推荐-天然气脱硫脱碳方法——醇胺法
天然气脱硫脱碳工艺大全
天然气脱硫脱碳工艺大全随着天然气工业的发展，天然气净化工艺也得到了迅速的发展。
例如变压吸附(PSA)技术、膜分离技术、低温分馏技术等新技术都在天然气净化中得到了良好的运用。
1商品天然气标准商品天然气的质量标准系根据天然气的主导用途，综合经济利益、安全卫生和环境保护三方面制定的，下表是我国1999年公布的新的天然气质量标准。
我国天然气国家标准（GB 17820-1999）项目一类二类三类项目一类二类三类高热值，MJ/m3＞31.4 硫化氢，mg/m3≤6 ≤20≤460总硫（以硫计），mg/m3≤100≤200≤460二氧化碳，%≤3.0≤3.0-水露点，℃在天然气交接点的压力和温度下，比最低环境温度低5℃2我国对管输天然气的质量要求1进入输气管道的气体必须清除其中的机械杂质；2水露点应比输气管道中气体可能达到的最低环境温度低5℃；3烃露点应低于或等于输气管道中气体可能达到的最低环境温度；4气体中的硫化氢含量不大于20mg/m3；5如输送不符合上述质量要求的气体，必须采取相应的保护措施。
3天然气脱硫脱碳工艺天然气脱硫脱碳有多种多样的工艺，但主导工艺是胺法及砜胺法，新技术有：膜分离法、生化脱硫法、变压吸附（PSA）法。
今天主要介绍一下化学溶剂类的各种方法：化学溶剂法化学溶剂法是以碱性溶液吸收H2S及CO2等，并于再生时又将其放出的方法，包括使用有机胺的MEA法、DEA法、DIPA法、DGA法、MDEA法及位阻胺法等，使用无机碱的活化热碳酸钾法也有应用，其中化学溶剂法又包括常规胺法和选择性胺法：常规胺法简介：常规胺法系指较早即在工业上获得应用的、可基本上同时脱除H2S及CO2的胺法，目前常规胺法所使用的烷醇胺包括一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)及二甘醇胺(DGA)：乙醇胺(MEA)法特点如下：1高净化度。
不论是H2S还是CO2，MEA法均可将其脱除达到很高的净化度。
对于天然气管输指标，要获得低于20mg/m3或5 mg/m3H2S指标是容易的；2化学性能稳定。
天然气脱硫工艺介绍
天然气脱硫工艺介绍（1）工程中常用的天然气脱硫方法天然气脱硫的方法有很多种，习惯上把采用溶液或溶剂做脱硫剂的脱硫方法称为湿法脱硫，采用固体做脱硫剂的脱硫方法称为干法脱硫。
一般的湿法脱硫有化学溶剂法（如醇胺法）、物理溶剂法（如Selexol法、Flour法）、化学-物理溶剂法（如砜胺法）和直接转化法（如矾法、铁法）。
常见的干法脱硫有膜分离法、分子筛法、不可再生固定床吸附法和低温分离法等。
（2、天然气脱硫方法选用原则天然气组分、处理量、硫含量、厂站所处自然条件、产品质量要求、运行操作要求等都是天然气脱硫工艺的选择依据。
目前，根据国内外工业实践的经验，天然气脱硫脱碳工艺的选择原则可参考以下内容。
①原料气中含硫量高，处理量大，硫碳比高需要选择性吸收H2S同时脱除相当量的C02,原料气压力低，净化气H2S要求严格等条件下，可选择醇胺法作为脱酸工艺。
②原料气中含有超量的有机硫化物需要脱除，宜选用砜胺法。
此外，H2S 分压高的原料气选用砜胺法时能耗远低于醇胺法。
③H2S含量较低的原料气中，潜硫量在0.2t/d〜5t/d时可考虑直接转化法，潜硫量低于0.2t/d的可选用非再生固体脱硫法如固体氧化铁法等。
实践中，往往在选择基本工艺方案之后，根据具体情况进行技术经济比较，最终确定天然气的脱硫脱碳方法。
图1和图2分别表示了原料气中酸气分压和出口气质量指标对脱硫方案选择的影响。
5图2脱硫方案选择与进、出口气质量指标的关系(3)低含硫量天然气脱硫方案Gosflaw(l0*N J /davl图1脱硫方案选择与酸气分压的关系10QK100MMAalCLd十U0-U0JC2UU0U10%1000%Xia-*100XW*1XW*IG 乂ELIOCX10*Arid G AS htOuiloi C ；a&(V%)某项目天然气组分和参数如下：由表可知，本工程的特点是含硫量低，处理量不大，出口气要求较严格。
可用的几种脱硫工艺方案如下：①干法脱硫——固定床吸附法氧化铁固体脱硫是典型的干法脱硫工艺，处理原料气中的H2S含量一般在10ppm到1%之间。
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。
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。
天然气脱硫脱碳工艺综述
天然气脱硫脱碳工艺综述天然气是一种清洁能源，是石油和煤炭的重要替代品。
天然气中含有硫化氢、二氧化碳等有害气体，其主要成分为甲烷。
在天然气的开采、运输和利用过程中，硫化氢和二氧化碳的含量需要得到有效的去除，以提高天然气的纯度和使用价值。
天然气的脱硫脱碳工艺十分重要。
在天然气脱硫脱碳工艺中，主要有化学吸收法、物理吸附法、膜分离法、生物法等多种技术。
下面将综述天然气脱硫脱碳的工艺方法，并对其优缺点进行评述。
一、化学吸收法化学吸收法是常用的天然气脱硫脱碳技术之一。
该方法是利用化学吸收剂（例如醇胺类化合物）与天然气中的硫化氢、二氧化碳进行化学反应，使其被吸收，从而实现天然气的脱硫脱碳。
化学吸收法具有处理效率高、操作稳定、投资和运行成本较低的特点，因此在天然气脱硫脱碳中得到广泛应用。
化学吸收法也存在一些不足之处。
由于化学吸收剂需要不断地更新和再生，因此会产生大量的废液和二次污染。
化学吸收法在高温高压条件下反应效率较低，处理大规模天然气的难度较大。
化学吸收法在实际应用中需要结合其他技术进行改进和完善。
二、物理吸附法物理吸附法是利用固体吸附剂（例如活性炭、分子筛等）对天然气中的硫化氢、二氧化碳进行吸附，从而实现天然气的脱硫脱碳。
物理吸附法具有操作简便、废物无二次污染等优点，因此在小规模天然气处理中得到广泛应用。
物理吸附法也存在一些限制。
吸附剂的再生和更新成本较高，需要消耗大量能源。
物理吸附法对天然气的含水量、温度等条件较为敏感，难以适应复杂的工业生产环境。
在大规模天然气处理中，物理吸附法的应用受到一定的限制。
膜分离法也存在一些问题。
膜分离法的选择性和透过率受到多种因素的影响，需要对膜材料和操作条件进行精细控制。
膜分离法的初投资较大，需要长周期才能回收成本。
在实际应用中需要综合考虑其技术和经济性能。
四、生物法生物法是一种新兴的天然气脱硫脱碳技术。
该方法是利用特定微生物对天然气中的硫化氢、二氧化碳进行生物降解，从而实现天然气的脱硫脱碳。
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]。
关于天然气脱硫脱碳工艺的选择分析
关于天然气脱硫脱碳工艺的选择分析摘要：目前，随着国内经济的快速增长，国内资源的消耗不断攀升，天然气在我国能源结构体系中所占比例逐年增加。
从气场采出天然气中含有硫化氢、硫化物和二氧化碳酸性气体等酸性气体，气体中的硫化氢在生产运输中腐蚀管道及设备，使催化剂中毒，对集气站以及天然气外输产生巨大影响；在一定的条件下，天然气在运输过程中二氧化碳与水结合生成二氧化碳水合物造成堵塞管道，引起生产事故。
所以对天然气中硫化氢和二氧化碳等酸性气体的脱除是必要的。
关键词：天然气脱硫；天然气脱碳；工艺；选择1脱硫脱碳方法概述近年来，随着生产力的不断提高，脱硫脱碳的方法得到了一定程度上的改进和创新，取得了良好的成效。
根据脱硫脱碳过程中的物态特征，可将脱硫脱碳工艺分为干法和湿法。
湿法通过吸收剂和溶液完成脱硫脱碳，干法脱硫脱碳则通过将固体作为吸收剂的方式完成脱硫脱碳。
根据脱硫脱碳方法的实现原理，脱硫脱碳的过程又应用了化学溶剂吸收法、物理溶剂吸收法、膜分离法和吸附法等脱硫脱碳方法。
2天然气脱硫脱碳工艺2.1天然气脱碳技术2.1.1活化MDEA技术这项技术是因为醇胺的分子结构，这种分子结构当中至少拥有一个羟基和一个胺基，因此通过羟基对化合物在降低蒸气压和提高水溶性方面的作用，同时胺基能够使水溶液显碱性，因此能够与天然气当中含有的二氧化碳和硫化氢等呈酸性的气体发生反应，从而将其脱除。
而在应用醇胺法脱除天然气中的碳元素时最为常用的就是活化MDEA工艺。
2.1.2膜+醇胺法处理工艺这项工艺属于一项集成工艺，主要包括膜分离单元和醇胺法单元两个部分。
膜分离单元主要是通过各种气体在高分子聚合物的溶解和扩散的速度差异，通过膜两侧的分压差作用来促进气体渗透通过纤维壁，由于不同气体导致速率有所差异，从而实现分离，然后再通过醇胺法再将气体进行更加细致的分离，达到分离气体的目的。
在这种方法当中，常见的推动力主要包括膜两侧相应组分的分压差、膜的面积及膜的选择分离性，这也是膜分离的三要素。
醇胺法脱硫脱碳技术研究进展_韩淑怡
醇胺法脱硫脱碳技术研究进展韩淑怡１王科１黄勇１祁亚玲１胡玲１焦圣华２１．中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川成都６１００４１；２．中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司，北京１０００８５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主要包含物理溶剂法、化学溶剂法、化学物理溶剂法、膜分离法等。
其中胺法脱硫尤其是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、深度预处理中广泛使用的方法。
论述了基于醇胺溶液的化学法及化学物理溶剂法在脱硫脱碳领域的发展状况，重点介绍了复合醇胺法中基于醇胺尤其是MDEA 的配方溶液的大致组成、使用范围及优缺点。
基于醇胺尤其是MDEA 的配方溶液可针对不同的工况并与适当的工艺流程相匹配，最大限度地提高硫脱除率，不但用于脱除原料天然气中的含硫组分，而且广泛应用于硫黄回收单元之前的酸气提浓及后续的尾气处理。
因此，基于醇胺尤其是MDEA 的配方溶剂技术仍然是目前脱硫脱碳方法的主导技术。
关键词：天然气；净化；脱硫脱碳；醇胺法脱硫；MDEADOI ：10.3969/j.issn.1006-5539.2014.03.006收稿日期：2013-12-02基金项目：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司课题“煤制天然气技术与煤基天然气液化技术研究”（KY2013-96）。
作者简介：韩淑怡（1984-），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。
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［1-15］。
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CO 2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。
基于MDEA脱碳脱硫的工艺参数分析
基于MDEA脱碳脱硫的工艺参数分析作者：杜文文涂金华来源：《石油研究》2019年第01期摘要：MDEA 脱碳脱硫广泛用于酸性气田天然气净化，本文着重分析 MDEA 脱碳脱硫工艺中重点参数的确定，通过 HYSYS 及 PROMAX 模拟并进行分析，总结 MDEA 工艺参数变化规律。
关键词：MDEA；脱碳脱硫工艺参数1、MDEA 脱碳脱硫概况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脱硫脱碳装置处理量占总处理量72%，其中绝大多数是醇胺法。
醇胺法分为：伯醇胺-MEA、DGA；仲醇胺-DEA、DIPA；叔醇胺-MDEA。
MDEA具有选择性脱硫、与酸气反应热较小、再生能耗小、不易降解不易挥发的优点，因此MDEA逐渐成为脱硫脱碳的主流。
2.2 贫液温度设定从再生塔出来的贫液，经过贫富液换热器再经过空冷器，降温达到一个合理的温度，一般30～50℃。
通过改变贫液的进料温度：38℃-48℃，来对比H2S和CO2含量。
从上图中可以看出，H2S随温度升高而升高，CO2随温度的升高而减小，超过47℃后又升高。
对于MDEA来说吸塔内温度吸收H2S和CO2主要有两个方面：①溶液黏度随温度变化，温度过低会使溶液黏度增加，易出现拦液，从而影响传质速率；②MDEA与H2S反应是瞬时反应，温度主要是影响H2S 在溶液的平衡溶解度而不是反应速率；但是，CO2不同，它与MDEA 反应较慢，故温度升高是加快其反应速率。
不过在47℃以后CO2含量又增高，说明温度过高，降低平衡溶解度的作用已大过了加快反应速率的影响。
除此之外，还可以得出如果选择性吸收H2S时，宜用较低的温度，当然前面有提到，为了防止烃类冷凝，温度不宜过低（高于进料气烃露点5℃）。
2.3 MDEA 循环量设定MDEA溶液的循环量是一个非常重要的因素，影响净化结果和操作及运营成本的首要因素，也是最容易调节的一个参数。
一般来说原料气的气量都维持不变，胺液循环量变化，则气液比相应的变化。
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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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。
醇胺法脱硫脱碳工艺的回顾与展望
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N O ! PQ!K N PQ!$%% （氨基甲酸酯）
反应 （ 0） 和反应 （ K） 的总反应方 以上 * 类反应中， 程虽然相同， 但反应机理完全不同。 从上述 $%" 与醇胺的反应机理可以看出， 对 &() （伯醇胺） 、 （仲醇胺） 而言， 主要通过反应 （*） （快速 ’() 反应） 吸收 $%" ， 故这 " 种醇胺对于原料气中的 !" # 和 分子 $%" 几乎没有什么选择性。但 &’() 是叔醇胺， 中不存 在 活 泼 ! 原 子， 它主要通过反应 （ J） 来吸收 而反应 （J） 的控制步骤是在反应 （0） 中 $%" 与 !" % $%" ， 的慢 反 应。因 此， 当 以 &’() 水 溶 液 净 化 同 时 含 有 !" # 和 $%" 的原料气时， &’() 与 !" # 的反应是受气膜 控制的瞬时反应； 而与 $%" 的反应则为接近物理吸收 的慢反应， 可能在液本体中仍继续反应， 这种反应速率 上的巨大差别是 &’() 溶剂产生选择性吸收的动力学 基础。若再控制吸收反应的气液比和气液接触方式， 还可以更进一步从动力学上改善对 !" # 的选吸效果。
K
配方型溶剂的技术特点
工业上需要进行脱硫脱碳的原料气类型十分复
杂， 常规的 &’() 水溶液不可能解决所有的矛盾。鉴 此， 0GL0 年美国联碳公司首先提出了配方型溶剂的概 念。其实质是以 &’() 水溶液为基础， 再在其中按不
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。
推荐-天然气脱硫脱碳方法——醇胺法
天然气脱硫脱碳方法——醇胺法
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。
浅谈醇胺法天然气脱硫装置几种溶液补充方式的比较
技术平台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（四川大学化学工程学院，四川 成都 610065）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CO2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。
推荐-醇胺法脱硫脱碳工艺技术及应用
推荐-醇胺法脱硫脱碳工艺技术及应用醇胺法脱硫脱碳工艺技术及应用醇胺法和砜胺法的典型工艺流程和设备是相同的。
(一)工艺流程醇胺法脱硫脱碳的典型工艺流程见图2-2。
由图可知，该流程由吸收、闪蒸、换热和再生(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规定指标或要求；闪蒸部分是将富液(即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通过闪蒸除去；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成为贫液循环使用。
图2-2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后进入闪蒸罐，以脱除被醇胺溶液吸收的烃类。
然后，富液再经过滤器进贫富液换热器，利用热贫液将其加热后进入在低压下操作的再生塔上部，使一部分酸性组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，只含少量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酸性组分和水蒸气离开再生塔顶，经冷凝器冷却与冷凝后，冷凝水作为回流返回再生塔顶部。
由回流罐分出的酸气根据其组成和流量，或去硫磺回收装置，或压缩后回注地层以提高原油采收率，或经处理后去火炬等。
在图2-2所示的典型流程基础上，还可根据需要衍生出一些其他流程，例如分流流程(见图2-3)。
在图2-3中，由再生塔中部引出一部分半贫液(已在塔内汽提出绝大部分酸性组分但尚未在重沸器内进一步汽提的溶液)送至吸收塔的中部，而经过重沸器汽提后的贫液仍送至吸收塔的顶部。
天然气脱硫醇胺法工艺流程
天然气脱硫醇胺法工艺流程下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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天然气脱硫脱碳方法的分类
天然气脱硫脱碳方法的分类有的天然气中还含有硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)、硫化羰(COS)、硫醇(RSH)和二硫化物(RSSR’)等酸性组分。
通常，将酸性组分含量超过商品气质量指标或管输要求的天然气称为酸性天然气或含硫天然气(sour gas)。
天然气中含有酸性组分时，不仅在开采、处理和储运过程中会造成设备和管线腐蚀，而且用作燃料时会污染环境，危害用户健康；用作化工原料时会引起催化剂中毒，影响产品收率和质量。
此外，天然气中CO2含量过高还会降低其热值。
因此，当天然气中酸性组分含量超过商品气质量指标或管输要求时，必须采用合适的方法将其脱除至允许值以内。
脱除的这些酸性组分混合物称为酸气(acid gas)，其主要成分是H2S、CO2，并含有水蒸气和少量烃类。
从酸性天然气中脱除酸眭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C02则称之为脱碳。
原料气经湿法脱硫脱碳后，还需脱水(有时还需脱油)和脱除其他有害杂质(例如脱汞)。
脱硫脱碳、脱水(脱油)后符合一定质量指标或要求的天然气称为净化气，脱水前的天然气称为湿净化气。
脱除的酸气一般还应回收其中的硫元素(硫磺回收)。
当回收硫磺后的尾气不符合向大气排放标准时，还应对尾气进行处理。
当采用深冷分离方法从天然气中回收天然气凝液(NGL)或生产液化天然气(LNG)时，由于对气体中CO2含量要求很低，这时就应采用深度脱碳的方法。
国家安全生产监督管理总局在安监总管一字[2008]7号文件《关于印发陆上石油天然气建设项目安全设施设计专篇编写指导书的通知》中，明确规定了天然气处理厂建设项目初步设计《安全设施设计专篇》的编写内容。
其中，包括危险有害因素分析、初步设计中采取的主要防护技术措施、安全设施设计后的风险状况分析等。
天然气处理过程的危险有害因素主要为火灾、爆炸、毒性和噪声等。
限于篇幅，有关火灾、爆炸和噪声等的危险危害性与防护内容本书在第三章中一并叙述，其他各章不再重复。
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天然气脱硫脱碳方法——醇胺法
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。