高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究_裴爱霞

ＯＩＬ　ＡＮＤ　ＧＡＳ　ＴＲＥＡＴＭＥＮＴ　ＡＮＤ　ＰＲＯＣＥＳＳＩＮＧ 油气处理与加工 高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术 在普光气田的应用研究 ＊ 裴爱霞　张立胜　于艳秋　刘正军 （中原油田普光分公司天然气净化厂） 　　摘　要　普光气田是我国迄今为止开发的规模最大、丰度最高的特大型海相碳酸盐岩整装气 田，天然气中 Ｈ２Ｓ含量高达１３％～１８％（φ），ＣＯ２ 为８％～１０％（φ），有机硫化合物高达３４０．６ｍｇ／ ｍ３，常规脱硫脱碳工艺无法适用。该文通过对高含硫工艺技术进行研究分析，制定了普光气田天 然气净化工艺路线，选用甲基二乙醇胺（ＭＤＥＡ）作为吸收溶剂，通过催化反应脱除天然气中有机 硫，设置级间冷却器控制ＣＯ２ 的吸收，吸收溶剂通过串级吸收、联合再生，降低了装置能耗和运行 成本。该工艺在普光气田应用后，外输产品气中 Ｈ２Ｓ含量在６ｍｇ／ｍ３ 以下，ＣＯ２ 含量低于３％ （φ），总硫含量低于２００ｍｇ／ｍ ３。 关键词　普光气田　天然气净化　脱硫脱碳　有机硫 ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００７－３４２６．２０１２．０１．００３ 　　随着社会的不断进步和工业的持续发展，能源 需求与日俱增，如何解决能源问题成为全世界关注 的焦点。根据我国可持续发展战略和环境保护国策 的要求，高含硫天然气清洁开采和净化成为我国能 源开发的主导方向之一。 普光气田主体位于四川省达州市普光镇附近， 勘探面积１　１１６ｋｍ２，天然气资源量８　９１６ ×１０８ ｍ３，截至目前已累计探明天然气地质储量３　８１３× １０８　ｍ３。为加快普光气田开发建设和川气东送工程 的实施，中国石化股份有限公司在普光镇建成国内 首座高含硫天然气净化厂，原料气处理规模达１２０ ×１０８　ｍ３／ａ，年产硫磺能力２４０×１０４　ｔ，居国内首位。 由于高含硫天然气净化在国内尚属首次，可供借鉴 的工艺技术及运行经验有限，因此，亟需针对普光气 田天然气的气质特点及处理规模开展天然气脱硫脱 碳工艺技术的研究与应用。 １脱硫脱碳工艺技术 １．１化学溶剂法 １．１．１常规胺法 常规胺法指较早在工业上获得应用的、基本上 可同时大量脱除 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 的胺法。目前所使用 的烷醇胺包括：一乙醇胺（ＭＥＡ）、二乙醇胺（ＤＥＡ） 及二甘醇胺（ＤＤＧＡ）等。常规胺法的基本工艺 流程 快递问题件怎么处理流程河南自建厂房流程下载关于规范招聘需求审批流程制作流程表下载邮件下载流程设计 主要由三部分组成：以吸收塔为中心，辅以原料气及 净化气分离过滤的压力设备；以再生塔和重沸器为 中心，辅以酸气冷凝器、分离器和回流系统的低压部 分；溶液换热冷却、过滤及闪蒸系统等介于高压和低 压之间的中压部分。基本流程如图１所示。 ７１ 　 　　 　　　　　　　　　　　　　　　石 油 与 天 然 气 化 工 　第４１卷　第１期　　　　　　　　　ＣＨＥＭＩＣＡＬ　ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ　ＯＦ　ＯＩＬ　＆ＧＡＳ ＊ 基金项目：国家科技重大专项（２００８ＺＸ０５０４８－００５）。 １．１．２选择性胺法 选择性胺法指在气体中同时存在 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 的条件下，几乎完全脱除 Ｈ２Ｓ而仅吸收部分ＣＯ２ 的工艺，可以实现气体的选择性吸收［１－２］。当天然 气中碳硫比（摩尔比）较高时（ＣＯ２／Ｈ２Ｓ＞５．７），使 用常规胺法所得酸性气中Ｈ２Ｓ浓度低于１５％，无法 进入常规克劳斯装置处理，采用选择性胺法可在减 少ＣＯ２ 吸收的同时提高 Ｈ２Ｓ浓度。具有选择性吸 收能力的烷醇胺包括甲基二乙醇胺（ＭＤＥＡ）、二异 丙醇胺（ＤＩＰＡ）以及空间位阻胺。 ＭＤＥＡ是在２０世纪８０年代作为选择性脱硫 溶剂进入工业应用，在８０年代后期掀起应用热潮。 在高压和常压条件下，ＭＤＥＡ工艺均有较好的选吸 效果。国内普光天然气净化厂、渠县净化厂、磨溪净 化厂均选用 ＭＤＥＡ脱硫脱碳工艺［３－５］，装置运行平 稳，选吸和节能效果良好。截至目前，以 ＭＤＥＡ为 主剂开发出多种溶液体系［６－７］，其应用范围几乎覆 盖了整个气体脱硫脱碳领域（如表１所示）。 选择性胺法工艺流程与常规胺法基本相同，但 吸收塔通常设置多个贫液入口，以便根据工况调节 吸收塔盘数量，获得最佳的选吸效果。选择性胺法 溶液 Ｈ２Ｓ负荷高于常规胺法工艺，此特点在处理高 碳硫比天然气时最为显著。溶液 Ｈ２Ｓ负荷高，可大 大降低胺液循环量及单位体积溶液再生所需蒸汽 量。在选择性胺法工艺吸收过程中，由于吸收塔塔 板数量少、气液比高、ＣＯ２ 负荷距离平衡远、Ｈ２Ｓ负 荷距离平衡近等因素，Ｈ２Ｓ净化度变化较为灵敏。 在低气液比工况下，Ｈ２Ｓ净化度随塔板数增加而提 高；在高气液比工况下，Ｈ２Ｓ净化度随塔板数增加 而降低。在ＭＤＥＡ常压选吸工况下，净化气中Ｈ２Ｓ 含量随富液中 Ｈ２Ｓ负荷的变化而异常波动；在压力 选吸工况下，两者呈现同步关系。 １．２物理溶剂法 物理溶剂法是利用 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 等酸性杂质与 烃类在物理溶剂中的溶解度不同，通过物理吸附进 行脱硫脱碳。常用物理溶剂包括多乙二醇二甲醚 （Ｓｅｌｅｘｏｌ）、碳酸丙烯酯（Ｆｌｕｏｒ　Ｓｏｌｖｅｎｔ）、甲醇、Ｎ－ 甲基吡咯烷酮（Ｐｕｒｉｓｏｌ）及多乙二醇甲基异丙基醚 等。物理溶剂传质速率慢，达到较高的 Ｈ２Ｓ净化度 较为困难，且对烃类的溶解度大，但物理溶剂再生能 耗低，具有优良的选择性脱硫和脱有机硫能力，溶剂 性质稳定，基本上不存在变质问题。常见Ｓｅｌｅｘｏｌ 法脱硫脱碳工艺如图２所示。 １．３化学－物理溶剂法 化学－物理溶剂法指以化学溶剂、物理溶剂组 成的溶液进行脱硫脱碳的工艺。相比于化学溶剂／ 物理溶剂脱硫脱碳工艺，化学－物理溶剂法具有高 酸气负荷、低能耗、优良脱有机硫能力等优势，具有 良好的发展前景。常用工艺包括醇胺－甘醇法、砜 胺法、醇胺－甲醇法等。应用最广泛的是砜胺法，国 ８１ 高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究　　　　　　　　２０１２　 内外已建装置超过２００套。按照溶剂组成，砜胺法 分为一乙醇胺－环丁砜法、二异丙醇胺－环丁砜法 和甲基二乙醇胺－环丁砜法。常见砜胺法脱硫脱碳 工艺流程如图３所示。 １．４直接转化法 直接转化法指使用含有氧载体的溶液将天然气 中的 Ｈ２Ｓ氧化为元素硫，被还原的氧化剂经空气再 生、循环使用的脱硫脱碳方法，常见的包括钒法、铁 法等。钒法的氧载体为五价钒，氧化 Ｈ２Ｓ的同时还 原为四价钒。铁法的氧载体为三价铁，将 Ｈ２Ｓ氧化 的同时自身还原为二价铁。常见钒法典型工艺流程 如图４所示。直接转化法流程简单、投资较低，但基 本不脱除ＣＯ２，溶液循环量大，电耗高，生产过程中 无气相污染，但运行过程中存在Ｎａ２Ｓ２Ｏ３ 等生成及 络合剂降解问题，需连续或间歇排出废液。由于溶 液中含有固相硫磺导致的非均相性，直接转化法运 行中存在堵塞、腐蚀－磨蚀等操作问题。 １．５其 他 针对特殊气体组分和工况，分子筛法、膜分离 法、生物脱硫法、低温分离法等不同脱硫脱碳技术均 得到了一定程度发展，受处理能力、净化度、投资成 本等限制，应用领域较为狭窄。分子筛法可脱除 Ｈ２Ｓ及硫醇等有机硫化合物，净化度高，但气体中 含有ＣＯ２ 时，在脱除 Ｈ２Ｓ的同时易反应生成ＣＯＳ， 再生气难以处理。膜分离法采用选择性渗透膜，不 存在吸收再生问题，装置简单，无动设备，能耗低，但 净化能力有限，无法将酸气浓度较高的原料气脱除 至合格范围。生物脱硫法是一种新兴的脱硫工艺， 利用细菌将 Ｈ２Ｓ转化为硫或促进脱硫液再生，目 前，已实现工业化的包括 Ｂｉｏ－ＳＲ 工艺、Ｓｈｅｌｌ－ Ｐａｑｕｅｓ／Ｔｈｉｏｐａｑ工艺等。 ２普光气田脱硫脱碳工艺选择 ２．１原料气性质 普光气田是我国迄今为止开发的规模最大、丰 度最高的特大型海相碳酸盐岩整装气田，天然气中 Ｈ２Ｓ含量高达１３％～１８％（φ），ＣＯ２ 为８％～１０％ （φ），有机硫化合物高达３４０．６ｍｇ／ｍ ３，具体组成如 表２所示。 表２　普光气田天然气组分表 组分 含量，φ，％ 组分 含量，φ，％ Ｈｅ　 ０．０１ ＣＨ４ ７６．５２ Ｈ２ ０．０２ Ｃ２Ｈ６ ０．１２ Ｎ２ ０．５５２ Ｃ３Ｈ８ ０．００８ ＣＯ２ ８．６３① 有机硫 ３４０．６ｍｇ／ｍ３③ Ｈ２Ｓ　 １４．１４①② Ｔｏｔａｌ　 １００ 临界温度，Ｋ　２２７．６５ 临界压力，ＭＰａ（Ａ） ５．４９６ 温度，℃ ３０～４０ 压力，ＭＰａ（Ｇ） ８．０～８．３ 　注：① 原料气中 Ｈ２Ｓ含量１３％～１８％（φ）；ＣＯ２ 含量 ８％～１０％（φ）。② 普光气田主体区块天然气中 Ｈ２Ｓ含 量为１５．１６％，普光周边 Ｈ２Ｓ含量较低，混合原料气 Ｈ２Ｓ 含量约为１４．１４％。③ ＣＯＳ：３１６．２ｍｇ／ｍ３、甲硫醇：２２． ８ｍｇ／ｍ３、乙硫醇：１．６ｍｇ／ｍ３。 ２．２工艺路线（一） 脱硫单元采用３０％（ｗ）的ＤＥＡ溶液作为脱硫 溶剂［８］，尾气处理单元采用５０％ＭＤＥＡ溶液作为脱 硫溶剂，分别建立一套溶剂再生装置。 原料天然气从下部进入吸收塔中自下而上与自 上而下的胺液逆流接触，气体中的 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 被 ＤＥＡ溶液洗涤，使 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 的含量达到期望的 含量水平。脱除了酸性气后的气体去往脱水装置。 吸收了 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 的富胺液自吸收塔的底部进入 闪蒸罐，胺液中溶解的烃类闪蒸出来后排入火炬。 从闪蒸罐底部出来的富胺液经过滤器过滤，随后经 贫富液换热器与来自再生塔底部的贫胺液换热升温 后进入再生塔的顶部。 在再生塔中，被ＤＥＡ胺液吸收的 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 汽提出来，汽提蒸汽由再生塔底重沸器产生。自再 生塔顶部出来的酸性气经再生塔顶冷凝器冷凝，冷 ９１ 　 　　 　　　　　　　　　　　　　　　石 油 与 天 然 气 化 工 　第４１卷　第１期　　　　　　　　　ＣＨＥＭＩＣＡＬ　ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ　ＯＦ　ＯＩＬ　＆ＧＡＳ 凝下来的液体与不凝气在再生塔顶回流罐中分离， 液相由回流泵抽出打回再生塔顶部，不凝酸性气则 送往硫磺回收装置。 从再生塔底部出来的贫胺液用泵抽出，在贫富 液换热器中与来自富液闪蒸罐的富胺液换热降温， 并经贫液冷却器进一步冷却后泵送回吸收塔。同 时，抽出一部分贫胺液进行过滤，除去氧化铁、硫化 铁、管道锈皮和污垢等固体杂质和降解产物。 尾气处理单元采用５０％ＭＤＥＡ溶液，吸收和再 生工艺路线与脱硫单元相似。 工艺路线（一）的主要特点包括：① 采用两种溶 剂，需建设两套再生装置；② 无高压胺液余压势能 回收措施；③ ＤＥＡ 溶剂的酸气负荷较小，约０．４５ ｍｏｌ／ｍｏｌ，溶剂循环量偏大，约为７６０ｍ３／ｈ。 ２．３工艺路线（二） 采用５０％（ｗ）ＭＤＥＡ 水溶液作为脱硫溶剂。 吸收塔分为两段：吸收段和水洗段。吸收段设置塔 盘，贫液从各个塔盘的顶部进入，原料天然气与贫胺 液在塔盘上面接触反应。水洗段位于吸收塔上部， 上部设置除雾装置，在洗涤水回路中补充一定量的 凝结水，并从中抽出一小股物料，使洗涤水中的 ＭＤＥＡ浓度维持在相对低的状态，以减小 ＭＤＥＡ 溶剂的损失。胺液吸收系统采用溶剂串级工艺，与 尾气处理装置的吸收塔共用一套再生系统，从而降 低脱硫溶液的总循环量，缩小再生系统的规模。重 沸器和相关设备尺寸减小，再生所需的蒸汽消耗量 随之降低。 自胺吸收塔流出的 ＭＤＥＡ富液先经过一个高 压胺液力透平，以回收能量。之后富液被送到闪蒸 罐，以除去胺液中溶解的烃类，闪蒸罐的顶部设置有 一个闪蒸段。自闪蒸罐底出来的 ＭＤＥＡ富液，在 ＭＤＥＡ贫／富液换热器进行预热后进入胺再生塔汽 提段顶部。 胺液再生塔的顶部设置一个由４个塔盘构成的 精馏（回流）段，用于洗涤汽提出来的酸性气体， ＭＤＥＡ贫液由热贫液泵自再生塔底部抽出增压，并 在 ＭＤＥＡ贫液／富液换热器中与富液进行换热，然 后 ＭＤＥＡ 贫 液 在 ＭＤＥＡ 贫 液 空 气 冷 却 器 和 ＭＤＥＡ贫液冷却器中进一步冷却后至溶剂贮罐。 抽出一部分贫胺液进行过滤，除去氧化铁、硫化铁、 管道锈皮和污垢等固体杂质和降解产物。 工艺路线（二）的主要特点包括：① 高压溶剂采 用液力透平发电以回收能量；② 溶剂再生采用串级 再生工艺；③ 选用溶剂的酸气负荷较小，约０．４ ｍｏｌ／ｍｏｌ，溶剂循环量较大，约为６７０ｍ３／ｈ。 ２．４工艺路线（三） 采用５０％（ｗ）ＭＤＥＡ水溶液作为脱硫溶剂，设 置两级吸收塔进行串级吸收、级间冷却的脱硫工艺， 控制ＣＯ２ 吸收，采用固定床反应水解ＣＯＳ工艺，降 低天然气中有机硫含量［９－１０］。酸性天然气从厂外 管线进入气体过滤分离器，过滤后酸性天然气进入 吸收塔底部，通过与ＭＤＥＡ溶液逆向接触反应脱除 酸性组分。在塔的中部引出气体，进入气体加热器 升温，升温后的气体进入ＣＯＳ水解反应器，以脱除 天然气中的有机硫，从反应器出来的天然气经冷却 后进入吸收塔继续脱硫，脱硫后的气体自吸收塔顶 流出经处理后，气体分液罐分离出可能携带的胺液 后去往脱水装置。 胺液吸收塔引入中间冷却专利技术，增强了 ＣＯ２ 的吸收控制。胺液从吸收塔中间塔盘抽出，经 冷却器送回下部塔盘。中间冷却明显降低了吸收塔 的操作温度，抑制了ＣＯ２ 的有限动吸收，同时又增 强了 Ｈ２Ｓ的有限均衡吸收，从而大大降低了胺液再 生时产生的酸气流量。酸气流量低，胺液再生和硫 磺回收装置所需的设备尺寸缩小，降低了再生能耗 和投资成本。 使用来自尾气吸收塔的半贫液，在主气体吸收 塔内进一步吸收。来自尾气处理装置的半贫液与吸 收塔中的胺液混合，混合后的全部胺液流经中间冷 却器，返回吸收塔。使用半贫液溶剂可显著降低再 生塔胺液循环总量，再生系统的规模因循环量的下 降而相对较小，因此重沸器和相关设备会较小，再生 所需的蒸汽消耗量随之降低，同时，投资成本和运行 费用大大降低［１１］。 气体吸收塔的高压富胺液先流经能量回收透 平［１２］，降压后富液进入闪蒸罐，脱除溶解在胺液中 的轻烃组分。闪蒸出的含烃气体在闪蒸罐顶部的吸 收器内与贫胺液接触，净化后的闪蒸气含有不到 ０２ 高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究　　　　　　　　２０１２　 １００×１０－６（φ）的 Ｈ２Ｓ，送往尾气焚烧炉燃烧，回收 热量。 闪蒸后富胺液与来自再生塔的贫液换热后进入 再生塔，在塔内用重沸器产生的汽提蒸汽脱除胺液 中的 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２。再生塔顶酸气和汽提蒸汽在汽 提塔冷凝器内冷却，冷凝下来的液体在回流罐中分 离，通过回流泵泵入再生塔，未凝的酸气送入硫磺回 收装置。 再生塔底的热贫胺液经冷却后，一部分送往尾 气处理装置，一部分经水冷器进一步冷却后泵入吸 收塔顶循环使用。自贫液管线抽出总流量的３０％ 贫胺液进行过滤，除去氧化铁、硫化铁、管道锈皮和 污垢等固体杂质和降解产物。 工艺路线（三）的主要特点包括：① 采用专利的 气相水解反应脱除气体中的ＣＯＳ；② 采用专利的中 间冷却吸收塔技术，可实现高选择性脱除ＣＯ２，提 高产品气收率；③ 采用液力透平回收能量，以驱动 高压胺液泵；④ 溶剂再生采用串级再生工艺；⑤ 选 用溶剂的酸气负荷较大，约０．５５ｍｏｌ酸气／ｍｏｌＭ－ ＤＥＡ，溶剂循环量较小，约为５５０ｍ３／ｈ。 ２．５工艺路线比较 上述三种工艺路线优缺点比较如表３所示。通 过比较可以看出，针对普光气田天然气气质特点，工 艺路线（三）可有效脱除气体中有机硫，采用级间胺 液冷却、串级吸收、联合再生工艺，减少了设备投资， 降低了再生能耗和操作费用，是适用于普光气田天 然气脱硫脱碳的最佳 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 。 表３　工艺路线优缺点比较 对比项目 工艺路线（一） 工艺路线（二） 工艺路线（三） Ｈ２Ｓ脱除能力 达到二类气指标 达到二类气指标 达到二类气指标 ＣＯ２ 选择性吸收能 力 对ＣＯ２ 选择性脱除能力最 差，产品收率最低。 对ＣＯ２ 选择性脱除能力差，产品 收率低。 对ＣＯ２ 选择性脱除能力高，产品 收率高。 脱ＣＯＳ能力 脱除ＣＯＳ差，总硫超标。 脱除ＣＯＳ差，总硫超标。 采用专利的气相水解反应工艺， 可脱除气体中ＣＯＳ，总硫可降至 ２００ｍｇ／ｍ３。 节能措施 没有采用任何方式回收能 量。 采用液力透平回收能量发电。 采用液力透平产生动力驱动高 压胺液泵。 能耗 能耗最大 能耗居中 能耗最小 投资成本 尾气处理装置采用的溶剂 为 ＭＤＥＡ，与脱硫装置的 ＤＥＡ不同，无法采用串级技 术，需分别单独设置溶剂再 生系统，增加投资，增大蒸 汽消耗。 采用串级吸收、联合再生技术， 尾气处理装置富液作为半贫液 供脱硫装置使用，天然气脱硫溶 剂与尾气处理脱硫溶剂再生共 用再生塔，节省投资，降低蒸汽 消耗。 采用串级吸收、联合再生技术， 尾气处理装置富液作为半贫液 供脱硫装置使用，天然气脱硫溶 剂与尾气处理脱硫溶剂再生共 用再生塔，节省投资，降低蒸汽 消耗。 酸气负荷 选用溶剂的酸气负荷较小， 约０．４５ｍｏｌ酸气／ｍｏｌＤＥＡ， 溶剂循环量偏大，约为７６０ ｍ３／ｈ。 选用溶剂的酸气负荷较小，约 ０．４ｍｏｌ酸气／ｍｏｌＭＤＥＡ，溶剂循 环量偏大，约为６７０ｍ３／ｈ。 选用溶剂的酸气负荷较大，约 ０．５５ｍｏｌ酸气／ｍｏｌＭＤＥＡ，溶剂 循环量较小，约为５５０ｍ３／ｈ。 ３脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用 ３．１工艺流程 普光气田天然气净化厂共建设１２个系列的天 然气脱硫脱碳装置，每个系列的处理规模为３００× １０４　ｍ３／ｄ（２０℃，１．０１３×１０５　Ｐａ），操作弹性为５０％ ～１１０％，主要设备包括两级吸收塔、水解反应器、胺 液再生塔、重沸器、闪蒸罐、液力透平等。依据工艺 路线（三），选用两级吸收的醇胺脱硫脱碳工艺，采用 气相水解反应脱除气体中的有机硫，引进专利级间 冷却技术加强对ＣＯ２ 的控制吸收，脱硫脱碳装置与 尾气处理装置使用同一种溶剂进行串级吸收，共用 一套再生系统进行联合再生。脱硫脱碳主工艺流程 如图５所示。 １２ 　 　　 　　　　　　　　　　　　　　　石 油 与 天 然 气 化 工 　第４１卷　第１期　　　　　　　　　ＣＨＥＭＩＣＡＬ　ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ　ＯＦ　ＯＩＬ　＆ＧＡＳ ３．２气相水解法脱除有机硫工艺 　　普光气田天然气中有机硫含量为３４０．６ｍｇ／ ｍ３，其中，羰基硫含量为３１６．２ｍｇ／ｍ３，硫醇含量为 ２４．４ｍｇ／ｍ３。ＭＤＥＡ起碱催化剂的作用，Ｈ２Ｓ和 ＣＯ２ 具有明显酸性，与醇胺反应为典型化学吸收机 理。ＣＯＳ分子结构与ＣＯ２ 类似，但其酸性随分子 结构中羟基团的增长而变得较弱，与醇胺反应速率 慢；硫醇型有机硫的酸性比 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 更弱，基本 上不与醇胺发生化学反应。 专利气相法脱除ＣＯＳ的技术采用气相固定床 反应器，通过催化剂的作用使ＣＯＳ水解为 Ｈ２Ｓ和 ＣＯ２。与常规的物理溶剂吸收法脱除有机硫技术相 比，气相水解法脱除有机硫工艺未添加新的溶剂，也 无需增设物理溶剂再生装置，工艺投资节省，操作简 单，ＣＯＳ脱除效果显著。通过气相水解，普光气田 天然气中９８％有机硫被转化为 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２，在二 级主吸收塔中进一步吸收脱除，满足产品气中总硫 含量低于２００ｍｇ／ｍ３ 的要求。 ３．３级间胺液冷却工艺 吸收塔采用专利级间冷却技术，工艺流程如图 ６所示。吸收塔采用板式塔，共设置１８层塔板，分 为两级，一级主吸收塔设塔板７层，二级主吸收塔设 塔板１１层。胺液从二级主吸收塔底部塔盘抽出，经 冷却器送回一级主吸收塔。ＣＯ２ 穿过吸收塔，部分 保留在净化后的气体中，最高含量达３％（φ），从而 大大降低了胺液再生所产生的酸气流量，缩小了胺 液再生和硫磺回收装置所需的设备尺寸，降低了胺 液的再生能耗。 ３．４串级吸收、联合再生工艺 由于脱硫脱碳装置与尾气还原吸收装置均采用 ＭＤＥＡ溶液作为吸收溶剂，引入胺液串级吸收、联 合再生工艺，使用来自尾气吸收塔的半贫液，在主气 体吸收塔内进一步吸收，流程如图７所示。来自尾 气处理装置的半贫液与二级主吸收塔中的胺液混 合，经中间冷却器冷却后，返回一级主吸收塔进一步 吸收。使用半贫液溶剂可显著降低再生塔胺液循环 总量，再生系统的规模因循环量的下降而相对较小， 再生所需的蒸汽消耗量也随之降低，投资成本和运 行费用均大大降低。同时，只需设置一套胺液再生 系统，减少了设备投资，降低了再生能耗和操作费 用。 ３．５应用效果分析 ２００９年１０月，普光气田天然气净化厂第一套 脱硫脱碳装置实现一次性投料试车成功，截止２０１０ 年６月，全厂１２套脱硫脱碳装置均已开车成功，目 前装置运行平稳，脱硫脱碳后湿净化气组分如表４ 所示。产品气中 Ｈ２Ｓ含量达到０．２４ｍｇ／ｍ３，总硫 含量约为１．１２ｍｇ／ｍ３，远低于ＧＢ　１７８２０－１９９９《天 然气》中的一类气指标要求。 ２２ 高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究　　　　　　　　２０１２　 通过对胺液循环流量、级间冷却温度、胺液浓度 及有机硫水解催化温度等关键工艺参数的研究摸 索，形成了一套高含硫天然气净化装置高脱硫、低脱 碳、低脱烃的选择性吸收控制技术，在保证产品气合 格的前提下，大大降低了的胺液再生能耗和运行成 本。 表４　脱硫后湿净化气组分表 组分 Ｈｅ　 Ｈ２ Ｎ２ ＣＯ２ ＣＨ４ Ｃ２Ｈ６ Ｃ３Ｈ８ Ｈ２Ｓ　 ＣＯＳ　 ＣＨ３ＳＨ　Ｃ２Ｈ５ＳＨ φ，％ ｍｇ／ｍ３ 含量 ０．０１　 ０．００ １．０７　 １．６　 ９７．２９　 ０．０３　 ０．００ ０．２４　 ０．２２　 ０．２０　 ０．４６ ４结论及建议 普光气田天然气净化厂作为国内首家大型高含 硫气田天然气净化企业，成功引入高含硫天然气脱 硫脱碳工艺，并在生产实践中进行不断改善、优化、 提升，摸索了一套适用于川东北高含硫天然气处理 的工艺技术，为我国高含硫天然气净化积累了成功 经验，填补了中国石化高含硫天然气脱硫脱碳领域 的空白，值得在类似装置中进行推广应用。 参 考 文 献 ［１］陈建良，马正飞，纪宏宸．ＭＤＥＡ水溶液对 Ｈ２Ｓ和ＣＯ２ 混合气 体吸收速率的测定［Ｊ］．天然气化工，２００７，３２（４）：７４－７８． ［２］李亚萍，赵玉君，呼延超，等．ＭＤＥＡ／ＤＥＡ脱硫脱碳混合溶液在 长庆气区的应用［Ｊ］．天然气工业，２００９，２９（１０）：１０７－１１０． ［３］温崇荣．川东北高含硫天然气脱硫净化技术研究［Ｄ］．重庆：重庆 大学，２００７． ［４］何金龙，熊钢．川渝气田天然气净化技术的进步与发展方向［Ｊ］． 石油与天然气化工（增刊）．２００８，１１２－１２０． ［５］王遇冬，王登海．ＭＤＥＡ配方溶液在天然气脱硫脱碳中的选用 ［Ｊ］．石油与天然气化工，２００３，３２（５）：２９１－２９４． ［６］章建华，沈本贤，刘纪昌，等．高酸性天然气中有机硫在溶剂吸 收中的选择性研究［Ｊ］．石油与天然气化工，２００９，３８（３）：２０３－ ２０６． ［７］孔凡群，张庆生，魏鲲鹏，等．普光高酸性气田完井管柱设计［Ｊ］． 天然气工业，２０１１，３１（９）：７６－７８ ［８］Ｓａｖａｇｅ　Ｄ　Ｗ ．Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｋｉｎｅｔｉｃｓ　ｏｆ　ＣＯ２ｒｅａｃｔｉｏｎｓ　ｗｉｔｈ　ＤＥＡ　ａｎｄ ＤＩＰＡ　ｉｎ　ａｑｕｅｏｕｓ　ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ［Ｊ］．ＡＩＣｈＥ　Ｊ．，１９８５，３１（２）：２９６－ ３０１． ［９］Ｙｕ　Ｗ　Ｃ．Ｋｉｎｅｔｉｃｓ　ｏｆ　ＣＯ２ａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ　ｉｎ　ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ　ｏｆ　ＭＤＥＡ［Ｊ］． Ｃｈｅｍ．Ｅｎｇ　Ｓｃｉ．１９８５，４０（８）：１５８５－１５９０． ［１０］Ｈａｉｍｏｕｒ　Ｎ ．Ａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｈ２Ｓ　ｉｎｔｏ　ａｑｕｅｏｕｓ　ＭＤＥＡ［Ｊ］． Ｃｈｅｍ．Ｅｎｇ．Ｃｏｍｍｕｎ，１９８７，５９（１）：８５－９３． ［１１］符秀兰．脱硫溶剂 ＭＤＥＡ的再生工艺［Ｊ］．硫磷设计与粉体工 程，２００７，４：３０－３３． ［１２］余良俭，陈允中．液力能量回收透平在石化行业中的应用［Ｊ］． 石油化工设备技术，１９９６，１７（４）： 檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶 ２７－３１． 作 者 简 介 裴爱霞：女，１９８２年出生，工程师，硕士。主要从事高含硫天然 气净化、硫磺回收技术研究。地址：（６３５０００）四川省达州市宣汉县土 主乡垌坎村赵家坝普光天然气净化厂，电话：（０８１８）４７３７４６４，Ｅ－ ｍａｉｌ：ｐｅｉｆｅｉ３７２０００＠１６３．ｃｏｍ 檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶 。 收稿日期：２０１１－０５－２７；收修改稿：２０１１－０６－２３；编辑：杨　 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 兰 《天然气－总硫的测定－氧化微库仑法》国际标准的制订取得阶段性成果 　　２０１２年１月２５日，中国石油西南油气田公司 天然气研究院（下称：天研院）正式向ＩＳＯ／ＴＣ　１９３ ＳＣ１秘 书 关于书的成语关于读书的排比句社区图书漂流公约怎么写关于读书的小报汉书pdf 处提交了《天然气－总硫的测定－氧化微 库仑法》国际标准委员会草案，等待该草案在国际范 围内的正式投票。这标志着天研院在《天然气－总 硫的测定－氧化微库仑法》国家标准制订过程中取 得了实质性的进展，为下阶段获取更大范围内的技 术性投票打下了坚实的基础。 《天然气－总硫的测定－氧化微库仑法》国际标 准是针对天然气国际贸易中总硫指标的测定而采用 的方法。该标准的制订使得中国在天然气国际贸易 中可以使用符合自身利益的国际标准。天研院于 ２０１１年３月承担国际标准《天然气－总硫的测定－ 氧化微库仑法》起草的召集人工作。国际标准制订 工作组（ＩＳＯ／ＴＣ１９３ＳＣ１／Ｗ２２）经过近一年的努 力，组织国内外工作组成员对工作组草案进行了反 复研讨和审查。召集人根据工作组成员的 意见 文理分科指导河道管理范围浙江建筑工程概算定额教材专家评审意见党员教师互相批评意见 ，组 织、协调并对国际标准工作组草案进行了三次修改 和完善。目前，ＩＳＯ／ＴＣ１９３国内归口单位天然气研 究院高度重视下一阶段的工作，院长黄黎明、副院长 常宏岗均提出要求，责成工作组严格按照国际标准 制定的程序做好下一步 工作计划 幼儿园家访工作计划关于小学学校工作计划班级工作计划中职财务部门工作计划下载关于学校后勤工作计划 ，要进一步加强与 国内外工作组成员之间的沟通和交流，争取顺利通 过该标准在国际范围内正式投票。 （天研院分析室　周理　罗勤　报道） ３２ 　 　　 　　　　　　　　　　　　　　　石 油 与 天 然 气 化 工 　第４１卷　第１期　　　　　　　　　ＣＨＥＭＩＣＡＬ　ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ　ＯＦ　ＯＩＬ　＆ＧＡＳ ＡＢＳＴＲＡＣＴＳ Ａｃｃｕｒａｃｙ　ａｎｄ　ｃｏｎｓｉｓｔｅｎｃｙ　ｏｆ　ｏｎ－ｌｉｎｅ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ａｎａｌｙｓｉｓ Ｃ．Ｊ．Ｃｏｗｐｅｒ（ＥｆｆｅｃＴｅｃｈ　Ｌｔｄ．））．ＣＨＥＭＩＣＡＬ　ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ　ＯＦ　ＯＩＬ　＆ＧＡＳ，ＶＯＬ．４１，ＮＯ．１，ｐｐ１～１０，２０１２（ＩＳＳＮ １００７－３４２６，ＩＮ　ＣＨＩＮＥＳＥ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ　ａｃｃｕｒａｃｙ　ａｎｄ　ｃｏｎｓｉｓｔｅｎｃｙ　ｏｆ　ｏｎ－ｌｉｎｅ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ａｎａｌｙｓｉｓ　ｕｓｉｎｇ　ｔｈｅ　ｇａｓ　ｃｈｒｏｍａｔｏｇｒａｐｈｙ　ｍｅｔｈｏｄ　ｗａｓ　ｉｎｖｅｓ－ ｔｉｇａｔｅｄ　ｓｙｓｔｅｍａｔｉｃａｌｌｙ　ａｎｄ　ｃａｒｅｆｕｌｌｙ．Ｓｉｎｃｅ　ｔｈｅ　ｇａｓ　ｃｈｒｏｍａｔｏｇｒａｐｈｙ　ｍｅｔｈｏｄ　ｉｓ　ａ　ｃｏｍｐａｒａｔｉｖｅ　ｍｅｔｈｏｄ，ｔｈｅ　ｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎ　ｇａｓ，ｔｈｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｏｆ　ｔｈｅ　ａｎａｌｙｚｅｒ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｃｈｏｉｃｅ　ｏｆ　ｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎ　ｇａｓ　ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ　ａｒｅ　ｃｒｉｔｉｃａｌ　ｆａｃｔｏｒｓ　ｔｏ　ｏｂｔａｉｎ　ａｃｃｕｒａｃｙ　ａｎｄ　ｃｏｎｓｉｓｔｅｎｃｙ ｏｆ　ｏｎ－ｌｉｎｅ　ａｎａｌｙｓｉｓ．Ｔｈｅ　ｇｒａｖｉｍｅｔｒｉｃ　ｐｒｅｐａｒａｔｉｏｎｓ　ｏｆ　ｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎ　ｇａｓｅｓ，ｅｓｐｅｃｉａｌｌｙ　ＥｆｆｅｃＴｅｃｈ　ｐｒｏｃｅｄｕｒｅｓ，ｗｅｒｅ　ｅｌａｂｏｒａｔｅｄ　ｄｅ－ ｔａｉｌｅｄｌｙ．Ａｔ　ｔｈｅ　ｓａｍｅ　ｔｉｍｅ，ｔｈｅ　ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｏｆ　ａｎａｌｙｚｅｒ　ｗａｓ　ｓｔｕｄｉｅｄ．Ｓｐｅｃｉｆｉｃａｌｌｙ，ｔｈｅ　ｄｅｔａｉｌｅｄ　ｂｉａｓ　ｅｒｒｏｒ　ａｎｄ　ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ　ｃａｌｃｕ－ ｌａｔｉｏｎｓ　ｗｅｒｅ　ｄｅｓｃｒｉｂｅｄ　ａｎｄ　ｉｎｔｅｒｐｒｅｔｅｄ．Ｇｅｎｅｒａｌｌｙ，ｂｉａｓ　ｅｒｒｏｒｓ　ａｎｄ　ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｉｅｓ　ｃａｎｎｏｔ　ｂｅ　ｃｏｍｂｉｎｅｄ　ｉｎ　ａ　ｓａｔｉｓｆａｃｔｏｒｙ　ｍａｎｎｅｒ　ａｎｄ ａｓ　ｓｕｃｈ，ｔｈｅｙ　ａｒｅ　ｕｓｕａｌｌｙ　ｃｏｍｐａｒｅｄ．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｉｔ　ｉｓ　ｎｏｗ　ｃｏｍｍｏｎ　ｐｒａｃｔｉｃｅ　ｔｏ　ａｃｃｅｐｔ　ｅｒｒｏｒｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ　ｏｆ　ｃｏｍｐｏｎｅｎｔ　ａ－ ｍｏｕｎｔ　ｆｒａｃｔｉｏｎｓ　ｐｒｏｖｉｄｅｄ　ｔｈｅｉｒ　ｅｆｆｅｃｔ　ｄｏｅｓ　ｎｏｔ　ｇｉｖｅ　ｒｉｓｅ　ｔｏ　ｕｎａｃｃｅｐｔａｂｌｅ　ｅｒｒｏｒｓ　ｉｎ　ｐｈｙｓｉｃａｌ　ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｂｉａｓ　ｅｒｒｏｒ，ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ　ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ，ｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎ　ｇａｓ，ｏｎ－ｌｉｎｅ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ａｎａｌｙｓｉｓ，ｃｏｎｓｉｓｔｅｎｃｙ，ｇａｓ　ｃｈｒｏｍａ－ ｔｏｇｒａｐｈｙ，ｃｏｍｐａｒａｔｉｖｅ　ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｓｔａｔｅｓ　ｏｆ　ＩＳＯ／ＴＣ　１９３ｉｎ　２０１１ Ｌｕｏ　Ｑｉｎ，Ｘｕ　Ｗｅｎｘｉａｏ（Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｏｆ　ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ　Ｏｉｌ　ａｎｄ　Ｇａｓｆｉｅｌｄ　Ｃｏｍｐａｎｙ， Ｃｈｅｎｄｕ　６１０２１３，Ｓｉｃｈｕａｎ，Ｃｈｉｎａ）．ＣＨＥＭＩＣＡＬ　ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ　ＯＦ　ＯＩＬ　＆ＧＡＳ，ＶＯＬ．４１，ＮＯ．１，ｐｐ１１～１６，２０１２（ＩＳＳＮ １００７－３４２６，ＩＮ　ＣＨＩＮＥＳＥ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｉｓ　ａｒｔｉｃｌｅ　ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓ　ｔｈｅ　ｏｒｇａｎｉｚａｔｉｏｎ　ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ，ｃｏｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　ｗｏｒｋ　ｇｒｏｕｐｓ，ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　ｓｔａｎｄａｒｄｓ　ｉｓｓｕｅｄ 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ｅｘｐｌｏｉｔｅｄ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ．Ｔｈｅ　ｒａｎｇｅ　ｏｆ　Ｈ２Ｓ　ａｎｄ　ＣＯ２ｃｏｎｔｅｎｔ　ｉｎ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｉｓ　１３％－１８％（ｖ）ａｎｄ　８％－１０％（ｖ）ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ，ｏｒｇａｎｉｃ ｓｕｌｆｕｒ　ｃｏｎｔｅｎｔ　ｉｓ　３４０．６ｍｇ／ｍ３．Ｔｈｅ　ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ａｃｉｄ　ｇａｓ　ｒｅｍｏｖａｌ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｉｓ　ｎｏｔ　ａｐｐｌｉｃａｂｌｅ．Ｂｙ　ｒｅｓｅａｒｃｈ　ａｎｄ　ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｎ　ｈｉｇｈ ｓｕｌｆｕｒ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｐｕｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｔｈｅ　ｇａｓ　ｐｕｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｏｆ　Ｐｕｇｕａｎｇ　ｇａｓ　ｆｉｅｌｄ　ｉｓ　ｓｅｔ　ｕｐ．ＭＤＥＡ　ｉｓ　ｓｅｌｅｃｔｅｄ　ａｓ　ｍａｉｎ ａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ　ｓｏｌｖｅｎｔ，ａｎｄ　ｏｒｇａｎｉｃ　ｓｕｌｆｕｒ　ｉｓ　ｒｅｍｏｖｅｄ　ｂｙ　ｃａｔａｌｙｔｉｃ　ｒｅａｃｔｉｏｎ．Ｔｏ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｔｈｅ　ＣＯ２ａｂｓｏｒｐｔｉｏｎ，ａｎ　ｉｎｔｅｒｓｔａｇｅ　ｃｏｏｌｅｒ　ｉｓ ｓｅｔ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｔｈｅ　ｆｉｒｓｔ　ｍａｉｎ　ａｂｓｏｒｂｅｒ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｓｅｃｏｎｄ　ａｂｓｏｒｂｅｒ．Ｔｈｅ　ｒｉｃｈ　ＭＤＥＡ　ｆｒｏｍ　ａｃｉｄ　ｇａｓ　ｒｅｍｏｖａｌ　ｕｎｉｔ　ａｎｄ　ｔａｉｌ　ｇａｓ　ｔｒｅａｔｉｎｇ ｕｎｉｔ　ｉｓ　ｒｅｇｅｎｅｒａｔｅｄ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｓａｍｅ　ｓｔｒｉｐｐｅｒ　ｔｏ　ｒｅｄｕｃｅ　ｔｈｅ　ｃｏｓｔ　ａｎｄ　ｅｎｅｒｇｙ　ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ．Ｔｈｉｓ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｈａｓ　ｂｅｅｎ　ａｐｐｌｉｅｄ　ｉｎ　Ｐｕ－ ｇｕａｎｇ　ｇａｓ　ｆｉｅｌｄ　ｆｏｒ　ｍｏｒｅ　ｔｈａｎ　ｏｎｅ　ｙｅａｒ，ａｎｄ　ｔｈｅ　ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　ｓｐｅｃｉｆｉｃａｔｉｏｎｓ　ｍｅｅｔ　ｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓ，ｔｈｅ　ｃｏｎｔｅｎｔ　ｏｆ　Ｈ２Ｓ　ｉｎ　ｐｒｏｄｕｃｔ　ｉｓ ｌｏｗｅｒ　ｔｈａｎ　６ｍｇ／ｍ３，ＣＯ２ｉｓ　ｌｏｗｅｒ　ｔｈａｎ　３％（ｖ），ａｎｄ　ｔｈｅ　ｔｏｔａｌ　ｓｕｌｆｕｒ　ｉｓ　ｌｏｗｅｒ　ｔｈａｎ　２００ｍｇ／ｍ３． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：Ｐｕｇｕａｎｇ　ｇａｓ　ｆｉｅｌｄ，ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｐｕｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ，ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｅｃａｒｂｏｎｉｚａｔｉｏｎ，ｏｒｇａｎｉｃ　ｓｕｌｆｕｒ Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｃａｕｓｅｓ　ａｎｄ　ｐｒｅｖｅｎｔｉｖｅ　ｍｅａｓｕｒｅｓ　ｏｆ　ｈｉｇｈ　ａｃｉｄｉｔｙ　ｇａｓ　ｏｎ　ｒｅｂｏｉｌｅｒ　ｏｆ　ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ　ｒｅｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　ｕｎｉｔ Ｘｕ　Ｓｈｉｌｉ，Ｃｈｅｎ　Ｄｏｎｇｌｉ（Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｐｕｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ　Ｇｅｎｅｒａｌ　Ｐｌａｎｔ　ｏｆ　ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ　Ｏｉｌ＆Ｇａｓｆｉｅｌｄ　Ｃｏｍｐａ－ ｎｙ）．ＣＨＥＭＩＣＡＬ　ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ　ＯＦ　ＯＩＬ　＆ＧＡＳ，ＶＯＬ．４１，ＮＯ．１，ｐｐ２４～２７，２０１２（ＩＳＳＮ１００７－３４２６，ＩＮ　ＣＨＩＮＥＳＥ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｈｉｇｈ　ｓｕｌｆｕｒ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｃｏｍｉｎｇ　ｆｒｏｍ　Ｙｕｎａｎ　ｐｌａｎｔ　ａｎｄ　Ｇａｏ　Ｆｅｎｇｃｈａｎｇ　ｇａｓ　ｆｉｅｌｄ　ｉｓ　ｔｒｅａｔｅｄ　ｉｎ　Ｗａｎｚｈｏｕ　ｐｕｒｉｆｉｃａ－ ｔｉｏｎ　ｐｌａｎｔ．Ｓｏｍｅ　ｓｕｒｆａｃｅ－ａｃｔｉｖｅ　ｓｕｂｓｔａｎｃｅｓ　ａｒｅ　ａｄｄｅｄ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｎａｔｕｒａｌ　ｇａｓ　ｄｕｒｉｎｇ　ｔｈｅ　ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｕｐｓｔｒｅａｍ　ｇａｓ　ｆｉｅｌｄ，ｗｈｉｃｈ　ｗｉｌｌ ｂｅ　ｂｒｏｕｇｈｔ　ｉｎｔｏ　ａｍｉｎｅ　ｓｏｌｕｔｉｏｎ　ｏｆ　ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ　ｕｎｉｔ．Ｉｎ　ａｄｄｉｔｉｏｎ，ｔｈｅ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ａｔ　ｔｈｅ　ｂｏｔｔｏｍ　ｏｆ　ｒｅｇｅｎｅｒａｔｏｒ　ｉｓ　ｈｉｇｈｅｒ　ｔｈａｎ ｔｈｅ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｉｎ　ｏｔｈｅｒ　ｄｅｖｉｃｅｓ．Ｔｈｅ　ｉｎｔｅｒａｃｔｉｏｎ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｔｈｅ　ｈｉｇｈ　ａｃｉｄｉｔｙ　ｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓ　ａｎｄ　ｏｔｈｅｒ　ｉｍｐｕｒｉｔｉｅｓ　ｗｉｌｌ　ａｇ－ 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