天然气脱硫脱碳方法——醇胺法参考文本
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。
醇胺法脱硫脱碳工艺技术及应用.doc
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。
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。
MEA 脱硫脱碳
贫液浓度 W%
CO2
H2S
MEA, DEA
15 ~ 20 25 ~ 35
0.5 0.45
0.35 0.3
Hale Waihona Puke TEA, MDEADGA DEA / MDEA MEA / MDEA
35 ~ 50
45 ~ 65 35 ~ 50 35 ~ 50
0.3
0.5 0.45 0.45
0.2
0.35 0.3 0.3
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• 方法1： Kent & Eisenberg 混合物为； MEA/MDEA; DEA/MDEA • 方法2： Li – Mather Electrolyte 可处理任何二元混合物
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技术原理： 气源首先进入分离罐中进行分离，分离出冷却凝结出的水。而汽相产品进入脱水吸收 塔下部，与塔上部进入的MEA贫液在塔内逆流接触，提取气源中的绝大多数甲烷和部分轻 烃组分，从吸收塔的顶部排出。MEA富液从吸收塔下部排出，经阀门调压（降压）后进入 闪蒸罐，在约0.6MPa压力下闪蒸出烃类及少量的CO2、H2S和H2O气体等，闪蒸后的 MEA 富液经MEA贫富液换热器与热的MEA 贫液换热后，进入MEA富液精馏柱。在MEA再 生系统中，MEA 溶液被提浓，同时脱除了绝大多数的CO2、H2S气体及部分水蒸气。 再生后的MEA贫液经MEA 贫富液换热器降温后进入空冷器中进行降温，在进入空冷器降温 前补给水，再经循环泵进一步加压后进入脱水吸收塔上部，完成MEA的吸收、再生以及徒 脱硫脱碳的循环过程。
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流程图
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本案例结束
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2。叔胺（Teritary amine) TEA
（C2H4OH）3 －N
4
Gas Sweetening Training
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。
醇胺法脱碳工艺分析
的场合 ，处理后气体 中酸气含量 比 Ｍ Ｅ Ａ处理的浓 度稍高。Ｄ Ｅ Ａ遇 Ｃ Ｏ Ｓ 和ｃ ｓ 不降解 ，因此 Ｄ Ｅ Ａ常 用 于炼 化 厂和合 成气 （ 含 Ｃ Ｏ Ｓ和 ｃ ｓ ２ ） 的脱 碳 。 Ｄ Ｅ Ａ常用浓 度 为 ２ ５ ｗ ｔ ％～ ３ ５ ｗ ｔ ％。另 外 ，对 于煤 层 气 一般 Ｃ Ｏ 的 含 量 大 约 ７ ％～ ８ ％ ，适 合 Ｄ Ｅ Ａ。
０ ◆ 设计ｓ计算
散 。 由于 醇 胺 对 Ｃ Ｏ 的吸收过 程既有 物理 吸收 ，
Ｄ Ｅ Ａ适合 于 系统 压 力大 于 ３ ４ ４ ７ ｋ Ｐ ａ（ ５ ０ ０ ｐ ｓ ｉ ）
又包 括化 学 吸 收 ，因此需 要 引入化 学增 强 因子来 计 算 吸 收过 程 。 Ｍ ｏ ｈ ａ ｍｍ ａ ｄ Ｒ ． Ｍ． Ａ ｂ ｕ Ｚ ａ ｈ ｒ ａ总结 了化 学增 强 系数 的计 算方 法 『 ４ ＿ ，而 准确 的热 力 学数 据 则 需 要 通 过实 验装 置或 工业 设备 得 到 。
１ ２ １ 以上 ，因再生温度较高 ，使再生系统腐蚀严 重 ，这 限制 了 ＭＥ Ａ 的应用㈣；吸收 （ ２ ５ ～ ６ ５ ｏ Ｃ ） 和
再生 （ １ ０ ０ ～ １ ５ ０ ｏ ｃ ） 过 程 温差 大 ，能 耗 较 高 ；ＭＥ Ａ 蒸 汽压在 醇胺 类 中最 高 ，在 吸收塔 和再 生塔 中蒸 发 损失 量大 ，需 要采 用 水洗 的办 法 降低 损 失 。 ＭＥ Ａ适 合 于酸 气 浓 度 和 压 力 低 的 工 况 ，在 中 低 压情况下净化气 中 Ｃ Ｏ 可低达 １ ０ ０ ｐ ｐ ｍｖ ，适 宜
况 下对 两者 无选 择性 。
时对 Ｈ ｓ 有 良好 的选择性旧。但是净化气中的 Ｃ Ｏ ： 含量超过允许值时，则需要进一步处理。 ＭＤ Ｅ Ａ有 以下优 点 ：ＭＤ Ｅ Ａ能 耗低 。这是 因 为
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。
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。
813醇胺脱硫工艺
醇ch ún 胺àn 脱t u ō硫l i ú工g ōng 艺y ìAlcohol amine desulfurization process释文天然气脱酸性气工艺。
原理：醇胺法脱硫是一种典型的吸收反应工艺流程[1], 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，胺基使水溶液呈碱性，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，低温下，胺溶液吸 H 2S 和 CO 2酸气，成胺盐并释放热能；在较高温下，液内的胺盐分解，出酸气，溶液得到再生。
常用吸收剂：各种醇胺溶液是化学吸收法中使用最广泛的吸收剂，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，温吐出酸气。
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，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，由塔顶自上而下流动的醇胺溶液逆流接触，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，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，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，醇胺溶液吸收的烃类被脱除。
然后，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，一部分酸性成分在再生塔顶部塔板上从富液中闪蒸出来。
天然气脱硫脱碳
③需要大量脱除原料气中的CO2 且同时有少量H2S也需脱除时，可先选膜分离
法，再选用醇胺法以达到处理要求。 以上只是选择天然气脱硫脱碳方法的一般原则，在实践中还应根据具体情况 对几种方案进行技术经济比较后确定某种方案。
第二节 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
液法(包括活化MDEA法)。
④原料气压力低，净化气的H2S质量指标严格且需同时脱除C02时，可选用MEA 法、DEA法、DGA法或混合醇胺法。如果净化气的H2S和C02质量指标都很严格，则可 采用MEA法、DEA法或DGA法o ⑤在高寒或沙漠缺水地区，可选用DGA法。 (2)需要脱除有机硫化物
当需要脱除原料气中的有机硫化物时一般应采用砜胺法，即：
R 2R N
2R 2R N CO 2 H 2O (R 2R NH )2 CO 3
反应特点
① H2S与乙醇胺的反应时瞬时反应；CO2和MEA、DEA的反应速度较快，而 与MDE时对H2S 具有很强的选择性。
②反应均为放热反应，低温有利于吸收，高温有利于解吸。一般单乙醇胺
低达5.7mg/m3。在中低压情况下C02浓度可低达100×10-6(体积分数)。MEA也可脱
除COS、CS2，但是需要采用复活釜，否则反应是不可逆的。即就是有复活釜， 反应也不能完全可逆，故会导致溶液损失和在溶液中出现降解产物的积累。 MEA的酸气负荷上限通常为0.3～0.5mol酸气/molMEA，溶液质量浓度一般限 定在10％～20％。如果采用缓蚀剂，则可使溶液浓度和酸气负荷显著提高。由于 MEA蒸汽压在醇胺类中最高，故在吸收塔、再生塔中蒸发损失量大，但可采用水 洗的方法降低损失。
2.物理溶剂法 采用有机化合物为吸收溶剂(物理溶剂)，对天然气中的酸性组分进行物理 吸收而将它们从气体中脱除。主要包括多缩乙二醇法和砜胺法等。物理吸收法 的溶剂通常靠多级闪蒸进行再生，不需蒸汽和其它热源，还可同时使气体脱水。 海上采出的天然气需要大量脱除二氧化碳时常常选用这类方法。
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
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。
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。
40第二章 天然气脱硫脱碳PPT课件
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。
2.选择原则
根据工业实践，在选择各种醇胺法和砜胺法时有下述几点原则： (1)一船情况 对于处理量比较大的脱硫脱碳装置首先应考虑采用酵胺法的可能性，即 ①原料气中碳硫比高(C02/H2S摩尔比＞6)时，为获得适用于常规克劳斯硫磺回收 装置的酸气(酸气中H2S浓度低于15%时无法进入该装置)而需要选择性脱H2S，以及其他 可以选择性脱H2S的场合，应选用选择性MDEA法。 ②原料气中碳硫比高，且在脱除H2S的同时还需脱除相当量的C02时，可选用MDEA 和其他醇胺(例如DEA)组成的混合醇胺法或合适的配方溶液法。 ③原料气中H2S含量低、CO2含量高且需深度脱除CO2时．可选用合适的MDEA配方溶 液法(包括活化MDEA法)。
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。
之二天然气脱酸醇胺法演示文稿
（7）与羰基硫(COS)和二硫化碳(CS2)发生不可逆化学反应，需 要配置复活釜。
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2、二乙醇胺(DEA)
二乙醇胺(DEA)的特点：
（1）蒸气压低，挥发性弱，溶剂的蒸发损失小； （2）碱性弱，与酸气化学键的结合力弱，所需再生热小； （3）腐蚀性较弱，溶液浓度较高（DEA水溶液的质量分数比一乙醇胺
影响解吸的因素主要是：
（1）温度：温度越高越有利于解吸； （2）压力：压力越低越有利于解吸。
生产上常用的解吸方法：用不含或少含溶质的惰性气或水蒸 汽与富含溶质的溶液接触，或加热或减压或既加热又减压使溶 液汽化，从而分出被吸收的溶质。
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3、吸收-解吸系统
吸收-解吸
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影响溶解度大小的因素有：
（1）压力：系统压力对溶解度的影响很小，常可忽略；
（2）温度：温度对溶解度的影响较大，随温度上升，溶解度下降； （3）物系组成：一定温度下，溶解度仅和物系组成有关。
另外吸收还具有选择吸收性和吸收热效应： 吸收总具有一定的选择性，要选择对酸气溶解度大的溶剂与酸性天然气
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。
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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。
特点：脱酸设备只能批量生产，不能连续生产。
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天然气脱硫脱碳方法——醇胺法参考文本
In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each
Link To Achieve Risk Control And Planning
某某管理中心
XX年XX月
天然气脱硫脱碳方法——醇胺法参考文
本
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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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