油气集输工艺技术现状与展望-第三章天然气集输

1、第三章 天然气集输 天然气是埋藏在地下的一种可燃气体，是以多种低碳饱和烃为主的气体混合物，其主要成份为甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷、戊烷及微量的重碳氢化合物和少量的其它气体，如氮气、二氧化碳、一氧化碳、氦气、硫化氢、水汽等。 天然气从生产来源上一般分为气层气和油田伴生气两类。气层气是从气田开采出来的天然气，其中甲烷含量占总体积的90%以上；油田伴生气则是指从油田中和石油一起开采的可燃气体，亦称石油气。石油气的成份和气田气差不多，但重碳氢化合物的含量则较气田气高，甲烷含量一般占总体积的80%90%。一般来说天然气中甲烷含量大于90%的称为干气或贫气。甲烷含量低于90%，而乙烷、丙烷等烷烃的含

2、量在10%以上的称为湿气或富气。 根据天然气开采的方式不同，天然气可分为：气田气、凝析气田气、油田气层气和油田气。表31列出了部分天然气的气体组成。表3-1 各种天然气组成对照表 化合物 名称 C1 C2 C3 C4 C5 C6 其他 气田气 （四川高阳寺） 9881 105 017 / / / 096 凝析气田气 （大港板桥） 6873 1110 640 379 178 673 147 油田气层气 （胜利油田） 9770 010 050 030 020 010 310 原油直接分出气 （胜利胜坨油田） 8660 420 350 260 110 030 170 原油稳定气 （胜利油田） 253

3、 690 1864 3318 3045 460 361 从表中可以看出，气田气和油田气层气中甲烷含量高，丙烷以上重主分含量低，而原油稳定气和原油直接分出气的甲烷含量相对较少，重主分含量较多。天然气集输的内容包括气井矿场集输、天然气净化、增压技术、泄漏与防盗监测技术、天然气计量等内容。 1. 气层气地面集输工艺 气层气生产主要采取枯竭式开采工艺，即靠自喷生产。随着气田天然气的不断开采，气井天然气的压力逐步降低，当降至低于集气管线压力时，便不能集入集气管网。这种低压气在我国开采较早的天然气气田正在逐年增多。对于气井压降不一致的气田，如果条件许可时，因尽量实行高、低压管分输。低压气输给当地用户，高压

4、天然气进入集气干线；若因种种原因，气田气以建一个系统为宜时，则需建气田天然气增压站，将低压气增压后进入管网。 天然气从气井采出后，在流经节流元件时，由于节流作用，使气体压力降低，体积膨胀，温度急剧下降，这样可能生成水化物而影响生产。为了防止水化物的生成，我国目前有两套气田地面集输工艺模式：一是井口加热节流地面工艺模式，二是井口注醇高压集输工艺模式。国内外广泛采用加热的方法来提高天然气的温度，以使节流前后气体温度高于气体所处压力下水化物的形成温度。 井口加热节流地面集输模式，在四川气田、胜利油田等老油田使用较多。在井场对气井产出的天然气先加热，然后节流，对于压力较高的井，可两次加热两次节流，并进

5、行气液分离并计量，或去集气站分离、计量后外输。配有井下气嘴的气井，在地面集输过程中不再配备加温设备。 井口注醇集输模式，在近年来新开发的西部气田使用较多，如靖边气井、涩北气田都采用了这种模式。在井口不设任何设施，设在集气站的注醇泵通过注醇管线将醇注入井口产出的天然气中，以防冻堵。注醇后的天然气直接集中到集气站，在集气站节流、分离、计量，然后输往总站集中处理（脱硫、脱水）。这种模式的工艺特点是：简化了流程，管理方便，投资低，但由于需要注醇，运行费用较高。 2. 天然气集输工艺主要设备 2.1 气嘴 气嘴是气井地面流程的重要部件，用于调节控制气井的产量。在实际生产中，有多种情况要求限制气井的产量，

6、如防止底水锥进、地层出砂以及控制井口压力，以满足地面设备的耐压要求或防止生成水化物等。高压气体在气嘴中的流动处于“临界流”状态，此时，气嘴下游压力变化对气井产量没有影响。 2.1.1 气嘴的形状 常用的气嘴呈圆柱孔状，孔径根据配产的需要而定，胜利油田一般在3mm左右。除了气嘴之外，还有针型阀，四川气田多用针形阀，其优点是便于调节，不像气嘴那样需要停井、拆卸、更换等操作；其缺点是不耐磨，非常容易被刺坏，因此，四川气田的一些高压高产井也开始改用直孔状气嘴。 气嘴的形状还有文丘里喷管状。要达到临界流状态，气嘴后的压力应在气嘴前压力的60%以下，而使用文丘里喷嘴，则在85%以下即可，从而减小了气嘴的能

7、耗，延长了临界流的范围，适用于低压气井。 2.2.2耐磨气嘴 气嘴对于出砂气田则更为关键。由于气井地处野外，分布分散，不便于生产管理，在日常生产中不可能、也不应该频繁关井检查气嘴，而且现如今气井监控主要靠工人责任心，都没有装自动化监测仪表。所以对于气嘴的性能要求是高度的可靠性。 气嘴刺大是由于气流带砂，对气嘴内壁高速冲刷而造成的磨损，属于磨料磨损。假设气井油压4.8Mpa，回压1.7Mpa，气体在气嘴内达到音速状态，此时的气体速度达到487m/s，如此高速比喷砂除锈厉害多了。 对于磨料磨损，应选择抗磨损的材料。石英砂粒的HRC硬度是66，所以气嘴的硬度要大于66。我们经过调查和试验，选取了Zr

8、O2工程陶瓷两种材料。 ZrO2工程陶瓷是一种性能优越的工程陶瓷，具有硬度高、抗磨损，抗腐蚀等特点，另外它的热膨胀系数非常接近于金属，也就没有了陶瓷与金属结合因温差变化而带来的诸多问题，是近几年来研究开发很活跃的新型材料，在刀具、喷砂嘴、抽油泵凡尔球等方面取得了显著的效益。有资料介绍，该材料的耐磨能力是中碳钢的2025倍，工具钢的4倍。它以ZrO2工程陶瓷为原料，经过粉料煅烧、静压成型、高温烧结等十几道工序加工而成，其主要性能见表32。 表32 PSZ陶瓷材料的主要性能 硬度 （HRC） 密度 (g/cm2) 弯曲强度 （Mpa） 断裂韧性 （MPa.m1/2） 热膨胀系数 （10-6/C）

9、扬氏模量 （Mpa） 8893 5.76.0 8001100 11.018.5 11.4 2.4105 结构及加工工艺：陶瓷气嘴的外套仍是钢材，内芯是陶瓷。陶瓷与钢件之间过盈配合，结合紧密。在气嘴的出口端有一个台阶，装配面还涂抹了胶粘剂，这样形成三保险，防止陶瓷内衬在高压作用下移动、脱离。 陶瓷气嘴耐磨性很好，大大延长了气嘴寿命，提高了气井的安全系数，使一些严重出砂井恢复了生产，使用寿命可达两年以上，值得在出砂气田推广应用。 2.2.3 井下活动气嘴 气嘴大多安装在井口，进加热炉之前。1988年，四川石油管理局发明了井下活动气嘴，即把气嘴安装在井下油管内。 井下活动气嘴是指将通常安装在井口地面

10、的气嘴改为安装到井下油管内，利用了地热，省掉了井口地面加热炉，节约燃气，降低了生产建设成本。但是井下气嘴的更换比较麻烦，故在出砂、出水较多的气井尽量不使用井下气嘴，而且地热的加热效果有限，不适合寒冷地区。 2.2 增压设备 天然气增压的方法，一般有两种： 2.2.1 机械增压法 机械增压法所使用的设备是天然气压缩机。压缩机在原动机的驱动下运转，将天然气 引入压缩机，在压缩机转子或活塞的运转的运动过程中，通过一定的机械能转换和热力变换过程，使天然气的压能增加，从而达到增压目的。 气体压缩机的种类很多，如往复式、离心式、螺杆式等等。 2.2.2 高、低压气压能传递增压法 高、低压气压能传递增压法所

11、使用的文丘里管喷射器（亦称增压喉），用高压天然气通过喷射器，以很高的速度喷出，并把喷射器喷嘴前的低压气带走。即利用了文丘里喉管的抽吸效应来引射低压气，使低压气达到升压的目的。它的特点是不需外加能源，结构简单，喷嘴可更换调节，操作使用方便，但效率低，适合在高低压气井相邻的气田推广应用。 据美国近海杂志1994年12月号报道，Schutte&Kerting Bensalem公司利用这种技术大幅度提高了低压气井的产量。生产平台的一口浅层气井地层压力为2.1MPa，产出气跟邻井汇合后外输，由于邻井压力较高，此井产量较低，而采用压缩机又不合算。公司安装了文丘里喷射机，使器产气量由原来的4.25104m3

12、/d提高到14104m3/d，使这个几乎要关闭的气井重新恢复生产。在四川气田也有应用。 自1982年7月，我国首次安装试运于天然气集输工程的燃气发动机压缩机组在四川兴3井建成投产以来，天然气气田增压工作得到了迅速发展，不仅在四川13个气田建了增压站，而且在中原、辽河、大庆、胜利、华北、大港等油田，增压站也迅速增加。据不完全统计，到1999年底，全国共有气田天然气增压机组260多套，表3-3列出了部分增压机组的有关数据。 制造厂机型排量 m3/min 压力，MPa 轴功率 KW 驱动机型号 或类型 使用油田名称 台数 （台） 进气 排气 上海压缩机厂 H22（）260/15 260 1.5 20

13、00 TDK260/5524 大庆/大港 11/6 沈阳气体压缩机厂 4M12100/42 100 4.2 1000 电动机 辽河 16 北京第一通用机械厂 4L45/16 45 0.1 0.6 150 电动机 辽河 13 北京第一通用机械厂 P28/28 28 0.2 0.8 90 电动机 胜利 3 四川空气 压缩机厂 2D16-10.414.4/568 10.414.4 0.56.0 6.8 283757 TDF80016/2150 四川 2 美国艾瑞尔公司 JGR/2L 150 G379天然气 发动机 四川 2 美国库伯能源服务公司 DPC60 45 二冲程天然气 发动机 四川 6 美国

14、英格索兰公司 2KDA/G342NA 27.2 0.35 1.05 149 G342天然气 发动机 华北 2 美国英格索兰公司 2KOA1 20 0.050.15 0.8 632 天然气发动机 胜利 3 美国德来赛兰公司 2RDS1 86.1 0.3 1.2 700 G399天然气 发动机 中原 16 表33 国内气田天然气压缩机组使用现状表胜利油田油气集输公司在孤东、孤岛气田共安装了五台DW1/520型天然气增压机组，该机组是由蚌埠压缩机厂生产的TY0120型天然气压缩机和胜利油田动力机械厂生产的1190NT3型天然气发动机配套组成的，每年可增压天然气600余万m3，经济效益300余万元。

15、2.3 分离器 天然气中往往含有液体和固体杂质。液体杂质包括水和油，固体杂质包括泥砂、岩石颗粒等。这些杂质如不及时除掉，会对采气、输气、脱硫以及用户带来很大危害，影响生产正常进行。 因此，为了避免上述危害，天然气从井底产出后，先必须进行气液分离。 2.3.1 分离设备类型及适用范围 分离器是分离气液（固）的重要设备。它广泛用于采气井场、集气站、输气管道以及天然气净化厂中。采输系统所使用的分离器种类很多，根据分离器的类型可分为：立式分离器、卧式分离器、球形分离器和卧式三相分离器等。按作用原理可分为：重力式、离心式和混合式三种分离器。 重力分离器 重力分离器有各种各样的结构形式，但其原理都是利用天

16、然气和被分离物质的密度差来实现的。除温度、压力等参数外，最大处理量是设计分离器的一个主要参数，只要实际处理量在最大设计处理量的范围内，重力分离器能够适应较大的负荷波动。在采气工程中，由于单井产量的递减、新井投产以及配气要求等原因，使气量变化较大，因此重力分离器应用也较为广泛。 立式重力分离器占地面积小，易于清除筒体内污物，便于实现排污与液位自动控制，通常用于分离含液量较多，液体或固体微粒较大的天然气，以及对净化要求不高的气井口、集气站的天然气初步分离。 离心分离器 天然气中所含粉状杂质仅靠重力分离是不能满足工艺要求的，因为要想分离的颗粒直径越小，所需的分离器直径就越大。这样不仅耗费钢材，而且筒

17、体直径增大，壁厚增加，加工困难，很不经济。因此还常用离心式分离器。其主要特点是天然气和被分离液体沿分离器筒体切线方向以一定速度进入分离器，并沿筒体内壁作旋转运动，在其离心力的作用下，达到气液分离目的。离心分离器分离效率较高，可基本除去5m 以上的液滴，结构较简单、分离粉状杂质好的分离设备，在现场得到了广泛应用，但却不适应负荷波动较大的场所，使其在集气站和采气井场的应用受到限制。 气体过滤器 天然气经过管线长距离输送后，气体中的主要杂质将是腐蚀产物和粉尘杂质（如硫化铁粉末），而一般的重力式和离心式分离器很难分离这些粉尘。因此，集气站上往往也用气体过滤器来解决天然气的分离粉尘问题。 气体过滤器可分

18、为干式过滤器和过滤分离器等，它们都具有多功能的复合体，前者适用于清除固体粉尘，后者适用于分离液体除尘问题。 其它类型分离器 百叶窗式分离器。这类分离器除了综合利用入口的离心作用和沉降段重力作用外，在气流通道上增加了百叶窗式的、由折流板组成的弯曲通道。通过入口段和沉降分离出来的较小液滴，在百叶窗的弯曲通道内碰撞，靠液滴的表面力作用凝集成较大的液滴而被分离出来。这类分离器结构复杂，主要用于凝析气田的凝析液回收与压缩机站内的气液分离，其分离效果较好。 螺道式分离器。其原理是利用分离器筒体与中心管之间的环形空间，以及中心管上的螺旋通道，为被分离介质组成了一条专门旋转通道，迫使天然气在旋转通道内作旋转运

19、动而产生离心分离作用。这种分离器分离效率高，但因其制造难度较大，使用不如重力分离器普遍。 3. 天然气净化 从油气井生产出的天然气中大都含有水分、酸性气体（硫化氢、二氧化碳）等非烃类化合物，甚至还有泥沙等固体杂质。天然气作为一种商品，各国对气质都有一定的要求（表3-4）。脱除天然气中的所含的这些固体杂质，以获得符合技术标准的净化天然气的综合工艺过程，就是天然气净化。 表3-4 各国的天然气质量标准 项目 英国 荷兰 法国 美国 中国 SY7514-88d H2S，mg/m3 5 5 5 5.7 6 20 硫醇硫mg/m3 16 15 16.9 11.5 总硫，mg/m3 150 150 150

20、 22.9 150 270 CO2，mol% 2 1.5 3 3 3 O2, mol% 0.5/3 0.5 0.5 水露点/含量 管道压力下地面温度 -10 /55 /110 无游离水 烃露点， 管道压力下地面温度 -5 线上为湿分配管允许值， 线下为干分配管允许值； 共有四级标准。 天然气净化工艺过程除脱水、脱硫、脱碳过程外，通常还附属有将过程中生产的酸气硫回收过程及其必要的尾气处理过程，各成系统。 3.1 天然气脱水 水是天然气中主要的杂质，也是极为有害的物质。 在油气田开发过程中，天然气总是被水所饱和。在采气过程中，地层中的水也被带到地面。水的存在给生产带来的危害，一是腐蚀，二是冻堵。水

21、分的存在，会造成管道积液，降低输气能力。水的存在加剧了酸性组分（H2S、CO2）对钢铁的腐蚀，并可能发生硫化氢应力腐蚀开裂及二氧化碳腐蚀开裂。如四川威成管线，强度试压达4.904MPa，投产后实际工作压力仅2.06 Mpa左右。但在四年内，同一积水管段因腐蚀相继发生三次爆管事故，各次的爆点均在管内气水交界面所形成的腐蚀带（死角），并发现管壁最大腐蚀速度每月高达0.1mm，一般积水段每年1mm左右。而另一输气管线，因所含水分微弱，尽管天然气中硫化氢含量较威成管线高，管线却腐蚀很少，这表明天然气中含水分是造成设备、仪表和管线破坏的主要因素。水的存在也必然造成气温较低时形成水花物冻堵，导致输气中断。

22、如大庆油田一条输气管线投产三年，由于当时未对天然气进行脱水处理，使天然气中水蒸气凝析管内，年年冬天造成水化物堵塞，迫使输气管线多次停产。因此研究天然气的含水量和采出相应脱水措施是十分重要的。 天然气中水化物是采输气中经常遇到的问题。如果水化物在油管中生成，会降低井口压力，影响产气量，防碍压力计下井；水化物在井口针形阀或地面管线中生成时，会使下游压力降低、防碍正常输气，甚至堵死管线，造成断气，严重时将造成危及人身与设备安全的重大事故，所以采气工艺中防止水化物的生成是很重要的的工作。 3.1.1 天然气水化物的生成及其预防 在低温高压下，油田气中的某些组分和液态水形成一种白色结晶固体，外观类似于松

23、散的水或致密的雪，密度为0.880.9g/cm3，人们称其为水合物。水合物是一种由许多空腔构成的结晶结构，它不是一种化合物，而是一种络合物或称包合物。水合物的形成对油田气的集输与处理威胁很大，会使输气管道和设备堵塞。因此，人们一直对它保持着高度警惕。 水化物生成的主要条件，一是低温，二是高压，再就是其它条件。压力的波动、气体流向突变产生的搅动、流速过快形成紊流、酸性气体的存在以及微小水化晶体的诱导等，都能加速水化物的生成。 预防水化物生成的方法如下： 提高节流前天然气的温度。如果节流压降不变，提高节流前天然气的温度也等于提高了节流后天然气的温度。如果降节流后的天然气温度提高到高于水化物生成的温

24、度，预防节流后水化物生成的目的就可达到，具体加温方法有两种：蒸汽加热法和水套炉加热法。 注入抑制剂预防水化物生成。在气流中加入吸水性极强的抑制剂后，抑制剂与水蒸汽结合形成冰点很低的溶液，使天然气中水蒸气含量减少，降低了天然气的露点，使气流在较低温度（-30-50）下不生成水化物。抑制剂的种类很多，有甲醇、乙二醇、二甘醇、氯化钙水溶液等，工程中使用最多的是乙二醇。 由于这种方法水仍然存在于系统之中，仅在存在井下冻堵的场合使用，为了达到防腐等综合目的，应采取地面脱水工艺，彻底解除水患。我国目前唯一的干含硫天然气管线是川东开江长寿输气管，这条管道采用了预脱水处理工艺，保持天然气在最高压力、最低温度条

25、件下水分仍处于不饱和状态，避免了腐蚀、爆管和冻堵停产现象。 3.1.2 天然气脱水方法 天然气脱水方法有多种，按其原理可归纳为溶剂吸收法、固体吸附法和低温冷凝法。在生产实际中，可根据对天然气脱水深度的要求选择适当的脱水方法。目前，最常用的是三甘醇吸收和分子筛吸附两种。 1. 溶剂吸收法 溶剂吸收法的基本原理是利用溶剂对天然气、烃类的溶解度低，对水的溶解度高和水汽吸收能力强的特点，使天然气中的水汽及液态水被溶解和吸收，然后再将含水溶剂与天然气分离，并且溶剂经再生除水分后，可返回系统中循环使用。用作吸收剂的物质多为分子量较高的醇类，如乙二醇、二甘醇和三甘醇。 甘醇脱水是目前世界上使用最为广泛的脱水

26、技术，脱除1kg水需要甘醇循环量大约在2560L。当要求脱水后的气体露点降低到-20-40时，通常都选用三甘醇脱水。三甘醇脱水在以下范围内可正常运转：露点降：2278；气体压力：0.17217.2Mpa；气体温度：471。 几十年的天然气工业生产实践证明，由于使用二甘醇和三甘醇时甘醇的损失较大，而三甘醇以它较大的露点降、技术上的可靠性和经济上的合理性而在天然气脱水中使用最普遍。 甘醇的循环再生，一般以燃烧天然气来提供热源，其耗气量为装置处理气量的2%左右。当天然气中含有轻烃时，还会引起甘醇起泡，使甘醇的损失增大，优势需要加消泡剂。若原油及稠油进入装置，将使设备运转发生故障而影响生产。经甘醇脱水

27、后，天然气的露点一般在-10左右，故在气候严寒地区和轻烃回收制冷分离装置上的应用受到了限制。 2. 固体吸收法（分子筛干燥法） 该法是利用某些固体物质比表面高，表面孔隙可以吸附大量水分子的特点来进行脱水的。脱水后的天然气水含量可降至1ppm，这样的固体物质有分子筛、活性氧化铝、活性铝矾土和硅胶等。 常用于天然气脱水的是4A分子筛，这是因为它具有吸附能力强、低水汽分压下高吸附特性、不易内液态水破坏的特点，而且可同时脱除残余酸气。分子筛吸附剂可再生，利用改变温度和压力的方法，即可使吸附剂再生和循环使用。 脱水工艺流程基本上是相同的，采用的装置主要是固定床吸附塔。为了保持连续运行，至少需要两个吸附塔

28、，一般是三塔循环运行，一塔进行脱水操作，另一塔进行吸附剂再生（用加热的天然气使被吸附的水分脱除），一塔冷却。 由于吸附剂的吸附饱和周期很短，切换操作频繁，而且再生过程需要消耗大量的热能，使用寿命也短，是不经济的。另外，由于其投资高，运行费用昂贵也使其应用受到了限制。 3. 低温冷凝法 天然气的饱和含水量随温度的降低、压力的升高而减少。因此，含一定量水分的天然气，如果使其温度降低时，就有一部分水和凝析油被凝析出来变成液态的流体，此时用常规分离器就可脱水。这就是低温分离脱水的基本原理。 低温分离法一般都作为辅助脱水措施。因为依靠低温冷凝分离脱水，此时天然气仍处于饱和状态，因此为防止冰堵，在低温分离

29、的同时，还应加入某种防冻剂（如甲醇、乙二醇、二甘醇等）吸收水分，进一步降低露点。 根据气源的具体情况，目前降低天然气温度的方法有以下几种：自然冷却节流、膨胀制冷、气波制冷、热分离机工艺。对于这些制冷工艺将在第四章“轻烃生产”中再作介绍。 表3-5 天然气脱水方法比较 方法 优点 缺点 吸收法 能耗小，操作费用低 处理量小时，可制成橇装式 三甘醇使用寿命长，损失量小， 脱水后能满足浅冷回收轻烃凝液要求 脱水程度不能满足深冷回收轻烃要求 原料气中携带轻质油时，易起泡，破坏吸收 吸收塔的结构要求严格 吸附法 脱水后，气体中水的含量会很低 对进气的温度、压力、流量变化不敏感，操作弹性大 操作简单，占地

30、面积小 对于大装置，设备投资大，操作费用高 吸附剂使用寿命短，一般二、三年就需更换，增加了成本 能耗高 冷凝法 可充分利用气体本身压能， 工艺设备简单，操作简便 脱水深度有限 如果脱水要求的露点降相同，甘醇吸收法要比固体吸收法更为经济。据文献介绍，建一座处理量为28104m3/d的脱硫厂,用固体吸附工艺要比用三甘醇吸收工艺多投资53%;处理量增加到140104m3/d时多投资33%。所以，世界各国的天然气工业大多数采用三甘醇脱水。但是，如果甘醇法脱水深度达不到天然气进低温液化设备（如膨胀机和热分离机）要求时，仍必须使用固体吸收法脱水（将露点降至73以下，含水量小于1mg/L）。例如四川中坝气田

31、液化气厂在进膨胀机前采用固体吸附法脱水，其它油田也是如此。 综上所述，以上介绍的脱水方法在现场实际中，固体吸收法应用不多，而普遍采用的是甘醇脱水法和低温分离法或它们合并在一起的方法，效果好，处理量大，自动化程度高，而且脱水的同时也脱油。但是甘醇脱水的投资较高，耗能多，净化深度低，天然气露点降低60时甘醇浓度需要达到99.9%以上。而气波制冷脱水在膨胀比为1：4时，即可使天然气露点降低60。所以，在有压差可以利用的场合，气波制冷是最简单、最经济的脱水方法。 3.2 天然气脱硫 在天然气中常含有H2S，CO2和有机硫化物，这三者并称酸性组分（或酸性气体）。这些气相杂质的存在会造成金属材料腐蚀，并污

32、染环境。当天然气作为化工原料时，它们还会导致催化剂中毒，影响产品质量。 从酸性（H2S、CO2、有机硫等）天然气中除去所含的硫化物的工艺，称为天然气脱硫。脱硫过程包括脱硫、硫磺回收和尾气处理三部分。 天然气脱硫工艺是一种很古老的工艺，19世纪末英国已开始用干式氧化铁法从气流中脱除硫化物，但它成为一个独立的工业分支则是在本世纪30年代醇胺类溶剂应用于气体脱硫以后。经60多年的发展，国内外报道过脱硫方法有近百种，这些方法可为干法和湿法两大类，见表3-6。湿法脱硫按溶液的吸收和再生性质，又可分为化学吸收法、物理吸收法和直接氧化法三类。 表3-6 常用的脱硫方法 湿 法 化学吸收法 醇胺法：一乙醇胺、

33、改良二乙醇胺、二甘醇胺、二异丙醇胺 碱性盐溶液法：改良热钾碱、氨基酸盐 物理吸收法 多乙二醇醚 砜胺法 直接氧化法 蒽醌法 改良砷碱法 干法 分子筛法 海绵铁法 3.2.1 化学吸收法 这类方法是以可逆的酸碱反应为基础，以弱碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法。溶剂与原料气中酸性组分（主要是H2S和CO2）反应而生成某种化合物，此时天然气脱硫；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的情况下，又能分解放出酸气而再生。这类方法中最具代表性的是碱性盐溶液法和醇胺法。醇胺法是天然气脱硫最常用的方法，以它们处理含酸性组分的天然气，然后以克劳斯法装置从再生酸气中回收元素硫，是天然气脱硫工业上最基本的技术路线。它属于精

34、脱，净化度高。 可用于气体脱硫的醇胺有：一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、三乙醇胺（TEA）、二甲醇胺（DGA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。目前主要常用于天然气脱硫的有一乙醇胺、二乙醇胺、甲基二乙醇胺（MDEA）。 四川石油管理局开发的新型选择性脱硫溶剂甲基二乙醇胺（MDEA）水溶液、MEDA环丁砜水溶液已在该局5个净化厂推广应用，成为天然气脱硫的主要溶剂。这些溶剂具有选择性吸附H2S的特性，在节能降耗和降低脱硫过程中天然气损耗等方面见到了明显的经济效果。与其它胺法相比，由于吸收溶液总负荷的减少，新建装置的建设投资将相应减少，这对生产管理和工厂成本的降低又是一个有利因素。因此，近年来这

35、两种溶剂（尤以MDEA）在世界上受到充分重视，开发应用十分活跃。 3.2.2 物理吸收法 这类方法是基于有机溶剂对原料气中酸性组分的物理吸收而将它们脱除。溶剂的酸气负荷正比于气相中酸性组分的分压，富液压力降低时，随即放出所吸收的酸性组分。物理吸收一般在高压和较低的温度下进行，溶剂酸气负荷高，适宜于处理酸气分压高的原料气。此外，物理吸收法还具有溶剂不易变质、比热容小、腐蚀性小、能脱除有机硫化物等特点。但物理吸收法不易用于重烃含量高的原料气，且因受溶剂再生程度的限制，净化度比不上化学吸收法，只能粗脱。 物理吸收法的流程较简单，主要设备为吸收塔、闪蒸塔和循环泵。溶剂通常靠多级闪蒸而再生，不需要蒸汽和

36、其他热源。只有要求很高的净化度时，才采用真空解吸、惰气吹脱和加热溶剂等方法以提高贫液浓度。 3.2.3 直接氧化法 借脱硫剂和H2S间的氧化还原反应，将H2S直接氧化成单质硫。经典的是，原先用于煤气脱硫现移植用于天然其净化的蒽醌二磺酸盐（ADA）/偏矾酸钠的STRETFORD法。 3.2.4 干法脱硫 干法脱硫工艺主要有海绵铁和分子筛两种。分子筛同时具有脱硫和脱水的性能，所以，油田轻烃回收装置中的干燥再生流程实际上就成了脱硫装置。海绵铁则是浸透了含水Fe2S3的木屑，适合处理H2S含量不超过24g/m3的油田气。 固体脱硫法工艺简单、投资少，适用于分散、小型、低含硫天然气的脱硫。 90年代初，

37、四川局开始重视推广应用固体脱硫剂Sulfatreat，不到3年就建成了250套生产装置。长庆油田也建成一套，用来处理低含硫天然气。这种脱硫剂的特点是能选择性地脱除H2S和硫醇，工艺设备简单，不需公用设施，一次性使用，硫容量可达12%左右。值得提及的优点是它吸收硫化物以后的废料对环境无害，不需任何处理，能直接抛弃到旷野或农田里，因而解决了长期以来固体脱硫法所产生的废料难以处理的问题。这种固体脱硫剂适用于原料气含硫量在1005000mg/m3的范围内，每套装置处理量以不大于10104m3/d为宜，对于分散气田比较适宜。 常温水合氧化铁脱硫剂具有和Sulfatreat相似的特性，在价格和某些性能上有

38、可能优先一点，也值得重视。它吸附硫后的产物Fe2S3H2O在有氧的条件下可以再生，生成的硫单质就附着在脱硫剂上。经数次再生后，脱硫剂被硫所饱和，失去活性，此时应更新脱硫剂。 在众多的脱硫方法中用得最广泛的是烷醇胺法。多年来胺法几乎是天然气净化唯一的工业上可供选择的方法，并不断拓宽应用范围。 3.3 硫磺回收 根据原料气中H2S的含量不同，可劳斯法制硫大致可分为三种不同的工艺方法，即部分燃烧法、分流法、和直接氧化法。在这三种方法的基础上，再各自辅以不同的技术措施，如预热、补充燃料气等，又可派生出各种不同变型，其大致情况如表37所示。 表37 各种工艺方法及其适应范围 原料气中H2S含量，% 工艺

39、方法 50100 部分燃烧法 4050 带有原料气和（或）空气预热的部分燃烧法 2540 分流法 1525 带有原料气和（或）空气预热的分流法 15 直接氧化法或其它处理贫酸气的方法 脱硫厂送来的酸气，H2S含量一般不低于15%，有时高达90%以上，因此通常采用部分燃烧法或分流法。 1）部分燃烧法 原料气中H2S含量在50%以上时，应选择部分燃烧法，在部分燃烧法中，所有的原 料气全部进入燃烧炉，同时严格按配风比送入空气，使原料气中全部烃类完全燃烧，而H2S只有三分之一氧化生成SO2，剩下的三分之二H2S与SO2生成元素硫。在燃烧炉中通常可达1000130的高温，此时原料气中的H2S约有40%7

40、0%转化为元素硫。由于温度高，反应复杂及会生成少量的COS和CS2等，因此燃烧炉的配风比和操作状态是这一装置的关键，它决定了装置的硫回收效率。 采用部分燃烧法硫磺收率可达到90%95%。 1） 分流法 原料气中H2S含量低于50%时，采用部分燃烧法很难使燃烧稳定，应选择分流法。 在分流法中，只有三分之一的原料气首先进入燃烧炉。在燃烧炉中，仅生成SO2而不生成元素硫。从燃烧炉出来的含有SO2的高温气体，经废热锅炉回收热量之后，与其余三分之二的原料气混合，使其达到一级转化器所要求的温度，进入一级转化器。以后流程与部分燃烧法相同，仅加热方式上可以有不同的选择。 分流法的硫磺收率较低，可达85%92%

41、左右。 3.4 尾气处理 处理硫磺回收尾气的方法很多，这里介绍一种还原处理法，即所谓的斯科特（SCOT）装置。四川石油管理局川东脱硫厂和中坝脱硫厂，都是利用斯科特（SCOT）装置处理尾气。 斯科特（SCOT）装置是用加氢还原和二异丙醇胺脱硫的方法处理尾气，使之达到允许排放的标准。 从硫磺回收装置来的尾气，温度一般为120130，压力为0.3Mpa，H2S和SO2含量大致为900015000mg/L时，必需在线燃烧炉使其升温到300350才能去进行加氢反应。在线燃烧炉内用燃料气与空气不完全燃烧，制取还原用的H2或H2+CO混合气。升温后的尾气与还原气混合进入还原反应器，在钴钼催化剂作用下，尾气中

42、的SO2，COS，CS2和Sx均被还原成H2S，反应放热使温度稍有上升。还原后的气体经废热锅炉进入冷却塔被逆流的酸气所冷却，其中的大部分水蒸气被冷凝成酸水。冷却后由塔顶出来的气体，其H2S含量为1%2%，作为吸收塔的原料气进入吸收塔，H2S被二异丙醇胺水溶液吸收。往后的流程同脱硫工艺。再生脱出的酸气送回硫磺回收装置。吸收塔顶的尾气灼烧后排空。 在含硫气田，除净化酸气所需的脱硫、硫磺回收装置和尾气处理装置外，气田污水和脱硫水的处理也是一个重要的方面。因此，在开发含硫气田时，亦应把污水处理列入议题，以杜绝污水造成的环境污染。 天然气脱硫工艺的科技进步主要体现在节能降耗、提高效率。近期开展的主要工作

43、是大力推广甲基二乙醇胺系列配方脱硫溶剂，如四川气田西南分公司针对醇胺较难脱除有机硫的情况，开发具有较好脱有机硫能力的脱硫溶剂，以MEDA为基础，加入适量的添加剂复配而成，既保持了MDEA低能耗、不易降解、酸气负荷高的特点，同时提高了脱有机硫能力。它对有机硫的脱除能力比MDEA高20%30%。开发更加节能的脱硫新工艺，例如空间位阻胺、物理溶剂等，采取更加节能的工艺流程提高胺溶液的使用浓度，降低溶液循环量，提高过程自动化控制水平，优化脱硫装置操作工况，使之维持长周期稳定运行。在管理上，建立完善准确的分析测试方法及脱硫溶剂性能评价的标准方法。 国家新的环保标准对排放尾气中S02含量限制日益严格，国标

44、GB16927-1996“大气污染物综合排放标准”规定的尾气排放标准要求99.6%以上的总硫回收率，使得天然气净化厂、炼油厂面临的开发高效硫磺回收及尾气处理技术、提高硫磺回收率的问题更加突出。硫磺回收及尾气处理工艺技术发展应根据不同反应器过程气组成、操作温度不同的特点，注重开发系列硫磺回收催化剂，充分发挥不同硫磺回收催化剂的特色，降低操作成本。四川气田西南分公司在开发成功常规活性氧化铝催化剂、抗硫酸盐化硫磺回收催化剂的基础上，又开发了有机硫水解硫磺回收催化剂，满足不同工艺和不同操作环境的需要，提高克劳斯反应段硫磺回收率，降低尾气处理装置负荷，确保尾气排放达标，性能达到国外同类催化剂的水平。开发

45、新一代尾气加氢催化剂，加快尾气处理工艺技术如低温克劳斯的CBA、Clinsulf-SDP、MCRC等工艺，富氧克劳斯工艺，直接氧化的Superclaus工艺的开发研究速度，提高装置的自动控制水平，保证精确的酸气/空气比例，提高硫磺收率，延长催化剂使用寿命。 3.5 天然气膜分离净化技术 天然气膜分离脱水工艺是近几年发展起来的天然气“干法”净化技术，是当代最具有代表性的高新技术之一。利用CH4、H2S、CO2等不同物质通过薄膜能力的不同达到分离的目的，就是膜分离技术，它可以脱除其中的水、H2S、CO2等杂质。膜分离技术首先是由加拿大1977年开创，现已商业化。澳大利亚西部的Beharras Sp

46、rings气田安装了一套膜分离装置，成功地清除了天然气中含量高达16.5%的二氧化碳。膜分离技术没有任何运动部件，建设投资和操作费用均低于胺处理、吸附及分子筛法。我国石油大学于1991年曾用于胜利油田河口采油厂天然气去除CO2，取得了非常好的效果。长庆油田也于最近通过了天然气膜法脱水工艺的工业性实验，取得了技术上的成功。与常规的三甘醇脱水工艺相比，天然气膜法脱水工艺具有明显的优越性。经过膜法脱水后，天然气的回收率达到97.7%，天然气露点达到15。 3.5.1 膜分离技术原理其基本原理是利用具有选择性渗透功能的膜，以外界能量或化学位差作为推动力，对多组分的混合气体或液体进行分离、富集。它的操作

47、过程在常温下进行，不需要相变，所以，它具有高效、节能、工件简单、污染小、成本低等优点，特别是分离那些难以分离的、低浓度的、分子结构相似的物质和热敏性物质，显示出极大的优越性。用于天然气分离的膜是由现为素衍生物、聚酰亚胺材料制成，它与传统的过滤技术不同，膜上不存在滤孔，主要通过膜的溶解和扩散作用完成分离过程。由于不同的气体在聚合物中的溶解能力的差异和通过膜的扩散速度不同，从而使一些气体通过膜的速度快于另外一些气体，从而导致气体的分离。3.5.2 膜分离流程在膜分离装置中，气体所携带的游离水通过气气换热器、除雾器和焦尔汤普森脱水装置预先脱除。除去水的天然气加热后经过活性碳床将多余的芳烃除掉；然后在

48、45和7.6MPa下使气体通过膜分离装置。膜分离技术的优点有：取消了高速旋转设备，降低了化学处理剂的用量；在气体分离的同时，还能实现脱水和H2S的脱除；分离费用低；适用于海上及边远区块气田的净化处理。3.6 天然气净化技术的发展前景 3.6.1 寻找新的脱硫工艺技术 可以预计，日益严格的环境法规的颁布实施将使得高效、无污染、资源化成为脱硫工艺发展的主流。就目前的干法和湿法两大脱硫工艺而言，前者主要适于气体精细脱硫，其硫容量相对较低，脱硫剂大多不能再生，需要废弃；后者能够适应较高负荷的脱硫要求，应用面较宽，其中尤以液相氧化法的优点较为突出。就目前已经工业化的液相氧化法来看，砷基工艺已基本不在使用

49、；钒基工艺由于使用含钒洗液，也将会受到环保法规的限制；PDS脱硫技术由于所用催化剂PDS需要合成，脱硫成本相应要高。较有发展前途的脱硫工艺将是铁基工艺，但目前这类方法在溶液稳定性、副反应控制以及再生等方面尚存在问题，虽然可采用向溶液中加入各种添加剂的办法加以弥补，但洗液组成复杂又使副反应难以得到较好控制，也不易再生完全。寻找稳定性好、组成相对简单且脱硫效率高的氧化还原脱硫洗液是液相氧化法发展的一个突出热点。目前，这方面的研究开发已受到了人们的重视。从我国国情出发，利用丰产元素钨钼制取的化合物能够同时进行脱硫制硫。与铁法相比，该工艺廉价、高效，易于再生且脱硫剂容量高，有可能成为液相氧化法脱硫工艺

50、中一个值得重视的发展方向。 3.6.2 研究与推广高性能催化剂 与国外相比，我国Claus硫回收技术的主要差距表现在装置的硫收率上。除川中和中坝天然气净化厂外，国内设计的Claus法装置硫收率略低于国外相应的典型装置。原因是多方面的，除了与设备效能及流程组合情况、自控水平等有关外，催化剂性能和尾气在线分析仪使用情况是较重要的因素。如中坝厂Claus装置最初设计硫收率较低（为88%），先后用合成AI2O3代替天然铝钒土和采用尾气ADA在线分析仪，装置硫收率分别提高2%左右。 随着硫回收率要求的提高，对硫回收催化剂性能的要求也相应提高，近年来国内对各种类型的硫回收催化剂进行了大量研究开发工作。形成

51、了具有抗硫酸盐化、有机硫水解性能好、H2S选择性催化氧化或低温Claus反应等性能的系列催化剂，但在工业规模上长时间维持高活性和高强度等方面仍有待提高。 3.6.3 加强膜分离技术研究 我国不同气藏的天然气组成变化很大，酸气含量很高的天然气资源不乏存在。四川个别气田就有H2S含量高达34%的天然气资源，国内也有CO2含量很高的油田伴生气资源，如江苏泰兴CO2气田附近苏北油田和射阳油田，油田至CO2气田的最远距离约200km，具有良好的注CO2强化采油条件。随着油田开发程度加深，注CO2强化采油措施必将提上日程，届时其伴生气的CO2分离正是膜分离技术的用武之地。 3.6.4研究制定矿场撬装式脱水

52、装置设计规范 由于没有针对撬上设备的设计规范，国内普通压力容器设计撬上设备，设备开口接管伸出长度偏长。如脱水吸收拓人孔，引进设备的人孔伸出长260mm，而国内设计的却普遍偏长，这就增加了设备布置及安装管线所需空间，加大了撬块尺寸。 由于受原理和天然气工程设计防火规范（GB501831993）的限制，国内设计的撬块装置吸收撬与再生撬分开布置，以保证吸收塔与重釜器火嘴间有15m防火间距，既增加了占地面积，更增加了撬间管道在现场的安装工作量。在同样的条件下，引进装置的吸收撬与再生撬是紧靠着布置的。 3.6.5 完善适用于不同规模、不同硫收率要求的尾气处理技术 对于大型装置，已有成熟的SCOT技术，可

53、以满足环保要求。对大多数中小型装置，采用 硫收率为95%99%的工艺是合适的，其中MCRC法和CBA法以及Superclaus等工艺对现有装置改造特别有利。 对于中小型装置，为满足环境保护要求而采用SCOT法在经济上是合理的，若有必要时claus尾气进一步净化，可采用碱液吸收法。前已提到四川石油管理局的天然气净化厂已有生产焦亚硫酸钠、硫代硫酸钠、硫氢化钠的小型设备，还有生产液体CO2的装置。 4. 天然气计量 天然气的流量计量可分为对外的外销交接计量和生产过程从的流量计量两大类。前者的特点是以总量（累计流量）为计量对象，流量直接关系到计量交接双方的经济利益，故要求计量的准确度高，这类计量仪表属

54、强制检定计量器具；而后者主要以检测生产装置内工艺过程和物料平衡为目的，它的对象是瞬时流量,其准确度较交接计量可以低一些,但可靠性要求高。 测量天然气流量的仪表种类很多，常用的有差压式流量计、容积式流量计、速度式流量计、质量式流量计等。我国目前使用最多的是标准孔板节流装置差压式流量计。 差压式流量计要求介质在物理上和热力学上应满足单相和均匀的条件，较长的前后直管段，苛刻的安装要求和严格的取压方式，是差压式流量计经常工作的前提，另外，差压式流量计流量测量比较小，对流量的脉冲比较敏感等限制了差压式流量计的使用。因此，差压式流量计适合于测量流量相对稳定、经过净化和处理的干燥天然气（即干气）的流量测量。

55、在安装空间有限和计量管径较小的情况下，应避免使用这种流量计。 测量天然气的速度式流量计目前使用较多的是涡轮流量计。涡轮流量计工作时转子和轴承均暴露在被测介质中，若介质中有污物，将加剧轴承的磨损；另外，涡轮流量计安装时亦要求保证其前后有足够长的直管段，以使流体达到特定的流速分布。从技术上来讲，满足差压式流量计使用条件的场合也可选用涡轮流量计。 测量天然气的容积式流量计主要有罗茨（腰轮流量计）和旋叶式流量计。容积式流量计的原理和结构决定了其对气流中介质的适应性，它对气流条件几乎没有特殊的要求。容积式流量计的测量准确度也不亚于上述两种流量仪表。容积式流量计特别适用于井口计量等场合的湿气计量。 最近十几年来，涡街流量计和音速文丘利喷嘴也逐步被采用。涡街流量计在安装要求、输出信号形式等方面与涡轮流量计相似，但其量化比、仪表口径和对杂质的适应性等指标比涡轮流量计更加优越。音速喷嘴是作为标准流量计引入天然气计量领域的，它常用来检定其它气体流量计。音速喷嘴具有很多其它气体流量计所没有的特点，若使用得当，就可获得