含硫污水处理负压气提技术优化

元坝气田污水脱硫主要采用"气提+化学除硫+混凝沉降+过滤"的密闭处理工艺去除地层采出水中高达1 800 mg/L的硫化物。为此,文章选用负压气提脱硫技术,并对工艺运行条件进行优化,得到脱硫效率最佳、效果最稳定的条件为:气提气源采用燃料气与空气气提对脱硫效率影响不大,脱硫最佳的进水pH值为5左右;脱硫工艺最佳气液比为6∶1~8∶1。现场实验表明,脱硫率高达96%,且效果稳定,达到了高含硫气田水经济高效处理的目的。

气田高含硫污水负压气提脱硫及尾气无害化处理技术研究

针对目前普光气田高含硫污水气提脱硫率低的问题,通过采用“曝气+负压气提+尾气催化氧化”工艺技术,设计正交实验,优选出最优负压气提脱硫操作条件为:污水pH值4.0、温度20℃、气提真空度-0.02 MPa、空气曝气气液体积比20∶1,污水负压气提脱硫率高达94%。各操作条件对脱硫率的影响由强到弱顺序为:空气曝气气液比、污水pH值、气提真空度和污水温度。实验优选出铁基离子液体作为尾气脱硫催化剂。结果表明,铁基离子液体中Fe 3+对H 2S氧化速率很快,净化后尾气中H 2S质量浓度为0 mg/m^3,氧化产物为单质S,同时离子液体可通过空气将Fe 2+氧化成Fe 3+,实现低成本循环利用,解决了含硫尾气燃烧的SO 2排放问题。

负压气提在高含硫气田采出水脱硫处理中的应用

目前,国内已建高含硫气田均采用"正压气提+密闭氧化除硫"工艺去除气田采出水中的硫化物。该工艺应用过程中由于正压气提对气田采出水中硫化物的去除率低,从而造成吨水处理成本高。为降低处理成本,开展了负压气提工艺现场中试研究,确定了进水pH、气水比、塔内工作压力等最佳工艺参数,出水硫化物去除率达到99%。对YB29污水站进行负压气提工艺改造,整体运行数据与中试试验基本吻合,吨水处理费用降低至56元。

原油正负压气提脱硫工艺在联合站应用对比分析

原油气提脱硫工艺有正压气提脱硫工艺和负压气提脱硫工艺,通过对塔二联正压气提脱硫工艺流程和塔四联负压气提脱硫工艺流程对比,利用PROII软件对负压气提脱硫工艺与正压气提脱硫工艺进行模拟分析,根据脱硫后原油H2S含量、气提气用量、循环处理气量等的对比,得出负压气提脱硫工艺较正压气提降低了气提气量,提高了轻烃收率,降低了原油损耗。

负压气提脱硫(稳定)工艺与正压气提脱硫(稳定)工艺的对比分析

对塔河油田二号联合站正压气提脱硫(稳定)工艺与塔河油田四号联合站负压气提脱硫(稳定)工艺的生产流程进行简述,并利用PROII软件对负压气提脱硫(稳定)工艺与正压气提脱硫(稳定)工艺进行模拟分析,通过脱硫后原油H2S含量、气提气用量、不凝气量、循环处理气量、塔顶气单组分收率的对比,发现采用负压气提脱硫(稳定)工艺整体上要优于正压气提脱硫(稳定)工艺,提出对二号联正压气提脱硫(稳定)工艺进行改造是必要的。

一种新型气提脱硫工艺在稠油脱除硫化氢中的应用

为了解决气提法在脱除稠油硫化氢过程中气提气量不足、气提气循环处理量大、原油含水对硫化氢脱除影响较大等问题,塔河油田通过工艺改进,创新的采用了负压气提脱除硫化氢工艺。现场运行参数调试结果表明,负压脱硫塔压力和气提气量对硫化氢脱除率有较大影响。最佳工况条件为:负压气提塔运行压力为-30 k Pa,气提气量为6 000 Nm^3/d。原油经新工艺脱除硫化氢后硫化氢含量由257. 2 mg/kg降低至29. 7 mg/kg,硫化氢脱除效率达88. 4%。

青海油田SX58井原油脱硫技术研究及应用

针对青海油田SX58井高含硫化氢油气井,前期使用三嗪类除硫剂进行化学脱硫,脱硫效果不稳定,生产费用高等问题。为降低生产成本,使原油脱硫稳定合格,引进负压气提脱硫工艺,该工艺采用一座气提塔和一台螺杆负压机,在降低原油饱和蒸气压的工艺过程中,将原油中不稳定的轻质组分及溶解的硫化氢脱出,该工艺在现场使用过程中运行平稳,经济效益显著。