国内外天然气集输技术现状

国内外天然气集输技术现状摘要：天然气热效率高，环境效益好，发展利用天然气成为当今世界能源发展的潮流。本文重点论述了国内外天然气矿场集输现状，矿场集输管网现状，天然气脱水，脱烃，脱硫技术现状。并认为超音速脱水技术将成为天然气脱水技术的发展趋势。关键词：国内外 矿场集输 集输管网 脱水 脱烃 脱硫 LNG 技术现状 近年来，随着我国天然气工业的快速发展，引进了许多国外的先进工艺和设备。天然气将是21世纪举足轻重的优质能源。随着天然气勘探、开发、储运和利用技术的进步以及对环境问题的日渐关注，世界各国竞相发展天然气工业已经成为当代进步的大潮流。目前已经知道的可以开采的天然气资源比石油资源丰富。世界天然气探明和未探明的资源量达到了4001012m3，美国的产气量最大，5556 108m3 ，占世界总产量 22.9%；俄罗斯探明的天然气的储量最大，储量为48.14 1012m3，占世界总储量32.1%。在2020年世界产气量将达4.59 1012m3。而我国已发现193个气田，探明的天然气地质储量为4.49371012m3，气层气有3.37271012m3，溶解气为1.1211012m3。天然气可采储量达到2.57041012m3，其中气层气占2.20021012m3，溶解气占3702108m3。天然气在我国的能源消费结构中比重稳步上升，1999年，陕京管线给北京提出年供气241018m3，可以确保需求30年。 一 天然气矿场集输现状1井场装置 我国气田在地理地貌条件、工矿和介质方面差别很大，有深层异常高压、高温、高产气田，有大面积分布的低渗低产气田，有高含、气田，有富含凝析油的深层凝析气田等，而且大多数主力气田位于我国中西部，地处沙漠戈壁，荒无人烟，环境条件十分恶劣，交通非常不便，而有的则位于人口稠密地区，位于广阔海洋，针对不同类型气田特点，形成了各种矿场集输主体工艺技术。 目前，矿场上采用的井场装置流程通常有两种类型，也是比较典型的流程，一种是加热天然气防止水合物形成的流程，另一种是向天然气注入抑制剂防止水合物形成的流程。2单井集输流程 我国目前采用的常温分离单井集输工艺流程有两种一种是三相分离，另一种是气液分离。3多井集输流程 常温分离单井集输工艺流程同常温单井类似。对于压力高，产量大，硫化氢和二氧化碳含量高以及凝析油含量高的天然气多采用低温分离流程。二矿场集输管网现状集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降粘；连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输送。 集输管线的路径选择要求：根据井、站位置；线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。天然气产品具有不同于其他一般商品的特殊性，具体表现在管道输送是天然气陆上长距离运输和区域性配气的唯一方式；LNG 是跨洋运输的唯一形式，而且离岸前和到岸后，仍然全部依托管网；供需两波动的调节主要依靠井口产能、输气管道存量空间和储气库的容量空间；输气管存的气量依然是调节供需波动和应急预案的基本手段。这些特点表明天然气产品在运输、储存和销售等环节都必须依赖天然气管道，从而决定了天然气行业的经济特性。 “十二五”规划提出，要优化能源开发布局，合理规划建设能源储备设施，完善石油储备体系，加强天然气和煤炭储备与调峰应急能力建设；加强能源输送通道建设，加快西北、东北、西南和海上进口油气战略通道建设，完成国内油气主干管网。统筹天然气进口管道，液化天然气接收站、跨区域骨干输气网和配气管网建设，初步形成天然气、煤层气、煤制气协调发展的供气格局。具体来说，今后五年，要建设中哈原油管道二期，中缅油气管道境内段、中亚天然气管道二期，以及西气东输三线、四线工程。输油气管道总长度达到15 万公里左右，加快储气库建设。目前，全国性管网已具雏形。目前已初步形成以西气东输、陕京输气系统（一线，二线）、忠武线、涩宁兰等干线管道，以冀宁线、淮武线等联络管道为主框架的全国性天然气管网雏形，除川渝、华北、长江三角洲等区域性管网比较完善外，其他区域性管网仍显薄弱。三 天然气脱水技术现状目前，国外天然气脱水应用最多的方法是溶剂吸收法中的甘醇法。国内中石油股份公司内天然气集输系统采用的脱水设备主要有长庆油 田的三甘醇脱水净化系统；西南油气田分公司的JT阀低温分离系统；大庆油田的透平膨胀机脱水系统；塔里木气田的分子筛脱水及低温分离脱水系统。目前存在的装置相对复杂、系统运行成本高、三甘醇的处理和再生难以解决及环境污染等问题。天然气脱水的几种主要方法 (1)低温冷凝脱水 该方法采用各种方法把高压天然气节流降压致冷，用低温分离法从天然气中回收凝析液。这种方法是国内气田中除三甘醇法外应用较多的天然气脱水工艺。长庆采气二厂、塔里木克拉等均采用该方法，它具有工艺简单、设备较少等优点，但也有耗能高、水露点高等缺点。(2)J-T阀和透平膨胀机 JT阀和透平膨胀机脱水属于低温冷凝方法脱水。对于高压天然气，冷却脱水是非常经济的。例如大庆油田目前采用很多透平膨胀机脱水，四川的卧龙河和中坝气田则使用了JT阀脱水。(3)三甘醇脱水 三甘醇脱水属于溶剂吸收法脱水，在天然气工业中得到了广泛的应用。这种脱水系统包括分离器、吸收塔和三甘醇再生系统。目前，国内的橇装三甘醇脱水系统多从国外引进。虽然性能很好，但是也存在很多问题。如一次性投资比较大；各种零配件和消耗品不易购买，而且价格昂贵；计量标准与我国现行标准不同；测量系统不适合我国的天然气性质等。(4)分子筛脱水（5)超音速脱水 作为新型脱水技术的超音速脱水，国外主要是在壳牌石油公司支持下开展研究，包括计算机数值模拟、实验室研究和现场试验研究。基础 的实验研究和数值模拟研究主要在荷兰的埃因霍恩科技大学等几所大学中进行；现场的试验研究正在荷兰 (1998年)、尼 日利亚 (2000年) 和挪威 (2002年)的天然气气田和海上平台进行主要验证系统长期稳定工作的能力，并在实际应用中进行不断的改进。所有的研究都取得了满意的结果。目前，这项技术已经进入商业应用状态。四天然气脱烃技术现状（1）根据是否回收乙烷，轻烃回收装置可分为两大类：一类以回收C2+为目的；另一类以回收C3+为目的。目前国内油气田大部分轻烃回收装置主要以回收C3+，生产液化石油气等产品为设计目标。当前,国内外已开发成功的轻烃回收新技术有:轻油回流、涡流管、气波机、膜分离、变压吸附技术(PSA) 、直接换热(DHX) 技术等。这些新技术最主要的优势还是表现在节能降耗和提高轻烃收率两方面,它们代表了轻烃回收技术的发展方向。（2）轻油回流：轻油回流是利用油的吸收作用,通过增加一台轻油回流泵将液化气塔后的部分轻油返注入蒸发器之前,提高液化率。这一方法增加了制冷系统的冷负荷,但与提高分离压力相比所需的能耗较低,对外冷法工艺不失为一种简单有效的方法。研究表明,轻油回流主要用于外冷浅冷工艺,且在较低压力下的经济效益比在较高压力下显著。（3）涡流管技术：涡流管技术早在20世纪30年代国外就对其进行了研究,但直到80 年代才用于回收天然气中的轻烃。由于涡流管具有结构紧凑、体积小、重量轻、易加工、无运动部件、不需要吸收(附) 剂、无需定期检修、成本低、安全可靠、可迅速开停车、易于调节和C3 +收率高等优点,故国外已将涡流管技术用于天然气轻烃回收,特别是对边远油气田具有其它方法难以取代的使用价值。天然气靠自身的压力通过涡流管时被分为冷、热流股,构成一个封闭的能量循环系统,可有效回收天然气中的液烃,脱除天然气中的水分,从而获得干燥的天然气。（4）气波机技术：采用气波机技术可以回收天然气中的部分轻烃。大连理工大学已开发出了气波机脱水的成套技术。（5）膜分离技术：近年在国外膜分离技术应用于气体分离有较大发展。用于气体分离的膜材料按材质大致分为多孔质膜和非多孔质膜,它们的渗透机理完全不同。多孔质膜分离是依靠各种气体分子渗透速度的不同达到分离目的；而非多孔质膜分离属溶解扩散机理,气体渗透过程分为三个阶段:气体分子溶解于膜表面；溶解的气体分子在膜内扩散、移动；气体分子从膜的另一侧解吸。目前轻烃回收包括其它气体分离上常用的是非多孔质膜。膜分离技术在轻烃回收和天然气脱水方面的应用具有很好的发展前景。据国外预测,气体分离膜将是21世纪产业的基础技术之一。（6）PSA技术（7）直接换热工艺五天然气脱硫技术1、溶剂吸收法（1）醇胺法 MDEA具有使用浓度高、酸气负荷大、腐蚀性弱、抗降解能力强、脱H2S选择性高、能耗低等优点，现已取代了MEA和DEA，应用相当普遍。a.MEDA法：普光气田的天然气为高含硫天然气，其中H2S含量为1414；CO2含量为863。以MDEA溶液为溶剂，采用溶剂串级吸收工艺。b.砜胺法 迄今砜胺法仍是最有效的净化方法。但砜胺溶剂对重烃有很强的溶解能力。且不易通过闪蒸而释出，故重烃含量较高的原料气不宜采用砜胺溶剂。(2)配方型溶剂脱硫工艺 a位阻胺配方溶剂脱硫工艺 .Exxon公司开发的Flexsorb系列配方溶剂是目前唯一实现工业化的以空间位阻胺为基础的选择性脱硫溶剂。目前为止已开发Flexsorb SE、Flexsorb SE+、Flexsorb混合SE、Flexsorb PS和Flexsorb HP 5个系列，酸气处理量和传质速率高；溶剂负荷高，因而溶剂循环量较低；抗发泡、腐蚀和降解能力强。b. 混合胺溶剂工艺 我国蜀南气矿荣县天然气净化厂通过在MDEA中添加一种空间位阻胺TBEE形成混合胺，可避免传统叔胺所具有的某些不足，新的混合胺剂与CO：的反应速率更低；对H2S的吸收速率极高，在CO：含量很高的原料气中选择脱除H2s非常有利。国外Bryan公司用MDEM DEA脱除高含C02天然气，将原来采用的DEA溶剂置换为MDEM DEA混合胺溶剂，用MDEM DEA混合胺净化的产品气中H2s和CO：浓度均可达到管输标准，在没有增加设备的基础上大大提高了装置的处理能力和效率。俄罗斯阿斯特拉罕气田天然气中H2S含量高达26，20世纪90年代阿斯特拉罕天然气加工厂在采用的SNPADEA工艺的基础上将吸收剂由DEA改为DEA+MDEA混合溶液。c. 活化MDEA d. UCARSOL系列工艺 e. GasSpec系列溶剂Dow化学公司生产的一系列的以GasSpec为牌号的专用配方溶剂GasSpec SS、GasSpec SS一2、GasSpec CS溶剂具有选择性脱硫的能力，与MEA、DEA相比硫容量高，溶剂循环量低、能耗低、溶剂损耗低。2、膜分离法美国一套采用上述串级流程的天然气处理装置先用Separex膜分离器把原料气中的H2S含量从20降至3；然后再以醇胺法处理，而酸气中的H2s浓度则达到716。该工艺特别适合高含酸性组分的天然气的净化处理，具有广阔的发展前景。3