压发电装置应用评估研究

天然气在生产、净化和输配过程中拥有众多天然气调压点,余压资源十分丰富,若能将这部分压力能进行有效的回收利用,对提高经济效益与节能减排具有重要意义。分析某天然气净化厂余压发电装置应用情况,从能量转换效率、技术成熟先进性、运行安全可靠性、经济效益可行性等方面进行全面考核评估,膨胀机发电系统?效率、连续稳定运行时长、非计划停运系数、出力系数和运行系数均处于较高水平,并给出定量定性的结论及下一步工作建议,为天然气净化厂余压发电项目的研究、示范、推广工作提供理论基础和实践经验。

天然气净化厂高盐环胺废液处理工艺研究

天然气净化厂尾气氧化吸收工艺中会产生大量高盐环胺废液,主要为胺液净化装置中树脂再生产生的废液,主要为有机胺及硫酸盐,可生化性差。以氧化吸收工艺产生的高盐环胺废液为处理对象开展了全流程工艺的研究,形成了“预处理→反渗透脱盐→电渗析膜浓缩分离→组合氧化降解→蒸发结晶”的尾气废液组合处理工艺。废液经尾气废液组合处理工艺处理后,再通过生化处理,最终产水化学需氧量降至81.5 mg/L,氨氮浓度小于1 mg/L,Na_(2)SO_(4)浓度降至0.23 g/L,实现达标排放。研究结果可为后期工程化设计提供技术指导。

天然气净化厂晃电现象及抗晃电技术

天然气净化因多次晃电而停电停产,造成数十至数百万元的损失,并且气体排放对空气也会造成严重污染。如何解决晃电问题,增强装置抗晃电能力已迫在眉睫。首先对天然气净化厂中的晃电现象及其危害进行分析,最后对化工企业典型抗晃电技术展开简要探讨。

天然气净化厂检修管理与技术浅析

对管理机构和职责、检修周期、分列检修、溶液和催化剂更换立项等检修管理和技术要求进行了分析研究,为下一步有效整合中国石油各油气田净化厂庞大、分散的检修规定奠定了基础。

天然气固定床羰基硫水解技术现场试验及工业应用

目的验证实验室研究开发的固定床羰基硫(COS)水解工艺及催化剂在工厂气质条件下长周期运行的性能稳定性,为工艺包开发、工业装置设计及应用提供基础数据。方法自主设计建设了6000 m^(3)/d天然气固定床COS水解技术现场试验装置,以工厂湿法脱硫吸收塔出口天然气为试验原料气,考查了试验装置连续运行时间超过16000 h后COS水解率的稳定性。结果试验结果表明,当反应温度大于70℃和100℃、体积空速小于6000 h^(-1)时,COS水解率可以稳定大于98%和99%。工艺和催化剂研究成果应用于天然气净化厂产品气气质升级改造工程,工业装置稳定运行时间超过5600 h,装置72 h性能考核结果表明,水解反应温度为100~120℃,反应器出口COS质量浓度<0.3 mg/m^(3),平均水解率达到99.69%。结论实验室研究开发的天然气固定床COS水解技术工艺稳定可靠,催化剂水解率高,可为国内含硫气田以COS为主要有机硫组成且含量较高的天然气选择性脱硫提供技术方案。

天然气净化厂SO_(2)达标排放技术适应性分析研究

目的解决国内中小规模天然气净化厂硫磺回收装置烟气中SO_(2)达标排放及装置在低负荷或低H_(2)S含量的条件下开工、停工除硫及加氢催化剂预硫化期间高浓度SO_(2)短时超标排放的问题。方法统计研究了国内28座天然气净化厂硫磺回收、尾气处理工艺和硫磺产量,分析了现阶段还原吸收、氧化吸收、碱液洗涤及液相氧化还原4种处理工艺在天然气行业的应用情况,介绍了天然气研究院开发的Claus尾气中SO_(2)催化吸附技术的相关情况。结果对天然气净化厂SO_(2)减排技术提出以下建议:①充分重视气田潜硫量变化引起的装置低负荷稳定运行等问题;②现有装置增设尾气处理装置时,避免对原硫磺回收装置工艺进行改变,选择环保、无二次污染物产生且能与工厂智能化建设衔接的工艺技术;③SO_(2)减排需从源头解决问题,着眼于硫磺回收单元的精细化操作和管理、催化剂正确使用及性能跟踪分析,进而提高硫回收率,减少后端处理的负荷。结论采用上述研究结果,一方面可保障硫磺回收装置长周期稳定运行,另一方面可在现有排放的基础上进一步减少SO_(2)排放。

天然气净化厂脱硫溶液污染物来源及发泡控制措施

中国石油西南油气田公司天然气净化总厂万州分厂自2009年建成投产后,脱硫塔拦液情况频发,每次检修后的平稳运行时间逐年缩短,严重影响了装置的安全、平稳运行,制约了渝东北的产能发挥。针对该问题,收集和分析了10年来天然气净化装置胺液发泡的相关数据,认为造成发泡的主要原因是溶液被内部产生及外部带入系统的热稳定盐、油、脂、金属等杂质污染。针对上述因素,分别阐述了两种因素带来的不同现象及相应的控制措施,结合逐渐形成的经验教训对装置进行优化管理,现已连续平稳运行3年。

天然气净化厂Cansolv尾气处理装置运行问题及优化

随着天然气净化厂Cansolv尾气处理装置的陆续投产运行,装置整体运行平稳,均能实现较低浓度的SO_(2)排放,但在运行过程中,存在胺液中热稳定盐含量偏高、中和废水中COD及还原性硫含量过高、烟气加热器窜漏等问题。通过对存在的问题进行分析,采取了以下措施:①加强尾气焚烧炉配风操作和炉膛温度控制;②增加湿式电除雾器电晕极和沉淀极的冲洗频率;③对湿式电除雾器绝缘子室接入氮气进行气封保护;④增大胺液净化装置程序中用除盐水置换DS溶液的水量;⑤调整DS溶液温度和尾气进口温度;⑥控制DS溶液质量分数;⑦增加臭氧催化氧化工艺;⑧对烟气加热器入口管线进行伴热;⑨烟气加热前设置排液口;⑩升级烟气加热器材质;○11优化设备布置等。通过采取上述措施,有效保证了Cansolv尾气处理装置的安全平稳运行,尾气中SO_(2)排放质量浓度满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求。

天然气净化装置影响有机硫脱除的因素研究

GB 17820-2018《天然气》规定,进入长输管网的天然气气质需满足H 2S质量浓度≤6 mg/m 3、CO 2摩尔分数≤3%、总硫质量浓度≤20 mg/m 3的要求。为达到GB 17820-2018的要求,中国石油西南油气田公司已有3个净化厂将原MDEA脱硫溶液升级为有机硫脱除溶剂CT8-24。与常规MDEA化学溶剂不同,有机硫脱除溶剂属于物理-化学溶剂,其对有机硫的脱除既有物理溶解也有化学吸收。因此,各工艺参数对有机硫脱除的影响更为复杂。分别在实验室及天然气净化厂对影响有机硫脱除的因素进行试验研究,包括吸收压力、气液比以及气液接触时间等,系统分析了各个因素变化对有机硫脱除率的影响。结果表明,较高的吸收压力、较低的气液比和较长的气液接触时间有利于有机硫的深度脱除,为现场装置的优化运行以及其他天然气净化厂的气质达标提供了技术参考。