天然气脱硫脱碳方法-醇胺法(新版)
天然气脱硫脱碳
概述 酸性气脱除方法与分类 醇胺法 砜胺法及其它脱硫方法
天然气脱硫脱碳
概述
天然气中主要的酸性气体成分:CO2、H2S（硫醇、硫醚）。 对于管道输气，要求H2S≯20mg/m3； 作为合成甲醇的原料，要求H2S≯1mg/m3，H2S能使催化剂中毒； 天然气中过高的CO2含量会影响其热值，商品天然气（一类指标）规定CO2≯2％。 为区别一般天然气，本章将酸性组分含量超过管输气或商品气质量要求的天然 气称为酸性天然气或含硫气。从酸性天然气中脱除酸性组分的工艺过程统称为脱硫 脱碳或脱酸气。如果此过程主要是脱除H2S和有机硫化物则称之为脱硫；主要是脱除 CO2则称之为脱碳。
（2-1）
乙醇胺与CO2反应(有两种反应）
2RNH2＋CO2＝RNHCOONH3R（氨基甲酸盐）
（2-2）主要反应
2RNH2＋CO2 +H2O ＝(RNH3)2CO3 （碳酸盐）
(2-3) 次要反应
对于MDEA，只能生成碳酸盐
2 R2 R N C2 OH2 O ( R2 R N) 2 H C3O
天然气脱硫脱碳
天然气脱硫脱碳
③H2S分压高的原料气采用砜胺法处理时，其能耗远低于醇胺法。 ④原料气如经砜胺法处理后其有机硫含量仍不能达到质量指标时，可再用分 子筛法脱硫。 (3) H2S含量低的原料气 当原料气中H2S含量低、按原料气处理量计的潜硫量(t/d)不大、碳硫比高且 不需脱除CO2时，可考虑采用以下方法： ① 潜硫量在0.5～5t/d之间，可考虑选用直接转化法，例如Lo-Cat法、ADANaVO3法和PDS法等； ② 潜硫量在小于0.4 t/d (最多不超过0.5 t/d )时，可选用非再生类方法， 例如固体氧化铁法、氧化铁桨液法等。
MDEA法脱碳(脱硫)
概述MDEA又称为N-甲基二乙醇胺，MDEA法脱碳技术是利用活化MDEA水溶液在高压常温将天然气或合成气中的二氧化碳(CO2)吸收，并在降压和升温的情况下，二氧化碳(CO2)又从溶液中解吸出来，同时溶液得到再生。
我公司除了在国内建设MDEA法脱碳装置外，也成功登陆海外市场，在印度尼西亚也建设了类似装置。
典型装置中国海洋石油公司(CNOOC)天然气MDEA法脱除二氧化碳装置印尼石油公司提供了天然气MDEA法脱碳装置MDEA脱除酸性气体技术主要应用于以下几个领域：1.天然气脱除二氧化碳(CO2)，配套管输天然气或LNG净化装置2.天然气脱除硫化氢(H2S)，配套管输天然气或LNG净化装置3.天然气选择性脱除硫化氢(H2S)，配套管输天然气4.变换气脱除二氧化碳(CO2)，配套合成氨、甲醇或者深冷分离装置5.合成气脱除二氧化碳(CO2)，配套合成氨、甲醇或者深冷分离装置6.煤气脱除二氧化碳(CO2)和硫化氢(H2S)，配套合成氨、甲醇或者深冷分离装置7.食品级二氧化碳(CO2)生产，达到国际饮料行业标准装置特点装置规模：处理天然气或变换气1000~500,000m3/h脱碳精度：二氧化碳(CO2)含量为10PPM~3%脱硫精度：硫化氢(H2S)含量为0.1~20mg/m3工作压力：适宜的压力为0.5~15MPa适用领域：天然气处理与加工、甲醇原料净化、合成氨原料净化等技术特点1.MDEA脱除酸性气体的流程可以采用贫液一段吸收和贫液半贫液两段吸收，贫液一段吸收的流程投资省、电耗低、热耗高；贫液半贫液二段吸收的投资大、电耗高、热耗低，根据脱除不同规模的二氧化碳，采用不同的流程。
2.MDEA溶液对天然气的溶解度低于天然气在纯水中的溶解度，因此，MDEA脱除酸性气体的过程中，天然气的损失很低。
3.MDEA溶液兼有物理吸收和化学吸收的特点，溶剂对二氧化碳的负载量大。
4.MDEA稳定性较好，在使用过程中很少发生降解的现象，它对碳钢设备几乎无腐蚀。
之二、天然气脱酸(醇胺法)
3、二甘醇胺(DGA)
二甘醇胺(DGA)的特点： （1）蒸气压低，挥发性弱，溶剂的蒸发损失小；
（2）H2S净化程度高，即使贫液温度高达54℃也可保证 H2S净化度，因此溶液冷却可仅使用空冷而不用水 冷，故适用于沙漠及干旱地区； （3）腐蚀性略低于MEA，二甘醇胺（DGA）水溶液的质 量分数比一乙醇胺（MEA）高，溶液的循环量较小， 再生所需的热负荷较低； （4）对H2S和CO2的吸收无选择性，同时也吸收羰基硫 (COS)和二硫化碳(CS2)并与之发生不可逆化学反应。
（2）碳酸钾及带有各种催化剂的碳酸钾溶液， 主要介绍热碳酸钾。
1、一乙醇胺(MEA) 一乙醇胺(MEA)的特点：
（1）在各种醇胺中其分子量最小、碱性最强、与酸气的反 应速度最快、酸气负荷最高，能够迅速吸收天然气中的 酸性气体，易于降低天然气中酸性气体浓度，而且脱除 一定量的酸气所需要循环的溶液较少；
3、吸收-解吸系统
吸收-解吸
吸收
填料塔或板式塔
再生
吸收剂溶液吸收溶质。 吸收剂溶液内溶质浓度逐 步增大并趋于平衡溶解度， 此时该吸收剂逐步丧失对 溶质的吸收能力。 富含溶质的吸收剂溶液 称为富液。
通过解吸使富液释 放吸收的溶质，恢复其 吸收剂原有的吸收能力，
再生后、恢复吸收能力
的溶液称为贫液。
第三节 化学吸收法
以物理溶剂和化学溶剂配制的混合溶剂 作为吸收剂，兼有物理吸收和化学吸收剂作 用。 如：砜胺法。
5、直接氧化法
对H2S直接氧化使其转化成元素硫， 如：Claus(克劳斯)法。 在天然气工业中常用于天然气脱出酸 气的处理，适合于处理流量小、酸气浓度 很高的原料气 。
6、膜分离法
是利用气体中各组分通过薄膜渗透性 能的区别，将某种气体组分从气流中分离 和提浓，从而达到天然气脱酸性气的目的。
天然气脱硫方法的选择及醇胺法的应用_韩鹏
天然气脱硫方法的选择及醇胺法的应用韩 鹏,杨大静,朱 鹏,杨星国,曹振涛(中原油气高新股份有限公司天然气处理厂) 摘 要:原料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,需将有害成分脱除,以满足工厂生产和民用商品气的使用要求。
本文根据天然气中的组分和比例的不同,设计出不同的脱硫方案,能有效地脱除原料气中的有害成分,在天然气处理过程中起到了重要作用,并具有一定的推广前景。
关键词:原料气;硫化氢;脱硫;胺法1 脱硫方法的分类及其主要特点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,其主要特点及用途如下:1.1 在化学溶剂法中,各种胺法应用广泛,所使用的胺有一乙醇胺(M EA)、二乙醇胺(DEA)、二异丙醇胺(DIPA)、甲基二乙醇胺(M DEA)、二甘醇胺(DGA)。
主要依靠酸碱反应来吸收酸气,升温吐出酸气。
其净化度高,适应性宽、经验丰富,应用广。
1.2 物理溶剂法Selexo l(多乙二醇二甲醚)及Flour Solv ent(碳酸丙烯酯)等教适合处理酸气分压高而重烃含量低的天然气。
依靠无力溶液吸收及闪蒸出酸气。
其再生能耗低,主要用于脱碳。
1.3 物理化学溶剂法兼优物理及化学二者的特点,脱除有机硫好,再生能耗低,吸收重烃。
1.4 直接转化法也成为氧化还原法,靠氧化还原将H2S氧化为元素硫,对于H2S浓度低而量又不大的天然气有应用价值。
1.5 非再生性法用于边远且H2S含量很低的小气田,与H2S反应,定期排放。
1.6 膜分离法能耗低,可实现无人操作,适用于粗脱,依靠气体渗透速率不同而分离,能耗低,适于处理高含CO2的气体。
3.1 电厂废水零排放实施方案①将冷却水系统的浓缩倍率提高到3.5-4.0。
改进目前使用的水质稳定剂和弱阳床再生方式,保证冷却水系统的正常运行。
冷却水系统的废水可作为输煤栈桥用水、原煤加湿用水和燃油泵轴承用水的补水。
之二、天然气脱酸(醇胺法)综述
（2）碳酸钾及带有各种催化剂的碳酸钾溶液， 主要介绍热碳酸钾。
1、一乙醇胺(MEA) 一乙醇胺(MEA)的特点：
（1）在各种醇胺中其分子量最小、碱性最强、与酸气的反 应速度最快、酸气负荷最高，能够迅速吸收天然气中的 酸性气体，易于降低天然气中酸性气体浓度，而且脱除 一定量的酸气所需要循环的溶液较少；
油气集输工作内容
天然气净化、加工流程框图
气体 净化
气体 加工
第二部分 天然气脱酸
天然气中存在酸性气体（H2S、CO2）影响：
有剧毒，污染环境，燃烧产生二氧化硫等污染空气 增加天然气对金属腐蚀 H2S（25.35,23.37 MJ/m3 ）降低天然气的热值(31.4 MJ/m3)。 硫磺回收（1000/吨）
76~88℃
醇胺溶液吸收并 和酸气发生化学 反应形成胺盐
38~82℃ 76~88℃
高温使胺盐分 解放出酸气溶 液得到再生 高温水蒸汽
88~105℃
固液杂质
115~120℃
1~3%
1一入口涤气器；2一吸收塔；3一“甜气”出口分离器；4一循环泵；5一贫胺冷却器；6 一闪蒸罐；7一除固过滤器；8 一碳粒过滤器；9-增压泵；10-缓冲罐；1 1一贫／富胺液 换热器；12一再生塔；13一回流冷凝器；14一回流泵；15一重沸器；16一回流罐
热碳酸钾的特点：
（4）要求碳酸钾溶液质量分数小于35％，否则将产 生重碳酸盐类沉淀； （5）溶液内含有固体悬浮物和重烃时会产生发泡和 溶剂损失； （6）溶液有极强的腐蚀性，需要向系统注入防腐剂。
醇胺法脱硫脱碳技术研究进展
醇胺法脱硫脱碳技术研究进展当前天然气主要应用的净化工艺是脱硫脱碳技术，其中最为普遍及广泛的方法有化学溶剂法、物理溶剂法、膜分离法，胺法脱硫是在综合醇胺化学及物理溶剂法的基础上所开发的技术方法，也是目前天然气处理行业中十分青睐的方法之一。
在研究脱硫脱碳行业中醇胺溶液化學及物理溶剂法的未来发展趋势后，将探索重点转换为在醇胺基础上，甲基二乙醇胺配方溶液的内容、使用范围和自身的优势和不足，通过匹配甲基二乙醇胺配方溶液与工艺流程，使脱硫效率得到最大程度的提升，将其作为当前最主要的脱硫脱碳技术，用以脱出天然气中的硫成分和碳成分。
本文主要研究醇胺法脱硫脱碳技术的进展，希望能够为相关行业起到一定的借鉴作用。
标签：醇胺法；脱硫脱碳；进展1 单一性醇胺法二甘醇胺、甲基二乙醇胺、二异丙醇胺、一乙醇胺及二乙醇胺等是脱硫脱碳醇胺法主要包含的成分，二甘醇胺、一乙醇胺、二乙醇胺三种溶剂能够同时将硫化氢和原料中的大量二氧化碳一同脱除，其余两种溶剂选择性较强，吸收脱硫的能力也比较强，仲醇胺与复合醇胺法是脱硫脱碳技术中单一醇胺法的主要技术，其特点及优势如下：1.1 仲醇胺仲醇胺也被称为DEA，其碱性要比乙醇胺弱，对于原料所包含的硫化氢及二氧化碳几乎不具备选择性。
含硫化物包括羰基硫和二硫化碳，这些元素与仲醇胺的反应速率不高，并且仲醇胺在同有机硫化合物产生副反应的期间，其损失的溶剂比较少，所以这项技术十分适合应用于有机硫化合物含量较高的原料气中[1]。
1.2 复合醇胺法选择复合醇胺法进行脱硫脱碳，最关键的目的第一是提升其自身的选择性；第二，将有机硫脱除；第三，深度脱除原料气中所包含的大量硫化氢与二氧化碳物质。
2 混合胺溶液充分结合仲胺或者伯胺中二氧化碳吸收性能强、降解性低、腐蚀性低、溶液浓度高、酸气负荷高以及吸收反应低的各种优点，并将仲胺及伯胺二氧化碳脱除能力强的优势保留下来，即为混合胺工艺。
通常混合胺会选择乙醇胺也就是MEA 或者二乙醇胺DEA作为伯胺或者仲胺，也可能利用丁基乙醇胺BEA，将甲基二乙醇胺MDEA组成的混合溶剂添加于仲胺或者伯胺当中，能够使原有装置的能量消耗大大降低，并强化原有装置的处理性能，能够在吸收操作压力较低的环境中，优化对二氧化碳CO2以及硫化氢H2S的吸收性能[2]。
天然气脱硫脱碳
天然气脱硫脱碳工艺中起泡情况如下：一，溶液发泡：醇胺溶液发泡的机理比较复杂，根据使用MDEA运行经验，可以看出MDEA抗污染的性能较差，溶液被污染后发泡的趋势将会增大。
溶液发泡后，系统的各点液位波动会产生较大变化，闪蒸气量会出现较大波动，产品气带液严重且会伴随产品气质量不合格。
归纳引起发泡的主要原因有：1）贫液温度过低，溶液粘度大2）原料气带入污物过多，特别是各种表面活性剂及井场化学处理剂，污染溶液3）浮阀在塔盘上被卡死，有效截面积减少，阀孔气速过大，发生“拦液”4）溶液含水量过低或过高，易于发泡5）吸收塔操作压力、流量波动大，处理量过大针对以上原因，处理方法如下：1）适当提高溶液温度2）加强原料气预处理装置的排污和溶液的过滤，并加入适量天然气脱硫脱碳用消泡剂3）调整溶液组成4）加入适量天然气脱硫脱碳用消泡剂，平稳操作或适当减少处理量二，系统发泡：胺液作为一独立的循环系统，其内的溶液总量是一定，在操作过程中系统各点的液位总是控制在一定的范围内波动。
且它们之间是相互关联的。
若其中一点或多点液位持续上涨，而其它各点液位均无明显变化，则可能是系统出现故障。
系统出现液位异常上涨的主要原因有：1）系统溶液发泡针对以上原因，处理方法如下：1）针对系统发泡可以加入适量天然气脱硫脱碳用消泡剂，加强原料气预处理系统的操作德丰天然气脱硫脱碳用消泡剂是专业针对石油化工、化肥/天然气生产行业脱硫脱碳系统及延迟焦化过程的消泡抑泡而研制，具有透明性、相溶性好，长效消泡抑泡性能。
文章出自天然气脱硫脱碳用消泡剂厂家——德丰消泡剂厂 TG04 转载请注明出处！天然气脱硫脱碳工艺中起泡情况如下：一，溶液发泡：醇胺溶液发泡的机理比较复杂，根据使用MDEA运行经验，可以看出MDEA抗污染的性能较差，溶液被污染后发泡的趋势将会增大。
溶液发泡后，系统的各点液位波动会产生较大变化，闪蒸气量会出现较大波动，产品气带液严重且会伴随产品气质量不合格。
天然气醇氨法脱硫脱碳工艺及其工程设计应用
天然气醇氨法脱硫脱碳工艺及其工程设计应用
韩翠翠;徐长朴;丁琳;蔡爽;苏海鹏;夏博钢
【期刊名称】《石油和化工设备》
【年(卷),期】2024(27)2
【摘要】自井口采出的天然气中除含低分子饱和烃类外,还含有如硫化氢(H_(2)S)、二氧化碳(CO_(2))、羰基硫(COS)、硫醇(RSH)和二硫化物(RSSR’)等酸性组分。
当天然气中酸性组分含量一定指标时,会对设备和集输管道进行腐蚀。
天然气处理
过程通常采用醇胺法进行脱硫脱碳,根据天然气中的酸气组成不同、产品气指标的
不同,需要根据胺液性质结合实验或模拟结果选择合适的胺液。
本文阐述了醇胺法
脱硫脱碳工艺的基本原理,结合工程设计,对工艺流程中醇胺溶液选择、工艺流程等
进行讨论。
【总页数】5页(P96-99)
【作者】韩翠翠;徐长朴;丁琳;蔡爽;苏海鹏;夏博钢
【作者单位】北京英柠环保科技有限公司;中海油研究总院有限责任公司;华油惠博
普科技股份有限公司北京分公司;中工国际工程股份有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】F42
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基于醇胺的脱硫脱碳方法的研究综述-化工论文-化学论文
基于醇胺的脱硫脱碳方法的研究综述-化工论文-化学论文——文章均为WORD文档，下载后可直接编辑使用亦可打印——前言天然气脱硫脱碳是天然气净化工艺的龙头，其工艺方法比较多，包括醇胺法、物理溶剂法、化学物理溶剂法、热钾碱法、直接转化法、脱硫剂法等。
直接转化法和脱硫剂法主要应用于中小规模天然气的脱硫，不具有CO2脱除能力，因而在以液化天然气（LNG）为最终产品的原料气深度脱硫脱碳工艺中并不适用。
适用于大规模深度脱除原料天然气中的含硫含碳化合物并满足LNG原料气要求的方法主要包括醇胺法、物理溶剂法、化学物理溶剂法和热钾碱法。
其中，基于醇胺的化学溶剂法及物理化学溶剂法是目前天然气处理、深度预处理广泛使用的方法。
本文仅讨论基于醇胺的脱硫脱碳方法的研究进展。
基于醇胺的脱硫脱碳方法分类很多，按照醇胺与H2S、CO2的作用方式可以分为常规胺法、选择性胺法和化学物理溶剂法；按照脱硫脱碳醇胺溶剂的种类可分为单一醇胺法和复合醇胺法。
以下主要根据后一种分类方法介绍各种醇胺脱硫脱碳的优缺点。
1 单一醇胺法用于脱硫脱碳的醇胺主要包含一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二甘醇胺（DGA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。
其中前三种溶剂MEA、DEA、DGA 在脱除H2S 的同时也大量脱除原料气中的CO2，因而几乎没有选择性；后两种溶剂DIPA、MDEA 尤其是MDEA 具备较强的选择性吸收脱硫能力。
下面分别介绍几种单一醇胺法脱硫脱碳的技术特点。
1.1 MEAMEA 为伯醇胺，化学反应活性好，几乎没有选择性，在脱除H2S 的同时也大量脱除原料气中的CO2，可获得较高的净化度。
其主要缺点是易于发泡及降解变质，且与原料气中的CO2会发生副反应生成难以再生的降解产物如恶唑烷酮，导致溶剂降低或丧失脱硫能力；此外，由于MEA 与羰基硫（COS）、二硫化碳（CS2）的反应不可逆，从而造成溶剂损失和降解产物在溶液中积累。
天然气脱硫醇工艺评述
天然气脱硫醇工艺评述陈赓良【摘要】介绍了物理化学混合溶剂法、(新型)混合胺法及分子筛法等3种从天然气中脱除硫醇工艺的技术要点,同时指出:①物理化学混合溶剂法的硫醇脱除率通常可达到90%以上,但不宜应用于重烃含量较高的油田伴生气;②添加活化剂后的新型混合胺溶剂的甲硫醇脱除率可提高至约90%,再生酸气中烃摩尔分数则降至≤1.25%;③ 对于硫醇含量高的原料气,要求净化后硫醇质量浓度≤16 mg/m3时,宜采用"粗脱+精脱"的"1+1"工艺;④分子筛法脱水脱硫醇的工艺比较复杂,特别是在处理油田伴生气时,涉及水、硫醇与重烃三者之间的相互影响与干扰,且不同的原料气组成及产品气净化度要求均与分子筛品种选择及相应操作参数的确定密切相关.【期刊名称】《石油与天然气化工》【年(卷),期】2017(046)005【总页数】8页(P1-8)【关键词】物理化学混合溶剂法;砜胺法;混合胺;分子筛法;脱水;脱硫醇;LE-703溶剂;HySWEET工艺【作者】陈赓良【作者单位】中国石油西南油气田公司天然气研究院【正文语种】中文【中图分类】TE644硫醇(RSH)类化合物不仅具有令人恶心的臭味，还具有较强的腐蚀性(如乙硫醇)。
因此，近年来国内外对商品天然气中的总硫或硫醇含量的规定越来越严格。
我国于2012年发布的强制性国家标准GB 17820-2012《天然气》中规定的一类天然气的总硫质量浓度(以硫计)已从原来的100 mg/m3降至60 mg/m3；俄罗斯商品天然气中硫醇质量浓度的指标则从36 mg/m3降至16 mg/m3。
由欧盟6家大型输气公司组成的EASEE-gas于2002年提出的欧盟管输天然气统一气质指标中规定，总硫指标为30 mg/m3，但其中硫醇质量浓度最高不能超过6 mg/m3[1]。
国外某些气田生产的天然气中硫醇类化合物含量极高。
例如，法国拉克(Lacq)气田生产的天然气中，以甲硫醇为主的硫醇体积分数达到650×10-6以上；俄罗斯奥伦堡气田生产的天然气中硫醇质量浓度为831 mg/m3，而哈萨克斯坦卡拉恰甘纳克气田生产的天然气中硫醇质量浓度则为889 mg/m3，且组成较复杂(见表1)[2]。
醇胺法脱碳工艺流程
醇胺法脱碳工艺流程The amine stripping process, also known as the ethanolamine process, is a popular method used to remove carbon dioxide from natural gas and other gas streams. This method involves using ethanolamine, a type of amine, to absorb the carbon dioxide from the gas stream. The amine solution is then heated to release the carbon dioxide, allowing the amine to be reused in the process. This process is widely used in the oil and gas industry and has its own set of advantages and disadvantages.醇胺法脱碳工艺流程，也称为乙醇胺法，是一种常用的方法，用于从天然气和其他气态流体中去除二氧化碳。
这种方法涉及使用乙醇胺这种胺类物质，以吸收气态流体中的二氧化碳。
然后加热胺溶液，释放二氧化碳，使胺能够在工艺中得以重复使用。
这个过程在油气工业中被广泛应用，并具有一系列的优点和缺点。
One of the main advantages of the amine stripping process is its high efficiency in removing carbon dioxide from gas streams. Ethanolamine has a strong affinity for carbon dioxide, which allows for effective absorption of the gas. This results in a high level ofcarbon dioxide removal from the gas stream, making it an attractive option for industries looking to meet strict environmental regulations. Additionally, the amine stripping process can be easily integrated into existing gas processing facilities, making it a cost-effective solution for many companies.醇胺法脱碳工艺的主要优点之一是它在去除气态流体中的二氧化碳方面的高效率。
天然气脱硫脱碳方法-醇胺法(新版)
( 安全管理 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改天然气脱硫脱碳方法-醇胺法(新版)Safety management is an important part of production management. Safety and production are inthe implementation process天然气脱硫脱碳方法-醇胺法(新版)醇胺法是目前最常用的天然气脱硫脱碳方法。
据统计，20世纪90年代美国采用化学溶剂法的脱硫脱碳装置处理量约占总处理量的72%，其中又绝大多数是采用醇胺法。
20世纪30年代最先采用的醇胺法溶剂是三乙醇胺(TEA)。
因其反应能力和稳定性差已不再采用。
目前，主要采用的是MEA、DEA、DIPA、DGA和MDEA等溶剂。
醇胺法适用于天然气中酸性组分分压低和要求净化气中酸性组分含量低的场合。
由于醇胺法使用的是醇胺水溶液，溶液中含水可使被吸收的重烃降低至最少程度，故非常适用于重烃含量高的天然气脱硫脱碳。
MDEA等醇胺溶液还具有在CO2存在下选择性脱除H2S 的能力。
醇胺法的缺点是有些醇胺与COS和CS2的反应是不可逆的，会造成溶剂的化学降解损失，故不宜用于COS和CS2含量高的天然气脱硫脱碳。
醇胺还具有腐蚀性，与天然气中的H2S和CO2等会引起设备腐蚀。
此外，醇胺作为脱硫脱碳溶剂，其富液(即吸收了天然气中酸性组分后的溶液)在再生时需要加热，不仅能耗较高，而且在高温下再生时也会发生热降解，所以损耗较大。
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醇胺法脱硫脱碳技术研究进展
化 学物理溶 剂法 ； 按 照脱硫脱 碳醇胺 溶剂 的种 类可分 为 单 一醇胺 法和 复合醇 胺法 。 以下主要 根据 后一 种分 类
产物 如恶唑烷酮 ， 导致溶剂 降低或丧失脱硫 能力 ； 此外 ， 由于 ＭＥ Ａ与羰 基硫 （ Ｃ Ｏ Ｓ ） 、 二硫 化碳 （ Ｃ Ｓ ） 的反应 不 可
成都 ６ １ ０ ０ ４ １ ； １ ０ ０ ０ ８ ５ １ ． 中国石 油集 团工 程设 计有 限 责任 公 司西南 分公 司 ，四川 ２ ． 中 国石油 集 团工程 设计 有 限责任 公 司北 京分公 司 ，北 京
摘 要 ： 天然 气脱硫 脱碳 技术在天然气净化工 艺中 占有举足 轻重的地位 。 常用的脱硫 脱碳 方法
ＤＯＩ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｉ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ６ — ５ ５ ３ ９ ． ２ ０ １ ４ ． ０ ３ ． ０ ０ ６
０ 前 言
天然气脱 硫脱碳是 天然气 净化工艺 的“ 龙头” ， 其 工
艺 方 法 比较 多 ， 包括 醇胺法 、 物理溶剂 法 、 化 学 物 理 溶 剂 法、 热钾 碱 法 、 直接转化法 、 脱 硫 剂 法 等 。直 接 转 化 法
作者简 介 ： 韩淑怡 （ １ ９ ８ ４ 一 ） ， 女， 山东泰安人 ， 博士 ， 工程 师 ， 从 事 油 气 加 工 专 业 的科 研 和工 程 设 计 工 作 。
２ ｏ
Ｉ ２ 。 ４ 年 。 ６ 月
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Ｏ Ｉ Ｌ Ａ Ｎ Ｄ Ｇ Ａ Ｓ Ｔ Ｒ Ｅ Ａ Ｔ Ｉ Ｎ Ｇ Ａ Ｎ Ｄ 第 Ｐ ３ Ｒ ２ Ｏ 卷 Ｃ Ｅ Ｓ 第 Ｓ ３ Ｉ Ｎ 期 Ｇ ｆ ｌ 油 号 加 工 ｆ ｌ １ ９
醇胺法脱硫脱碳技术研究进展
关于醇胺法天然气脱硫脱碳装置有效能的研究
关于醇胺法天然气脱硫脱碳装置有效能的研究作者：赵俊来源：《科学与信息化》2019年第13期摘要针对醇胺法天然气脱硫脱碳装置有效能分析，展开节能措施的研究，提出了酸气直接压缩式热泵方案、半贫液循环方案和富液压力能回收方案三种方案。
通过对比分析证实，半贫液循环方案可节约能耗6.02%，其有效能损失和能耗最低，其次是酸气直接压缩式热泵方案，该方案可将装置能耗下降4.80%，压力能回收方案只能将能耗降低2.04%。
关键词天然气；脱硫脱碳；有效能分析；节能措施随着能源危机的到来和环保问题的日渐突出，日常生活、生产中对于节能减排的需求越来越强烈，由此也推动了低碳经济的快速发展。
作为一种高效的优质清洁能源，天然气被越来越多的运用于人们的生产、生活中，由此造成了天然气消费比重持续上升，以目前的全国天然气消耗增长情况来看，到2020年时，在我国一次能源的使用总量中，天然气的使用比重将提高到12%，为满足社会发展对天然气能源的需求，必需展开对天然气能源的大规模开发。
天然气生产是由地下储层开采为主，其中含有一定的H2S、CO2等酸性成分，如果不对这些成分进行处理，就会影响到天然气的运输、储存和利用。
1 常规脱硫脱碳装置工艺过程1.1 脱硫脱碳装置工艺流程针对高酸性天然气脱硫脱碳的处理工艺主要是醇胺溶液吸收法。
其工作原理是，相关装置的重力分离器和旋流分离器是天然气原料进入脱硫脱碳净化装置的入口，同时还担负着分离天然气原料中游离水和少量固体杂质的作用。
去除了游离水和少量固体杂质的天然气原料通过吸收塔下部进料口进入装置吸收塔内，再进入入口分离器中进行脱水处理。
在吸收塔内吸收了酸性成分的醇胺溶液从吸收塔底部离开，进入富液闪蒸罐后蒸出少量烃类气体，再与醇胺贫液换热升温后进入再生塔上部进行溶液再生，塔底再沸器向溶液提供再生热量。
CO2、H2S等酸性成分由此从醇胺富液中解析出来，由空气冷却器为醇胺富液降温，经过回流罐将醇胺富液中的酸性水分离出来后，醇胺富液继续向下游硫黄回收装置前进，此时高温醇胺贫液由从再生塔底部进入贫/富液换热器，与醇胺富液进行换热降温后，再通过空气冷却器、贫胺液后冷器进一步冷却，最后在溶液循环泵的作用下，贫胺液被送入吸收塔，整个循环净化过程结束。
浅谈醇胺法天然气脱硫装置几种溶液补充方式的比较
浅谈醇胺法天然气脱硫装置几种溶液补充方式的比较侯光远摘要：本文结合天然气净化装置脱硫系统总结概括了MDEA溶液脱硫装置主要的溶液补充方式及其优缺点。
对脱硫系统补充溶液，要考虑到杂质较多的高H2S 含量的冷溶液进入系统后可能对再生塔的温度和进入吸收塔贫液质量等装置运行状态造成的影响，根据溶液注入位置确定合理的补充速度，保证贫液的再生质量和整个系统的平稳运行。
关键词：醇胺法；天然气脱硫装置使用MDEA溶液循环法脱除原料天然气中几乎所有的H2S和大部分的C02是目前国内主流的含硫天然气净化方式。
随着日常生产操作的进行脱硫装置系统中的溶液会逐渐损耗，为维持系统正常的循环量与控制液位，需要不定期向系统中补充溶液。
1脱硫系统溶液损失原因综合而言，脱硫系统溶液损失的原因主要有以下几点：①吸收塔发泡拦液等异常状况造成的溶液带出损失；②溶液过滤器清洗时对过滤器内溶液进行置换回收造成的系统溶液量减少；③玻板等仪表进行调校清洗时排液造成系统溶液量减少；④装置各处泄漏造成的溶液损失；⑤系统长期运行造成部分溶液变质失效，从而使系统总有效溶液量减少。
2溶液补充的方法一般而言，脱硫装置设计使MDEA溶液在低温高压条件下吸收酸性气体后经过中压容器闪蒸出所溶解的CH4等可燃气体，然后进入再生塔在高温低压条件下进行解吸再生。
若将溶液补充至高压或中压段对设备功率和管线的压力等级要求较高且潜在风险较大，因而目前重庆天然气净化总厂各分厂主要的溶液补充办法是利用溶液补充泵将低位罐中的溶液打入溶液循环系统的低压段（即闪蒸罐液位调节阀后至溶液循环泵或再生塔底泵的入口处），而低位罐中的溶液可能来自系统溶液回收管线、溶液储罐或现场配制。
3几种主要的溶液补充方式溶液补充方式的区别主要集中在所补充的溶液被注入系统的位置。
图1中列举了目前国内同类型装置所采用的几种补充溶液注入位置。
图1中，方式1溶液注入位置是注入酸水回流管线（调节阀后），方式2是注入塔中部某层塔盘上，方式3是注入到再生塔锅底，方式4是注入到贫液出塔管线，方式5是注入到半贫液进重沸器管线4几种溶液补充方式的优缺点比较4.1补充溶液对系统造成影响的原因低位罐中的溶液可能已经被密闭储存了相当长的时间，且溶液可能来自系统各处，一般补充溶液中的H2s含量较高，且温度均低于循环系统中溶液的温度。
之二、天然气脱酸(醇胺法)概要共70页文档
之二、天然气脱酸(醇胺法)概要
51、没有哪个社会可以制订一部永远 适用的 宪法， 甚至一 条永远 适用的 法律。 ——杰 斐逊 52、法律源于人的自卫本能。——英 格索尔
53、人们通常会发现，法律就是这样 一种的 网，触 犯法律 的人， 小的可 以穿网 而过， 大的可 以破网 而出， 只有中 等的才 会坠入 网中。 ——申 斯通 54、法律就是法律它是一座雄伟的大 夏，庇 护着我 们大家 ；它的 每一块 砖石都 垒在另 一块砖 石上。 ——高 尔斯华 绥 55、今天的法律未必明天仍是法律。 ——罗·伯顿
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天然气脱硫脱碳方法-醇胺法
(新版)
Safety management is an important part of production management. Safety and production are in
the implementation process
天然气脱硫脱碳方法-醇胺法(新版)
醇胺法是目前最常用的天然气脱硫脱碳方法。
据统计，20世纪90年代美国采用化学溶剂法的脱硫脱碳装置处理量约占总处理量的72%，其中又绝大多数是采用醇胺法。
20世纪30年代最先采用的醇胺法溶剂是三乙醇胺(TEA)。
因其反应能力和稳定性差已不再采用。
目前，主要采用的是MEA、DEA、DIPA、DGA和MDEA等溶剂。
醇胺法适用于天然气中酸性组分分压低和要求净化气中酸性组分含量低的场合。
由于醇胺法使用的是醇胺水溶液，溶液中含水可使被吸收的重烃降低至最少程度，故非常适用于重烃含量高的天然气脱硫脱碳。
MDEA等醇胺溶液还具有在CO2存在下选择性脱除H2S 的能力。
醇胺法的缺点是有些醇胺与COS和CS2的反应是不可逆的，会造成溶剂的化学降解损失，故不宜用于COS和CS2含量高的天然气
脱硫脱碳。
醇胺还具有腐蚀性，与天然气中的H2S和CO2等会引起设备腐蚀。
此外，醇胺作为脱硫脱碳溶剂，其富液(即吸收了天然气中酸性组分后的溶液)在再生时需要加热，不仅能耗较高，而且在高温下再生时也会发生热降解，所以损耗较大。
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