LNG原料气深度脱硫脱碳技术研究_周永阳

ＬＮＧ原料气深度脱硫脱碳技术研究
周永阳１，２，３　黄黎明１，２，３　何金龙１，２，３　彭修军１，２，３
（１．中国石油西南油气田公司天然气研究院　２．国家能源高含硫气藏开采研发中心）
（３．中国石油天然气集团公司高含硫气藏开采先导试验基地）
摘　要　天然气在液化过程中需深冷至约－１６２℃，为了避免在低温液化过程中因结冰堵塞设备和管线，需对天然气中的酸性组分进行深度脱除。

介绍了ＬＮＧ工厂中原料天然气预处理工艺中的重点单元—脱硫脱碳单元的技术路线，阐述了中国石油西南油气田公司天然气研究院自主研发的ＣＴ８－２３活化ＭＤＥＡ溶剂及ＣＴ８－２５深度脱硫脱碳脱有机硫溶剂的性能及技术特点，并与国外同类溶剂Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ的性能进行了对比。

结果表明，在吸收压力仅为２ＭＰａ、吸收塔塔板数为１３块的条件下，ＣＴ８－２５溶剂对Ｈ２Ｓ、ＣＯ２均可达到深度脱除的要求，且对有机硫的脱除率高出Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ约２８％。

关键词　ＬＮＧ　脱硫　脱碳　脱有机硫　ＣＴ８－２３　ＣＴ８－２５
中图分类号：ＴＥ６４４ 文献标志码：Ａ ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７－３４２６．２０１４．０３．００３
Ｒｅｓｅａｒｓｈ　ｏｎ　ｄｅｅｐ　ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｅｃａｒｂｏｎｉｚａｔｉｏｎ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｏｆ　ＬＮＧ　ｆｅｅｄ　ｇａｓ
Ｚｈｏｕ　Ｙｏｎｇｙａｎｇ１，２，３，Ｈｕａｎｇ　Ｌｉｍｉｎｇ１，２，３，Ｈｅ　Ｊｉｎｌｏｎｇ１，２，３，Ｐｅｎｇ　Ｘｉｕｊｕｎ１，２，３
（１．Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ　Ｏｉｌ　＆Ｇａｓｆｉｅｌｄ　Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１０２１３，Ｓｉｃｈｕａｎ，Ｃｈｉｎａ；２．Ｎａｔｉｏｎａｌ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｒ＆Ｄ　Ｃｅｎｔｅｒ　ｏｆ　Ｈｉｇｈ　Ｓｕｌｆｕｒ　Ｇａｓ
Ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１０２１３，Ｓｉｃｈｕａｎ，Ｃｈｉｎａ；３．Ｈｉｇｈ　Ｓｕｌｆｕｒ　Ｇａｓ　Ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ　Ｐｉｌｏｔ　Ｔｅｓｔ
Ｃｅｎｔｅｒ，ＣＮＰＣ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１０２１３，Ｓｉｃｈｕａｎ，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｔ　ｉｓ　ｎｅｃｅｓｓａｒｙ　ｔｏ　ｃｏｏｌ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｔｏ　ａｂｏｕｔ－１６２℃ｄｕｒｉｎｇ　ｔｈｅ　ｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ　ｐｒｏｃｅｓｓ．Ｉｎ　ｏｒｄｅｒ　ｔｏ　ａｖｏｉｄ　ｆｒｅｅｚｉｎｇ　ｐｌｕｇｇｉｎｇ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ　ａｎｄ　ｐｉｐｅｌｉｎｅｓ　ｄｕｒｉｎｇ　ｔｈｅ　ｃｒｙｏｇｅｎｉｃ　ｌｉｑｕｅｆａｃ－ｔｉｏｎ　ｐｒｏｃｅｓｓ，ｔｈｅ　ａｃｉｄｉｃ　ｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓ　ｏｆ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｓｈｏｕｌｄ　ｂｅ　ｒｅｍｏｖｅｄ　ｄｅｅｐｌｙ．Ｔｈｅ　ｋｅｙ　ｐｒｏｃｅｓｓｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｏｆ　ｆｅｅｄ　ｇａｓ　ｐｒｅｔｒｅａｔｍｅｎｔ　ｕｎｉｔ　ｆｏｒ　ＬＮＧ　ｐｌａｎｔ，ｗｈｉｃｈ　ｉｎｃｌｕｄｅｓ　ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｅｃａｒ－ｂｏｎｉｚａｔｉｏｎ　ｉｓ　ｍａｉｎｌｙ　ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ．Ｔｈｅ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ａｎｄ　ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　ａｄｖａｎｔａｇｅｓ　ｏｆ　ＣＴ８－２３ａｃｔｉｖａｔｅｄＭＤＥＡ　ｓｏｌｖｅｎｔ　ａｎｄ　ＣＴ８－２５ｓｏｌｖｅｎｔ，ｗｈｉｃｈ　ｃａｎ　ｄｅｅｐｌｙ　ｒｅｍｏｖｅ　ｔｈｅ　Ｈ２Ｓ，ＣＯ２ａｎｄ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｓｕｌｆｕｒ，ａｒｅ　ｄｅｓｃｒｉｂｅｄ．Ｂｏｔｈ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｓｏｌｖｅｎｔｓ　ｈａｖｅ　ｂｅｅｎ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ　ｉｎｄｅｐｅｎｄｅｎｔｌｙ　ｂｙ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆＮａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ　Ｏｉｌ　＆Ｇａｓｆｉｅｌｄ　Ｃｏｍｐａｎｙ．Ｃｏｍｐａｒｅｄ　ｔｏ　ｓｉｍｉｌａｒｆｏｒｅｉｇｎ　ｓｏｌｖｅｎｔｓ　Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ，ｔｈｅ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｓｈｏｗ　ｔｈａｔ　ＣＴ８－２５ｓｏｌｖｅｎｔ　ｃａｎ　ｒｅｍｏｖａｌ　Ｈ２Ｓ，ＣＯ２ｄｅｅｐｌｙ　ｔｏｒｅａｃｈ　ｔｈｅ　ｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓ．Ｗｈｅｎ　ｔｈｅ　ａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｉｓ　２ＭＰａ，ｔｈｅ　ｐｌａｔｅ　ｎｕｍｂｅｒ　ｏｆ　ａｂｓｏｒｂｅｒ　ｉｓ１３，ａｎｄ　ｔｈｅ　ｒｅｍｏｖａｌ　ｒａｔｅ　ｏｆ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｓｕｌｆｕｒ　ｉｓ　２８％ｈｉｇｈｅｒ　ｔｈａｎ　Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ．
Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ＬＮＧ，ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ，ｄｅｃａｒｂｏｎｉｚａｔｉｏｎ，ｏｒｇａｎｉｃ　ｓｕｌｆｕｒ　ｒｅｍｏｖａｌ，ＣＴ８－２３，ＣＴ８－２５
① 基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大专项“天然气液化关键技术研究”专题一“天然气深度预处理工艺技术研究”（２００９Ｅ－１９０１）。

作者简介：周永阳（１９７８－），女，四川资中人。

工程师，四川大学应用化学专业毕业，硕士研究生，主要从事天然气脱硫技术及产品研发工作，已发表论文１０余篇。

地址：（６１０２１３）四川省成都市华阳天研路２１８号天然气研究院。

电话：０２８－８５６０４５３１。

Ｅ－ｍａｉｌ：ｚｈｏｕ＿ｙｙ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ
近年来全球Ｌ
ＮＧ的生产和贸易日趋活跃，ＬＮＧ已成为稀缺清洁资源，
正在成为世界油气工业的新热点。

我国天然气资源利用不平衡，天然气在能源中所占比例相对较少。

从中国的天然气发展形势来看，
国内天然气资源有限，天然气产量远远小于需求，供需缺口越来越大，需积极拓展海外油气业务。

因此，
天然气液化技术将成为中国石油公司实现海外天然气资源利用和油气主营业务发展的战略手段。

天然气在液化前必须经过严格的深度净化预处理，
其流程如图１所示。

通常，天然气预处理工艺包括原料气脱硫脱碳、脱水及脱汞３个工艺单元。

原料气脱硫脱碳是预处理流程的首要步骤，也是整个预处理过程的重要环节。

目前，我国ＬＮＧ液化前经脱硫脱碳处理后的气质技术指标应达到Ｈ２Ｓ质
量浓度≤６ｍｇ／ｍ３、ＣＯ２质量浓度≤５０ｍｇ／ｍ３
、总硫质量浓度≤５０ｍｇ
／ｍ３
的标准，故要求在脱硫脱碳单元深度脱除原料气中夹杂的Ｈ２Ｓ、有机硫杂质，以及在深冷过程中可能发生固化从而堵塞设备及管道的ＣＯ２。

过去几十年，我国天然气脱硫脱碳技术的发展主要以满足商品天然气的技术质量指标为基础，虽已开发出一系列天然气净化处理产品及相关的配套
技术［１］
，基本上达到国外技术水平，但商品天然气的
质量技术指标（一类气管输标准：Ｈ２Ｓ质量浓度≤６
ｍｇ／ｍ３
、ＣＯ２摩尔分数≤２％、总硫质量浓度≤６０ｍｇ
／ｍ３）还远不能满足天然气液化过程对气质指标的要求。

１　ＬＮＧ原料气类型
对于不同类型的ＬＮＧ液化装置，其预处理的气质条件、
目的及要求差异较大，主要分为调峰型液化装置和基本负荷型液化装置。

调峰型ＬＮＧ液化装置所处理的原料气大多为管输商品天然气，再次进行处理的目的是进一步脱除原料气中的水、ＣＯ２和／或汞，其工艺流程相对较简单。

对此类天然气的处理多采用ＭＤＥＡ复配化学溶剂即可达到深度脱除ＣＯ２的目的。

基本负荷型ＬＮＧ工厂一般靠近气源建设，其原料气中杂质含量较高，
尤其可能含一定量的Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、有机硫、汞和砷，对其进行处理的工艺流程相对较为复杂，同时需考虑整个生产流程的能耗
及技术经济性［
２］。

２　国外深度脱硫脱碳技术现状
天然气在液化过程中需深冷至约－１６２℃，因此，
为了避免在低温液化过程中因结冰堵塞设备和管线，需对天然气中的酸性组分进行深度脱除。

国外首先开发的ＭＥＡ、ＤＥＡ、ＤＧＡ等醇胺类溶剂由于存在易降解、能耗较高的问题，已逐步被更为先进
的技术所取代［
３］。

２．１　ａＭＤＥＡ工艺
ａＭＤＥＡ工艺是ＢＡＳＦ公司开发的系列溶剂。

首次实现工业化的ａＭＤＥＡ溶剂对Ｈ２Ｓ、ＣＯ２吸收容量大，
通过闪蒸可释放大部分酸气，从而大大降低能耗。

其中ａＭＤＥＡ－１、ａＭＤＥＡ－２适用于对Ｈ２Ｓ、ＣＯ２无选择性全部脱除，同时，对ＣＯＳ的脱除效果较好。

２．２　Ｇａｓ／Ｓｐ
ｅｃ工艺Ｇａｓ／Ｓｐｅｃ工艺是Ｄｏｗ　Ｃｈｅｍｉｃａｌ公司开发的ＭＤＥＡ系列溶剂，其中用于脱硫脱碳的是Ｇａｓ／Ｓｐ
ｅｃ－ＣＳ系列，从多套装置的操作数据来看，和同类溶剂相比，采用Ｇａｓ／Ｓｐｅｃ－ＣＳ系列溶剂能耗可降低约４０％，脱硫能力可提高２１％，且对硫醇的脱除效果较好，但其脱除程度受吸收压力的影响较大。

２．３　Ｓｕｌｆｉｎｏｌ工艺
该工艺由Ｓｈｅｌｌ公司研究开发，
是目前应用最
为广泛的脱硫脱碳工艺［４－５］。

针对ＬＮＧ深度脱硫而言，最适合的工艺是Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ和新开发的Ｓｕｌｆｉ－ｎｏｌ－Ｘ溶剂。

其主体溶剂成分为ＤＩＰＡ、环丁砜。

其工艺优点为：①溶剂负荷较高；②再生能耗低；③溶剂不发泡、无腐蚀。

据文献报道，Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｘ对Ｈ２Ｓ、ＣＯ２及有机硫的脱除程度较Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ更好，酸气负荷更高，目前已完成中试放大研究［６］。

但该工艺的缺点是在处理重烃时烃共吸现象较为严重，可能对Ｃｌａｕｓ装置的运行造成影响。

２．４　Ｕｃａｓｏｌ工艺
该工艺由美国Ｕｎｉｏｎ　Ｃａｒｂｉｄｅ公司开发，现已被Ｄｏｗ　Ｃｈｅｍｉｃａｌ公司收购。

该工艺包括ＵｃａｓｏｌＨＳ、ＥＳ－５０１、ＬＥ－７０１等系列溶剂，其中ＬＥ－７０１多用于需大量脱除Ｈ２Ｓ、ＣＯ２的工况，可脱除大量硫醇，但若需脱除大量ＣＯ２，则要求所处理的原料气中Ｈ２Ｓ含量较低。

２．５　Ｆｌｅｘｓｏｒｂ工艺
Ｆｌｅｘｓｏｒｂ工艺由美国ＥＸＸＯＮ公司开发，主体溶剂为空间位阻胺，有Ｆｌｅｘｓｏｒｂ　ＳＥ、ＳＥ　ｐｌｕｓ、ＰＳ和ＨＰ等系列。

其中ＰＳ溶剂适用于同时大量脱除Ｈ２Ｓ和ＣＯ２的场合，但该溶剂体系较脆弱，容易发生降解，已逐步为其他溶剂所取代。

３　国内深度脱硫脱碳技术研究现状
目前，国内ＬＮＧ脱硫脱碳装置多为调峰型，主要以脱碳为主，且脱碳溶剂多为引进。

随着技术发展的需要，国内有关科研单位和高校一直致力于新型高效深度脱硫脱碳溶剂的工作，并取得较大进展。

中国石油西南油气田公司天然气研究院从本世纪初就开始着力研究可用于深度脱硫、脱碳、脱有机硫溶剂技术的研发，并成功研发出ＣＴ８－２３活化ＭＤＥＡ脱碳溶剂及ＣＴ８－２５ＬＮＧ深度脱硫脱碳溶剂。

３．１　ＣＴ８－２３活化ＭＤＥＡ脱除技术
近年来，随着一些高含ＣＯ２气田的开采，ＬＮＧ的迅速发展及提氦的需要，要求大量或深度脱除天然气中的ＣＯ２，使得活化ＭＤＥＡ溶剂的开发及应用在国内受到了高度重视。

中国石油西南油气田公司天然气研究院在混合胺ＣＴ８－９溶剂的基础上，通过研究脱碳过程的“穿梭”机理，成功研发出ＣＴ８－２３活化ＭＤＥＡ脱碳溶剂。

该溶剂以ＭＤＥＡ为主剂，添加能加快ＣＯ２与胺液反应速率的活化剂。

在高ＣＯ２分压下，该溶剂具有较高的吸收容量，可达到节能降耗的目的［７］。

３．１．１　对高含ＣＯ２天然气的深度脱除
以吉林油田的高含ＣＯ２气质为例，其原料气中ＣＯ２摩尔分数高达３０％，净化气中ＣＯ２含量需达到管输要求，实验结果如表１所列。

表１　ＣＴ８－２３对高含ＣＯ
２
天然气的净化效果Ｔａｂｌｅ　１　Ｐｕｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ　ｅｆｆｅｃｔ　ｏｆ　ＣＴ８－２３　ｏｎ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ
ｗｉｔｈ
ｈｉｈＣＯ２ｃｏｎｔｅｎｔ
由表１可知，即使是处理ＣＯ２摩尔分数高达３０％的原料气，ＣＴ８－２３溶剂仍表现出了优异的脱除性能。

在５ＭＰａ的吸收压力下，当在原料气中配入１．２％（ｙ）的Ｈ２Ｓ后，净化气中Ｈ２Ｓ的质量浓度也能达到≤２０ｍｇ／ｍ３的二类气气质指标。

在６ＭＰａ的压力下，其ＣＯ２脱除率（以摩尔分数计，下同）达到９９％以上，所处理的净化气也达到一类气气质指标要求。

３．１．２　对高酸性天然气的深度脱除
该溶剂不仅脱除ＣＯ２性能优异，同时，对与ＣＯ２结构非常相似的有机硫ＣＯＳ的脱除性能也相当突出。

为了进一步考察该溶剂的适应性，针对目前川渝气田川东北地区的气质，对该溶剂开展了进一步的室内性能研究。

该区块气田主要为高酸性天然气，且含有一定量的有机硫，实验结果见表２。

从表２可以看出，ＣＴ８－２３溶剂对高酸性天然气的净化效果是令人满意的，尤其是ＣＯ２及ＣＯＳ的脱除率均超过９７％，完全可以适应高酸性天然气的深度净化处理。

３．１．３　成功实现工业化应用
目前，该溶液已成功应用在中国石油荣县天然气净化厂提氦单元，至今为止运行情况良好，各项指
表２　ＣＴ８－２３对高酸性天然气的净化效果
标均达到要求。

表３及表４为ＣＴ８－２３活化ＭＤＥＡ
溶剂在该厂应用时的实际运行数据。

从表３中数据可以看出：在吸收压力、处理气量、贫液入塔温度基本稳定的情况下，随着溶液循环量的降低，溶剂负荷增加，即使循环量下降幅度达到３２％，溶剂仍能达到深度脱除ＣＯ２的目的。

３．２　ＣＴ８－２５ＬＮＧ深度脱硫脱碳脱有机硫技术针对中国石油某ＬＮＧ海外重点项目（单套装置拟处理含有机硫的天然气１　５００×１０４　ｍ３／ｄ，原料气中有机硫以乙硫醇为主，其质量浓度约为３００ｍｇ／ｍ３）。

为使脱硫预处
理工艺更经济节能，通过表３　不同循环量下ＣＴ８－２３溶剂的吸收性能数据Ｔａｂｌｅ　３　Ａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ　ｄａｔａ　ｏｆ　ＣＴ８－２３　ａｔ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ
ｃｉｒｃｕｌａｔｉｏｎｒａｔｅ
表４　不同蒸汽耗量下ＣＴ８－２３溶剂的再生性能数据
开展Ｈ２Ｓ、ＣＯ２及硫醇与溶剂体系反应机理及溶剂配方的研究，成功开发出用于ＬＮＧ深度脱硫脱碳的溶剂ＣＴ８－２５。

该溶剂可在大气液比的条件下，对有机硫含量较高的酸性气体进行深度净化。

通过开展不同吸收压力、贫液温度及有机硫形态等条件的室内实验，进一步对溶剂性能开展研究，实验结果如下。

３．２．１　吸收压力对ＣＴ８－２５溶剂净化度的影响通常，随着吸收压力的升高，溶剂净化性能变优。

研究过程中考察了在气液比为１　０００的条件下，吸收压力对ＣＴ８－２５溶剂净化度的影响，其结果如表５所列。

表中数据表明，即使在３ＭＰａ的吸收压力下，溶剂仍能深度脱除原料气中的Ｈ２Ｓ及ＣＯ２。

随着吸收压力的升高，ＣＴ８－２　５溶剂对Ｈ２Ｓ
表５　吸收压力对ＣＴ８－
２５溶剂净化度的影响
及ＣＯ２几乎可实现完全脱除，在６ＭＰａ下对乙硫醇的脱除率也可达到９８％以上，完全能满足ＬＮＧ液化的要求。

３．２．２　贫液温度对ＣＴ８－
２５溶剂净化度的影响在吸收压力为６ＭＰａ、气液比为１　０００、吸收高度为０．７５ｍ（约２０块塔板）的条件下，考察了贫液入塔温度对ＣＴ８－２５溶剂净化度的影响，其结果如图２所示。

从图２可以看出，
贫液温度升高有利于ＣＯ２的吸收，
但不利于Ｈ２Ｓ及有机硫的脱除。

３．２．３　不同有机硫形态对ＣＴ８－
２５溶剂性能的影响由于不同形态的有机硫与溶剂体系的反应速率也不相同，实验及实际工业应用中发现脱除乙硫醇相对于甲硫醇更为困难。

ＣＴ８－２５中由于加入了添加剂，大大促进了溶剂体系对硫醇，尤其是乙硫醇的脱除，其脱除效果如表６所列。

３．２．４　ＣＴ８－２５溶剂与ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ溶剂性能对比
Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ溶剂被认为是目前能同时深度脱除
表６　ＣＴ８－
２５对不同形态有机硫的脱除效果Ｔａｂｌｅ　６　Ｒｅｍｏｖａｌ　ｅｆｆｅｃｔ　ｏｆ　ＣＴ８－２５　ｏｎ　ｏｒｇ
ａｎｉｃｓｕｌｆｕｒ　ｗｉｔｈ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　ｆｏｒｍｓ有机硫
形态原料气中质量浓度／（ｍｇ·ｍ－３）净化气中质量浓度／
（ｍｇ·ｍ－３
）
脱除率／
％甲硫醇４４１．６３　５８．０８　８５．７９乙硫醇３７０．３２　６．３２　９８．５０羰基硫
２３５．４７
未检出
＞９
９．９Ｈ２Ｓ、ＣＯ２和有机硫化合物的最有效溶剂，但对中国石油某海外ＬＮＧ项目而言，是否能在大气液比的条件下使净化后的天然气达到ＬＮＧ液化要求，尚需进行验证。

通过开展室内实验，进一步对ＣＴ８－２５溶剂与Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ的性能进行对比研究，实验结果如表７所列。

表７　ＣＴ８－２５与Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ溶液性能比较
Ｔａｂｌｅ　７　Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｃｏｍｐ
ａｒｉｓｏｎ　ｏｆ　ＣＴ８－２５　ａｎｄ　Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ工艺Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ　ＣＴ８－２５吸收压力／ＭＰａ　２．０　２．０气液比（Ｖ∶Ｖ）１　０００　１　０００吸收塔板数／块
１３　１３原料气
ｙ（
Ｈ２Ｓ）／％１．００　０．８９ｙ（
ＣＯ２）／％２．４４　２．４４ρ（
有机硫）／（ｍｇ·ｍ－３）２８２．５５　３６４．７６净化气
ρ（
Ｈ２Ｓ）／（ｍｇ·ｍ－３）７７３．０９　８．８４ｙ（
ＣＯ２）／１０－６　４　２００　３０．９６ρ（
有机硫）／（ｍｇ·ｍ－３）１７０．４９　１１４．２２脱除率／％
Ｈ２Ｓ　
９４．６５　９９．９３ＣＯ２８３．１８　９９．８８有机硫
４１．２６　
６９．７３
从表７可以看出，即使在吸收压力仅为２ＭＰａ、吸收塔板数为１３块的条件下，ＣＴ８－２５溶剂对Ｈ２Ｓ、ＣＯ２仍可达到深度脱除的要求，且对有机硫的脱除率也高出Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ约２８％（ｙ）。

由此可见，ＣＴ８－２５溶剂对Ｈ２Ｓ、ＣＯ２及有机硫的脱除性能明显优于Ｓｕｌｆｉｎｏｌ－Ｄ。

４　结语
长久以来，我国ＬＮＧ装置脱硫脱碳溶剂基本采用国外产品。

为此，中国石油西南油气田公司天然气研究院成功研发出可用于深度脱硫脱碳的ＣＴ８－２３活化ＭＤＥＡ及可用于含有机硫酸性天然气深度预处理的ＣＴ８－２５溶剂，且性能与国外同类溶剂相当，部分性能超过国外同类溶剂。

在我国大力发展ＬＮＧ业务的形势下，这两种可用于ＬＮＧ深度脱硫脱碳溶剂的成功研发极具战略意义，不仅较好地填补了国内ＬＮＧ深度脱硫脱碳溶剂技术领域的空白，同时在不额外增加设备的情况下可直接用于天然气、炼厂气、合成气及天然气提氦等领域，实现气体深度净化，在有效降低溶液循环量、节省再生蒸汽耗量的前提下降低操作成本，其经济效益及社会效益不言而喻。

参考文献
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檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶
４０２－４０５．
收稿日期：２０１３－１２－１９；编辑：
檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶
温冬云
天然气生物脱硫技术取得新进展
日前，天然气生物脱硫技术取得新进展。

该项
技术由中国石油西南油气田公司天然气研究院开
发，在位于川西北气矿天然气净化厂的中国石油天
然气集团公司高含硫气藏开采先导试验基地顺利完
成全部现场试验。

结果表明，装置运行稳定，各项指
标达到设计要求，净化气质量超过设计值，达到国家
标准一类气指标，标志着国内首个具有完全自主知
识产权的天然气生物脱硫现场应用项目取得成功。

生物脱硫作为一种绿色净化技术，具有Ｈ
２Ｓ净
化度高、操作弹性大和环境友好等技术优势及特点，
在国内外大力提倡低碳经济和日益严格环保排放要
求的趋势下，具有广阔的发展空间和良好的应用前
景。

通过４年的科技攻关，天然气研究院已形成一
整套具有自主知识产权的生物脱硫工艺，其工艺参
数和综合指标达到国外同类技术水平。

同时，自主
研发的生物脱硫技术对气质组分、水质、温度等环境
因素表现出更好的适应性。

（天然气研究院　刘其松　报道）。