天然气脱硫脱水

第一篇：天然气脱硫脱水

天然气脱硫脱水

摘要：

天然气作为一种洁净的燃料能源，为人们所熟知并广泛利用，尤其近年来，全球范围内控制质量的下降，也为天然气在更大程度上替代石油提出了要求。而我国天然气中普遍含H2S，以及一些有机硫化合物，该类硫类化合物不仅危害人体健康，污染环境，而且会对燃气管道及相关设备产生腐蚀作用，尤其在与二氧化碳综合作用下，腐蚀强度极大。同时如果人体长期处于含有较高硫的环境中会与人体中的水分结合是人体形成酸性的环境，对人体的健康产生影响。因为硫对于人体和环境都会产生很大的危害，因此在用户接触到天然气前都需要将硫除去。脱水目的是为了防止天然气在输送、加工处理过程中有水冷凝出来进而带来腐蚀问题，同时也可防止水合物、冰生成堵塞管线和设备。关键词：MDEA法脱硫，膜分离法，溶剂吸收法

[1] 前言

天然气是继煤和石油之后的第二大能源。它是一种优质、洁净的燃料，分布广泛、开采方便、成本低廉、污染极小；是目前世界上产量增长最快的能源，已成为全球最主要的能源之一。天然气化学是指利用天然气生产化工产品的一门化学学科。内容包括天然气的组成、分类和性质，以及从天然气中分离出化学产品或以天然气为原料进行加工、精制和合成过程中的化学问题。

1天然气净化回收

天然气净化工厂引进了国外先进成熟的净化工艺包。工艺装置主要包括脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理、硫磺成型和酸性水汽提装置，采用MDEA法脱硫、三甘醇法脱水、常规克劳斯二级转化法回收硫磺、加氢还原吸收尾气处理和酸水汽提的工艺技术路线；以普光气田高含硫天然气为原料（硫化氢 14.5%，二氧化碳8.8%），年处理能力 120 亿方（日处理能力 3600 万方），净化气能力 90 亿方，硫磺能力 220 万吨，是国内建设的第一个百亿方级高含硫天然气净化厂，综合处理能力和硫磺产量位居世界前列。下面将主要对含硫天然常用的脱硫和脱水工艺方案进行论述。

[2]2天然气脱硫

含硫天然气的脱硫工艺主要包括化学反应类、物理分离类、生物法脱硫等，下面一一进行简单的介绍。2.1化学法脱硫

化学法脱硫主要包括分湿法和干法两大类。其中湿法主要是指将含硫天然气与液体进行接触，从而把气体中的硫化物转移到液体中。湿法脱硫一般包括氨洗法、热碱法和液相催化氧化法。其中氨洗法指的是将含硫天然气通入含有氨基的碱性水溶液中!利用氨基与酸化合物之间的中和反应，从而促使对天然气中硫化物的吸收。氨洗法对不同天然气组成有广泛的适应性，热碱法的原理和氨洗法差不多，就是将含硫化氢气体与碱性液体进行充分的混合利用碱性中和硫化氢。液相催化氧化法是指利用有机的催化剂将注入含硫天然气的溶液中的硫化氢转为硫磺，进而再通过一系列的化学反应使之转化为其氧化物的形式。这种方法适用于各种气体的脱硫，克服了传统化学难吸收的缺点。

干法脱硫指的是用固体物质的固定床作为酸气组分的反应区。固体脱硫法中，常用的脱硫剂有氧化铁、海绵铁、活性炭、泡沸石和分子筛等，其中海绵铁法用的较多。由于他们吸附硫容量较低，一般只用于含低至中等浓度H2S或硫醇的气体，不适用于含酸气(H2S)较高的工况。

1.醇胺法脱硫

随着国内酸性天然气气田特别是普光等大型气田的大规模开发, 酸性天然气气（H2S和CO2）处理压力日益增大，特别是酸性气体易产生剧毒，燃烧易产生二氧化硫等污染环境废气而且会造成很大的资源浪费。因此在得到商品天然气之前需进行原料气脱硫处理，中原油田天然气处理厂在醇胺法酸性天然气脱硫方面积累了丰富的经验，取得了良好的经济和社会效益。

（1）醇胺法脱硫的原理

醇胺法脱硫是一种典型的吸收反应工艺流程, 选择对硫化氢有强吸收能力, 并且化学反应速度较快的醇胺弱碱性的水溶液作为吸收剂。其化学公式原理是在醇胺分子结构内有一个胺基和至少一个羟基，羟基可降低醇胺法蒸汽压，增加在水中的溶解度；胺基使水溶液呈碱性，促进对酸性组分的吸收。其与酸性天然气的主要化学反应均为化学可逆反应，在低温下，醇胺溶液吸H2S和CO2酸气，生成胺盐并释放热能；在较高温下，溶液内的胺盐分解，放出酸气，溶液得到再生。实际操作过程是反应在脱硫塔内，使其在常温下与干气、液化气逆流接触, 醇胺吸收干气、液化气中的酸性气体H2S(C02)和其它含硫杂质，生成酸式硫化胺盐或酸式碳酸胺盐，当温度升高时，生成的胺盐又分解，放出H2S(C02)气体。脱出的H2S进入硫磺回收装置生产为硫磺，醇胺则可循环使用。（2）醇胺法常用吸收剂及特点

各种醇胺溶液是化学吸收法中使用最广泛的吸收剂，醇胺类酸性天然气脱硫工艺中最常用的吸收剂有：一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺（DEA）、甲基二乙醇胺（MDEA）、二异丙醇胺（DIPA）以及二甘醇胺（DGA）等。主要通过酸碱反应以吸收酸气，升温吐出酸气。其净化度高，适应性宽、效果显著。（3）醇胺法脱硫的工艺流程

醇胺法脱硫脱碳的典型工艺流程主要由吸收、闪蒸、换热和汽提四部分组成。其中，吸收部分是将原料气中的酸性组分脱除至所需指标或要求；闪蒸部分是通过闪蒸将吸收了酸性组分后的溶液在吸收酸性组分时所吸收的一部分烃类除去；换热是回收离开再生塔的贫液热量；再生是将富液中吸收的酸性组分解吸出来转为贫液循环使用。工艺流程中，原料气经进口分离器除去游离液体和携带的固体杂质后进入吸收塔底部，与由塔顶自上而下流动的醇胺溶液逆流接触，吸收其中的酸性组分。离开吸收塔顶部的是含饱和水的湿净化气，经出口分离器除去携带的溶液液滴后出装置。通常，都要将此湿净化气脱水后再作为商品气或管输，或去下游的NGL回收装置或LNG生产装置。由吸收塔底部流出的富液降压经过后进入闪蒸罐，被醇胺溶液吸收的烃类被脱除。然后，富液经过滤器进入贫富液换热器，利用热贫液使其加热后进入在低压下控制的再生塔上部，使一部分酸性成分在再生塔顶部塔板上从富液中闪蒸出来。随着溶液自上而下流至底部，溶液中剩余的酸性组分就会被在重沸器中加热汽化的气体, 主要是水蒸气进一步汽提出来。因此，离开再生塔的是贫液，只含部分未汽提出来的残余酸性气体。此热贫液经贫富液换热器、溶液冷却器冷却和贫液泵增压，温度降至比塔内气体烃露点高5～6℃以上，然后进入吸收塔循环使用。有时，贫液在换热与增压后也经过一个过滤器。从富液中汽提出来的水蒸汽和酸性组分离开再生塔顶，经过冷凝器冷却及冷凝后，冷凝水作为回流返回到再生塔顶部。根据由回流罐分出的酸气组成和流量，一是去硫磺回收装置，或是压缩后回注地层以提高原油采收率，或是经处理后去火炬等。

2.2物理法脱硫

物理法脱硫包括物理溶剂法（适用于天然气中酸气分压高且重烃含量低的工况）、分子筛法（适用于已脱除H2S的天然气进一步脱除硫醇13X和5A）、膜分离法（适用于高酸气浓度的天然气处理，可作为第一步脱硫脱碳措施，与胺法组合是一种好的安排）、低温分离法（系为CO2驱油后的伴生气处理而开发的工艺）等。其中膜分离法的原理是在薄膜的表皮层中,有很多毛细管孔，根据气体中不同成分的分子直径的不同进行筛选和分离。膜分离技术由于同时具备分离、浓缩、纯化和精制的功能，因而被广泛的应用于各行各业中。物理法脱硫对于脱硫工艺有较高的要求，因此，在实际的脱硫中脱硫人员一定要有一定的经验，注意细节。

2.3 膜分离法

目前天然气脱硫工艺众多，主要有湿法和干法两大类。传统脱硫技术都存在某些不足：湿法中富液再生一直是难题，不仅会消耗较多热量，也会产生降解产物；干法中吸附剂的脱硫条件较严格，且再生困难，可循环使用的次数较少。一些新方法，如离子液体脱硫以及臭氧氧化法等，也因部分技术问题近期内难以推广。膜法天然气脱硫因能耗低，污染少且易与传统工艺组合等优点受到研究者的关注。随着制膜工艺的完善和新型膜材料的出现，膜法天然气除硫技术将成为传统工艺强有力的竞争对手。

膜吸收技术是膜分离法中新的分支，该技术是将膜基气体分离与传统的物理吸附，化学吸收等方法结合起来。在此法中，由于膜的疏水性，气体与液体并不直接接触，而是分别在膜的两侧流动，通过吸收液对某种气体的选择性吸收而达到分离净化目的。膜吸收天然气脱硫法的膜具有较高的装填密度，为气液接触提供了较大的反应空间，一般脱硫效率可达95%以上。

[3]3天然气脱水

从油气井所留出来的天然气一般都会携带一定量的水分。天然气中的水分与二氧化碳和硫化氢形成酸性环境，会腐蚀金属设备，同时过多的水分也会大大降低天然气管道的传输速率，也可防止水合物、冰生成堵塞管线和设备。

因此，需要对从油井出来的天然气进行脱水处理。常见的脱水技术有低温法、溶剂吸收法、固体吸附法、化学反应法和膜分离法等。其中，低温脱水法对于环境的要求较高，需要在高压的环境下，利用高压天然气节流膨胀降温实现。但是对于低压天然气使用这种方法就需要进行增压，从而增加了工业成本。下面主要对溶剂吸收法和固体吸附法进行论述。

3.1 溶剂吸收法

溶剂吸收法是利用亲水的溶剂与天然气充分接触，然后使天然气中的水分传递到溶剂中。溶剂吸水法是目前最常用的一种吸水方法，常采用具有强亲水性的醇类物质作为吸水剂。溶剂吸收法的基本原理就是利用脱水溶剂对水的溶解度高和吸收能力强而对天然气、烃类物质的溶解度低的特点，在吸收塔内进行气液传质从而脱除天然气中水分的方法。因为醇类化合物吸水性强的特点，作为脱水溶剂的主要是分子量高的醇类，例如乙二醇、二甘醇和三

[4]甘醇（TEG），工业上常用 TEG 作为脱水溶剂。其工艺设备主要包括：吸收塔、再生塔、贫/富液换热器、闪蒸罐、贫液/干气换热器等

[5-7]。

三甘醇脱水法的优点：热稳定好、容易再生，有着较强的吸水性和较低的蒸汽压，气相携带损失少，脱去水分后的天然气水露点可以降低至-30℃，充分满足天然气管道运输的水露点要求。

三甘醇脱水法的缺点：系统较复杂、TEG 再生能耗高、TEG 容易损失和被污染，需要及时补充和净化，系统中有轻油存在时甘醇易起泡，高温下甘醇溶液易氧化生成腐蚀性的酸，使用的撬装设备大多为进口，投资和运行成本较高等。

[9][8]3.2固体吸附法

固体吸附法的原理是通过干燥剂的吸附张力，干燥剂内孔将天然气中的水分子吸附而脱除的方法。工业上常用的干燥剂有分子筛、硅胶和活性氧化铝，其中分子筛脱水因其技术成熟可靠，在国内被广泛的应用。分子筛脱水技术在下列场合较为适用：天然气深冷处理，水露点要求在-40℃以下；脱水和脱烃同时进行以满足烃、水露点要求；天然气同时脱水和净化；酸性较大的天然气脱水以及需要要脱去微量硫化物（COS、H2S、CS2、硫醇）的场合[10]。

分子筛法优点：占地面积小、吸附性选择性强、具有高效的吸附容量、使用寿命长、并不易被液态水破坏，对天然气物性和负荷变化不敏感等优点。脱水后的干气含水量可降低到 10-6，而露点可达到-100℃，适用于深冷。分子筛法不仅可以使脱水后的天然气露点满足管输要求，而且满足轻烃回收装置对下游深冷回收液化石油气和轻质油的要求，当制冷温度进一步降低时，还能够回收乙烷

[11]。

分子筛法缺点：设备投资和操作费用高，干燥剂易中毒和破碎，分子筛再生过程能耗大，气体压降大；天然气中的重烃、CO2、H2S 等可使固体吸附剂污染。

3.3低温分离法

随着温度降低、压力增高，天然气的饱和含水量会逐渐减小，低温分离法根据这一特点，对饱和天然气进行冷却降温，或者先增加压力再降低温度从而对天然气进行脱水。低温分离法属于物理脱水，主要分膨胀制冷法和丙烷制冷法。膨胀制冷法又主要有 J-T 阀节流制冷和透平膨胀机制冷等方法。为了防止天然气温度在节流前后迅速降低而生成水合物，J-T 节流制冷法需要在预冷器前注入水合物抑制剂以防止水合物的形成[12]。

低温分离法优点：设备简单、投资低、特别适用于高压气体。

低温分离法缺点：耗能高、水露点高；脱水循环的部分环节可能会生成水合物，为预防水合物的形成要投入抑制剂，并对抑制剂进行回收；若要深度脱水需增设制冷设备，从而加大了工程投资和使用成本

[13]。

3.4膜分离法

天然气膜分离法是在压力的作用下，不同气体透过膜时渗透率的差异而被分离的过程。膜分离的优点：工艺简单，易操作、成本低、能耗低；无运动部件、便于维修、占地面积小；利用天然气自身压力作为推动力，压力损失可忽略不计；不添加其他试剂，无须再生、无二次污染。缺点：塑化作用对膜性能的影响；在渗透过程中 CH4随水分进入渗透气中，造成烃损失，损失率为 5%～6%；一次性投资较大等问题

[14]

。为了减少产品气的损失，使膜能承受更高压力，就需要进一步提高膜稳定性，开发出选择性更高的膜，随着制膜工艺和新型膜技术的不断提高，天然气膜分离法脱水会得到更大的发展，将是很有前景的天然气脱水过程。

结论

1醇胺法脱硫脱碳工艺虽已有近70年的发展历史, 但迄今仍是天然气和炼厂气净化中应用最广泛的工艺。通过应用醇胺法脱硫工艺应用，经过脱硫装置脱除的酸性气体，进而输入硫磺回收装置回收硫磺，经硫磺成型设施生产出硫磺工业品，硫磺回收装置尾气经处理燃烧后排放大气，从而达到了经济效益与社会效益的最大化，取得了良好的效果。在众多的脱硫工艺中，没有十全十美的具有绝对优势的方法, 而是各有其使用范围与特点，在实际应用时需要根据情况进行相应合适的选择。

2工业化天然气脱水应根据脱水的目的、要求和处理规模等，并结合各种脱水方祛的特点进行经济和技术比较，从而选择出最为合适的脱水方法和脱水工艺。

参考文献

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第二篇：含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案

含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案

2010-3-12 9:30:00 来源：上海朗瑞电子技术有限公司

1、概述

含硫天然气中含有硫化氢、有机硫（硫醇类）、二氧化碳、饱和水以及其它杂质，因此需将其中的有害成分脱除，以满足工厂生产和民用商品气的使用要求。各国的商品天然气标准不尽相同，主要是需满足管道输送要求的烃露点和水露点，同时对天然气中硫化氢、硫醇、二氧化碳的最高含量和低燃烧值有要求。原料天然气组成和商品天然气的要求不同，所选择的天然气净化工艺技术方案也是不同的，本文将结合哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的天然气的组成和需输往国际管道中的产品天然气的要求，提出含硫天然气脱硫天然气脱水工艺技术方案的选择方法。

2、原料天然气条件

哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的油田伴生天然气主要条件为：

1）处理量600×104m3/d（标准状态为0℃，101.325kPa，以下同）；

2）压力为0.7MPa，为满足管输压力和净化工艺需要，经增压站升压后进装置压力为

6.8MPa；

3）主要组成组分

组成（mol%）

C175.17C29.44C37.21C43.35C5+1.06CO20.71H2O0.51H2S36g/m3硫醇硫500mg/m33、商品天然气技术指标

该厂商品天然气将输往国际管道，需满足ОСТ51.40-93标准的要求，应达到的主要技术指标为：

1）出厂压力6.3MPa；

2）水露点≤-20℃；

3）烃露点≤-10℃；

4）硫化氢（H2S）≤7mg/m3；

5）硫醇硫（以硫计）≤16mg/m3；

6）低燃烧热值≥32.5MJ/m3。

4、工艺路线初步选择

根据原料天然气条件和商品天然气技术指标，工厂总工艺流程框图见图1。

油田伴生天然气经增压站增压后，至天然气脱硫脱水装置进行处理，需脱除天然气中绝大部分的H2S和RSH，以满足产品天然气中硫化氢和硫醇硫含量的技术指标；同时需脱除天然气中绝大部分的水，以满足产品天然气水露点的技术指标，同时为回收更多的液化气和轻油产品，脱水深度还需满足后续的轻烃回收装置所需的水露点≤-35℃的要求。而原料气中CO2的含量较低，为0.71%（mol），商品天然气的低燃烧热值≥32.5MJ/m3，可不考虑脱除。

经天然气脱硫脱水装置处理的干净化天然气经轻烃回收装置回收天然气中的轻烃（C3以上），生产液化气和轻油产品，并使商品天然气满足烃露点≤-10℃的技术指标。

脱硫装置脱除的酸性气体，主要由H2S、RSH、CO2、H2O等组成，输往硫磺回收装置回收硫磺，经硫磺成型设施生产硫磺产品，硫磺回收装置尾气经尾气处理装置处理后经燃烧后排放大气。

本文以下部分主要讨论脱硫脱水装置如何选择合理的工艺技术方案，以使脱硫脱水装置的产品气中硫化氢、硫醇含量合格，水露点能满足商品天然气和后续的轻烃回收装置的要求。

5、脱水工艺方案的初步选择

通常采用的脱水工艺方法有溶剂脱水法和固体干燥剂吸附法。溶剂吸收法具有设备投资和操作费用较低的优点，较适合大流量高压天然气的脱水，其中应用最广泛的为三甘醇溶液脱水方法，但其脱水深度有限，露点降一般不超过45℃。而固体干燥剂吸附法脱水后的干气，露点可低于-50℃。

由于本方案脱水装置产品天然气要求水露点≤-35℃，溶剂脱水法难以达到因此需采用固体干燥剂脱水工艺，如分子筛脱水工艺。

6、脱硫脱硫醇工艺方案的初步选择

本方案需处理的伴生天然气中H2S含量为36g/m3，硫醇含量为500mg/m3，而且天然气处理量达到600×104m3/d，规模较大，目前国内单套脱硫装置最大处理能力仅为400×104m3/d。

通常采用的脱硫脱硫醇的方法有液体脱硫法和固定床层脱硫法。

如果采用单一的固定床层脱硫法，如分子筛脱硫脱硫醇工艺，根据本方案需处理的天然气的流量和含硫量，按10天切换再生一次计算，10天内需脱除的硫化氢量为2.16×106kg，约需要DN3000的分子筛脱硫塔500座，这显然是不可行的。

目前国内较为成熟可行的液体脱硫工艺方法为醇胺法，因为含硫天然气中同时存在硫醇，所以可选择砜胺法来脱除硫化氢和硫醇。该工艺方法较为成熟，可把天然气中的硫化氢脱除至≤7mg/m3，同时对天然气中硫醇的平均脱除率为75%，则产品天然气中的硫醇硫含量为125mg/m3，尚不能达到硫醇硫≤16mg/m3的技术指标，此时可采用固定床层脱硫醇工艺，如分子筛脱硫醇工艺来脱除天然气中剩余的硫醇。

本方案还可以采用碱洗脱硫醇工艺来脱除天然气中的硫醇，为减少生产过程中碱的耗量和产生的废碱量，前面的醇胺法脱硫装置需采用一乙醇胺工艺，以脱除天然气中的大部分硫化氢和二氧化碳。

7、脱硫天然气脱水工艺方案的比选

由5和6所述，脱硫脱水工艺方案有以下两个较为可行的方案：

1）方案一：砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇

该方案工艺框图见图2，经增压站升压的含硫天然气进入砜胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和75%的硫醇，然后进入分子筛脱水脱硫醇装置脱除水分和剩余的硫醇，净化天然气经轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水脱硫醇装置的分子筛再生气需增压后再返回至砜胺法脱硫装置进行脱硫，是一个循环的流程。

2）方案二：一乙醇胺法脱硫+碱洗脱硫醇+分子筛脱水

该方案工艺框图见图3，经增压站增压的含硫天然气进入一乙醇胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和CO2，然后进入碱洗脱硫醇装置脱除几乎全部的的硫醇，脱除硫化物后的天然气进入分子筛脱水装置脱水，净化天然气输往轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水装置分子筛再生气需增压后返回脱水装置脱水，是一个循环的流程。

7.1方案一工艺特点

1）砜胺法脱硫装置，采用环丁砜和甲基二乙醇胺水溶液作脱硫剂，溶液的主要组成包括甲基二乙醇胺、环丁砜和水，其重量百分比为45:40:15，兼有化学吸收和物理吸收两种作用，而且还能部分地脱除有机硫化物（对硫醇的平均脱除率达到75%以上），溶液中甲基二乙醇胺对H2S的吸收有较好的选择性，减少对CO2的吸收，大大降低了溶液循环量，减小了再生系统的设备如再生塔、贫富液换热器、溶液过滤器、酸气空冷器等的规格尺寸，从而减少了投资，同时减少了再生所需的蒸汽量和溶液冷却所需的循环水量，节能效果更加显著。

2）分子筛脱水脱硫醇装置是利用分子筛的吸附特性，有选择性地脱除天然气中的水和硫醇。与传统的碱洗工艺不一样的是，分子筛工艺能有选择性地脱除硫化氢和硫醇，但不脱除CO2，这样可以使外输的天然气量比采用碱洗工艺时要增加2×104m3/d。

分子筛脱水和脱硫醇采用的分子筛是不同的，应用不同的两个分子筛床层，一般布置在同一座吸附塔内。

7.2方案二工艺特点

1）—乙醇胺法脱硫，为典型的化学吸收过程，此法只能脱除微量有机硫，对H2S和CO2几乎无选择性吸收，在吸收H2S的同时也吸收CO2，因此净化气中CO2含量很小，有利于后续的碱洗脱硫醇装置减少废碱的产生，降低碱耗量。但该方法溶液的酸气负荷较砜胺法低，因此所需的溶液循环量较大，溶液再生系统设备规格尺寸也较大，装置能耗也较高。

2）碱洗脱硫是一种比较传统的天然气脱硫工艺，MEROX法是目前运用较为广泛的碱洗脱硫技术，目前该技术多采用纤维膜技术来强化传质和分离过程。

碱液为NaOH水溶液，其和H2S、CO2以及硫醇（RSH）分别发生化学反应。其中NaOH和H2S、CO2反应生成的Na2S、Na2CO3溶解在碱液中不能再生，增加了碱液的耗量。而NaOH和RSH反应生成的硫醇钠（RSNa）可在催化剂的作用下和氧气、水反应转化为二硫化物和NaOH，完成碱液的再生，碱液只有很小部分的损耗。因此必须在前面的脱硫装置将天然气中H2S和CO2的含量脱除至最低，以减轻碱洗装置的负荷，为此在本方案中脱硫装置采用—乙醇胺法脱硫。

另外，碱洗装置会有大量的废碱液（约250m3/a）需要处理，拟输送至工厂附近的废碱处理装置进行处理，否则工厂需增设废碱液处理装置。

3）分子筛脱水装置主要是应用分子筛床层脱水，和脱水脱硫醇装置相比，吸附塔减少了分子筛脱硫醇床层。

8、结论

脱硫天然气脱水工艺方案是油气处理厂总工艺流程的核心部分，需根据原料天然气组成和商品天然气的技术指标要求，通过工艺方法特点、总工艺流程以及工程量、投资、能耗等技术经济指标进行对比确定。方案一和方案二相比，总工艺流程较为简单，工程量较小，一次投资较省，主要消耗指标及年操作费用较低，而且不产生废碱液，有利于环保，所以本工艺技术方案采用方案一工艺路线，即砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇。

第三篇：天然气脱硫

石油天然气脱硫

从70年代末期以来，年代末期以来，我国的天然气工业发展十分迅速，预计今后50年内天然气的应用将会显著扩大，天然气与其他燃料相比，具有使用方便、能最低限度处理和储存、经济价值高、燃烧热值高、污染少等优点，因此，它不仅被广泛作为钢铁、玻璃、食品、陶瓷等工业的来源，同时也是发电厂的主要燃料。但是环境问题同样是世纪整个人类要去面对大事。天然气人为排放到大气中的硫化氢对于空气的污染很大，因此，加快脱硫技术和设备的研究、开发、推广和应用成为当前大气污染控制工作的一个重点。

天然气脱硫的多种方法优缺点分析

对于天然气的脱硫方法有近百种，而这些方法一般分为湿法脱硫、干法脱硫以及80年代的膜分离法脱硫。湿法包括吸收法和湿式氧化法等，其脱硫负荷高，但普遍存在着动力消耗大、设备体积庞大、运行费用高、控制条件苛刻等缺点。干法包括氧化铁法、氧化锌法、活性炭法、分子筛法等，干法适用于低含硫气体处理，以其工艺简单、操作方便、脱硫精度高、能耗低而被广泛应用。

湿法脱硫工艺

采用溶液或溶剂作脱硫剂的脱硫方法习惯上又称为叫湿法脱硫，湿法脱硫是利用特定的溶剂与气体逆流接触而脱除其中的H2S，溶剂再通过再生后重新进行吸收,根据吸收机理的不同，又分为化学吸收法、物理吸收法、物理化学吸收法、直接转化法等，湿法脱硫流程复杂，投资大，适合于气体处理量大，含量高的场合。

一、干法脱硫工艺

采用固体作脱硫剂的脱硫方法统称为干法脱硫，干法脱硫技术常用于低含硫气体处理，特别是用于气体精细脱硫。大部分干法脱硫工艺由于需要更换脱硫剂而不能连续操作，还有一些干法如锰矿法、氧化锌法等，脱硫剂均不能再生，脱硫饱和后要废弃，这样一方面会造成环境问题，另一方面会增加脱硫成本。常用的方法有膜分离法、分子筛法、变压吸附法、不可再生的固定床吸附法、低温分离法。因此从目前来看，现在的脱硫方法可能不适应将来的发展要求，而随着社会的进步，环境法规也将日益严格，因此对天然气脱硫提出了新的要求，就目前状况而言，即开发高效、无污染、资源化即无二次污染的技术已成为脱硫技术发展的主流。天然气固体吸附法脱硫装置的工艺流程

从各脱硫方法来看，氧化铁作为脱硫剂，运用干法工艺，即固体吸附法，比较适合!氧化铁脱硫剂有再生型和非再生型，其最具有代表性的就是海棉铁法!原料天然气经流量调节分配后进入脱硫装置的原料气过滤分离单元，通过原料气过滤分离，除去天然气中夹带的机械杂质和游离水后，自下部进入脱硫吸收塔与自上而下的脱硫剂接触，天然气中几乎全部 B$[ 和部分 &Z$被脱除。

二、脱硫塔结构特点

脱硫塔的结构设计必须保证气流通过脱硫剂段时沿截面均匀分布，以便充分利用脱硫剂的硫容，尽可能减少硫容损失，减少脱硫剂的消耗，降低脱硫成本!原料气进入脱硫塔内，利用再分配器使气流尽可能均布在脱硫剂床层的顶部，使其能均匀地通过脱硫剂床层!设置卸料人孔挡板!装填脱硫剂时，卸料孔直管段也充满脱硫剂，因是死角，含硫天然气不可能流经这部分脱硫剂而得到净化，因而导致该部分脱硫剂的浪费!卸料人孔越大，数量越多，浪费的脱硫剂就越多!因此设置卸料孔挡板可阻止脱硫剂的浪费!脱硫塔的结构设计应方便新鲜脱硫剂的装填及废脱硫剂的卸出，尽可能减轻操作工人的劳动强度!原料天然气进入脱硫塔前，必须进行预处理，如分离“水饱和等!通常情况下，各气矿的配气站一般离气井较近，如果在配气站建氧化铁干法脱硫装置，原料天然气大多是水饱和的，可不单独设置水饱和器，但必须加强分离，避免油污和液相水进入脱硫塔而损坏脱硫剂!如果氧化铁干法脱硫装置建在远离气井的地方，由于原料天然气在管输过程中受温度”压力变化而失去水饱和状态。

为了保证脱硫效果，脱硫装置应设置水饱和器，原料天然气先实现水饱和，然后再进入脱硫塔，此时脱硫效果更佳，脱硫塔的结构设计应方便新鲜脱硫剂的装填及废脱硫剂的卸出，尽可能减轻操作工人的劳动强度!此外，便于对脱硫剂再生温度的检测和控制，也是脱硫塔结构设计要考虑的重要因素!中国石油西南油气田分公司天然气研究院根据氧化铁固体脱硫剂的再生特性，开发出了温度检测报警仪，为方便监控脱硫剂的再生温度，避免因温度过高而造成生产事故提供了可靠的保证!

第四篇：脱水车间

脱水车间主任岗位职责

1、保证车间无安全事故发生。是本车间的安全生产第一负责人。

2、及时传达厂里的各种方针，政策及会议要求。及时完成厂下 达各项生产任务和指标。

3、负责完成各项任务指标，及时汇总，分析总结。

4、当月提前报出维修计划，提供设备改良，改造方案，搞好车 间安全文明生产。

5、制定完善的各项管理制度，鉴定班组目标责任书。

4、认真贯彻落实厂里的各项规章制度和各种方针，政策及会议 要求。

5、每月按时完成各种报表的上报，分析工作。

6、组织协调好车间人员，车间与车间的关系，保证岗位不缺人 保证出勤率，使生产顺利进行。

7、检查生产中的各方面工作，发现问题及时解决。

8、保证车间无安全事故发生。

脱水车间班长岗位职责

1、认真学习党的路线方针、政策及各项法律法规。公司各项规 章制度和安全生产法则。

2、带领本班人员严格按照《安全技术操作规程》操作，不违章 作业合理调配好本班人员，保证岗位不缺人保证出勤率，做 到“三不伤害”确保班组人员安全。

4、每月定期向车间主任汇报生产情况和机械设备的检查项目

5、熟悉并掌握安全操作规范，坚持班前班后会议制度，抓好班 组安全教育，督促本班员工穿戴整齐劳保用品。

6、接班时首先查看接班纪录，了解上班工作情况和向下班交待 问题，并按交接班制度进行现场交接班。检查机械、电气设 备运转是否正常交接班时首先查看交接班纪录，了解上班生 产情况，安排布置本班工作向下班交待设备运转情况及存在 的问题。

8、每30分钟对本岗设备及其他班员操作情况，安全情况，劳动 纪律等进行检查，对职工违纪现象进行批评教育，并认真做 好本班的出勤考核，如实反映出勤情况。

9、根据公司调度的指令开车、停车，开车时若出现设备故障，及时与调度室联系安排检修，并组织本班人员协助检查。

10、认真做好本班设备检修，现场及所属的卫生，工具物品按规 定摆放整齐。

11、严格遵守劳动纪律，不迟到、不早退、不脱岗、不窜岗、不 睡岗、不做与当班生产无关的事情。

12、检查各岗位的生产中的问题，及时处理，处理不了的要及时 向管部门及主管领导反映，使问题能及时解决。

13、发扬团结协作的精神，服从安排调度，积极协助他人工作。

14、加强班组建设，增强班组的向心力、凝聚力、战斗力。

15、积极参加单位召开的有关会议和各种活动。

16、按时完成领导交办的各项任务。

压滤机岗位职责

1、严格执行安全技术操作规程，搞好设备维护工作，确

保安全生产，完成本班任务。

2、熟悉设备的规格 性能构造和维护保养须知，做到三好（管理好、操作好、维护好）四会（会分析、会操作、会检查、会排除故障）

3、负责过滤机及附属设备的使用维护。

4、滤布要及时更换，过滤机喉管不得漏气避免金属流失。

5、加强上下工序之间的联系 团结协作，互创条件，保证设备正常

运转，经常对设备进行巡回检查，发现问题及时处理

6、严格执行交接班制度，认真填写交接班记录，保证记录完整清洁，搞好所属区域卫生。

7、发现问题和处理问题时，停机时必须关掉电源开关。

第五篇：脱水车间行车安全隐患

脱水车间行车安全隐患

一号行车从卸料小车过来二、三节的行车轨道出现裂痕，行车工作时，主梁会左右摆动，行车不能正常工作，有一定的安全隐患，一、二行车的中间主梁也有同样的问题。

2012年10月13日