石南A集中处理站硫化氢治理措施及效果

石南A集中处理站在污水处理系统和原油系统中发现大量硫化氢气体,给生产带来严重安全隐患。通过对处理站污水处理系统和原油系统产生硫化氢的机理进行调查,确定硫酸盐还原菌(SRB)是产生硫化氢的主要因素。文章分析了温度、酸碱度和矿化度等影响SRB生长的因素,对比差异变化,通过现场试验对杀菌剂种类和加药量进行了调整,确定油用杀菌剂DL-328最佳投加量为50g/mL,水用杀菌剂JXSH-1最佳投加量为20g/mL。措施优化后现场应用结果表明,硫化氢得到了有效治理,并取得了良好的经济效益。     

一种硫化氢抑制剂的研发与现场应用

针对镇X区原油开发过程中硫化氢浓度较高的现状,通过室内实验,研发出硫化氢抑制剂LY-05。分析了LY-05的主剂、助剂的主要成分及性能,测定了其脱硫率、杀菌性能、与其他助剂的配伍性。实验表明:当LY-05的投加浓度≥800 mg/L时,脱硫率90%,杀菌率为100%,该硫化氢抑制剂与清蜡剂、破乳剂、杀菌剂、阻垢剂、缓蚀剂等助剂配伍性良好,不影响其他助剂的性能。在镇X区5口油井现场应用表明:该硫化氢抑制剂具有较好的硫化氢治理效果,投加后油井硫化氢浓度全部降至10 mg/m~3以下,脱硫率≥96.0%。     

油溶性有机醇胺脱硫剂研制与现场实验

长庆油田部分油井硫化氢浓度超过GBZ 2.1-2007《工作场所有害因素职业接触限值化学有害因素》要求的10 mg/m^3,存在安全环保隐患,因此开展了油溶性脱硫剂研究.优选了有机醇胺脱硫主剂、互溶剂、表面活性剂;研究了反应速率、反应温度;实验了管道混合器脱硫剂加注工艺.通过研究形成了油溶性脱硫剂配方：脱硫剂S1加量为1.2倍硫化氢物质的量浓度,互溶剂W3加量为13％～15％S1,表面活性剂Q2加量为0.4％～0.6％ S1,该脱硫剂在长庆油田8口油井开展了原油脱硫现场实验,治理后硫化氢浓度均降为0.     

老油田加热炉烟气脱硫达标排放治理

文章主要研究了老油田自产气脱硫治理的技术应用,加热炉实施能源替代后,原料气中含有的硫化氢酸性气体不但影响燃烧后二氧化硫的排放,同时加剧了集输管网的腐蚀穿孔泄漏。针对加热炉烟囱排放烟气中的SO₂产生机理复杂、对环境危害大、治理成本高、站内安全间距不足等问题,结合站场伴生资源产量及硫化物含量合理筛选脱硫工艺,通过筛选和调研,综合湿法脱硫和干法脱硫技术,提出一种组合式脱硫工艺技术,因地制宜地选取脱硫工艺。项目实施后通过在5座站场增设3套湿式铁基和组合式脱硫装置,使自产气中硫化物含量降至20 mg/m³以下,满足燃烧后二氧化硫含量小于10 mg/m³要求,从源头上解决了自产气集输管网腐蚀的问题,同时提出了适合不同规模的油田站场实现加热炉烟气达标排放的技术路线。     

干法脱硫工艺在原油污水处理中的应用

针对渤海S油田原油处理厂污水处理系统排空气体硫化氢含量较高的情况,经过脱硫方法比选,确定采用活性炭精脱硫剂干法脱硫工艺。介绍了脱硫工艺设计、脱硫工艺流程,通过计算说明了工艺设计的依据。脱硫工艺投用后,调储罐脱硫塔和气浮选罐脱硫塔脱硫效率达100%,厂区周围空气中硫化氢含量为未检出,低于0.01 mg/m~3,达到GB 14554—93《恶臭污染物排放标准》一级标准。     

等离子体技术在污染治理中的应用

由于等离子体的特异性能,近年来,除了在等离子体物理技术方面的研究有了长足的进展,人们越来越多地把等离子体技术用于合成新材料、表面改性、多相催化、治理污染以及工艺改进的各个方面.本文综述了等离子体技术在污染控制方面的应用如用等离子体技术治理二氧化碳,用等离子体化学降解有毒废气,等离子体活化法研究干法烟气脱硫脱硝新技术.本文特别介绍清华大学的樊友三教授等研究用等离子体技术将煤气化.经气化后的煤,无SO2排放,可得到优质的燃料.硫以硫化氢排放,而硫化氢的处理技术成熟,费用低,仅是二氧化硫的1/4-1/5.有效的治理二氧化硫的技术,社会效益是显著的,但科技含量高、投资大.为了解决资金来源问题本文提出了几项解决办法.     

含油废水脱硫杀菌工艺优化

采用催化氧化微电解技术和复配杀菌剂对渤海某钻采平台含油废水进行实验,结果表明:曝气0.5 h、静置24 h后废水中硫化物的去除率达到98.5%;复配杀菌剂HD-1对原废水和脱硫后的废水中SRB的杀灭效果良好,且具有较好的缓蚀效果与水质配伍性。经实验室微电解脱硫、重力分离和杀菌后,废水中硫化物、悬浮固体含量、SRB含量和平均腐蚀速率达到SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》的要求。     

火电领域石灰石湿法脱硫技术的应用进程研究

文章梳理了近30年石灰石-石膏湿法脱硫技术在火电厂烟气治理方面的发展,阐述了取消回转式烟气-烟气换热器(或称回转式GGH)、取消旁路烟道、引风机与脱硫增压风机合并(或称引增合一)、增容提效、超低排放、烟气节水、烟气"脱白"等发展节点,并给出了各阶段技术革新的前因后果,从而得出脱硫技术是在火电企业发展、环保意识增强、上下游技术进步等多重因素的共同影响下不断发展壮大的。     

川中地区含硫气田水闪蒸气脱硫除臭工艺应用现状与优化建议

含硫天然气田开发中产出的气田水逸散出的闪蒸气含有硫化氢、有机硫等恶臭污染物，影响站场周边环境空气质量，危害现场人员健康。因此，对含硫气田水逸散闪蒸气的有效治理是含硫气田开发安全、清洁生产的要求。文章结合当前国家大气污染防治政策和中国石油温室气体控排要求，对川中含硫气田水闪蒸气采取的脱硫除臭措施的适宜性进行分析，指出不同气田、不同阶段采用的脱硫除臭工艺的局限性。建议针对气田生产特点对含硫气田水闪蒸气治理工艺进行深入研究，在满足安全生产、避免公众环境投诉的条件下，积极落实国家节能提效、低碳排放政策，在新改扩建项目中因地制宜做出调整。     

炭基催化剂用于处理H2S的研究进展＊

介绍了国内外在常温下处理硫化氢等恶臭气体的炭基催化剂的研究进展情况,分析了炭基催化剂中活性炭、活性炭纤维、超级活性炭的特性及国内外应用现状,从工艺技术、成本、环保等几方面总结了此类常温脱硫催化剂的应用情况和优缺点,并对炭基脱硫催化剂未来的应用空间和发展方向进行了展望。