天然气技术创新手册

天然气技术创新手册一、概述

天然气作为清洁高效的能源，在现代社会中扮演着重要角色。技术创新是推动天然气产业持续发展的核心动力。本手册旨在系统梳理天然气领域的关键技术及其应用，为行业从业人员提供参考。内容涵盖天然气勘探、开采、加工、运输及利用等环节的技术突破与发展趋势。

二、天然气勘探与开采技术

（一）地震勘探技术

地震勘探是发现天然气藏的主要手段。近年来，高精度三维地震勘探技术逐渐成熟，其优势包括：

(1)提高分辨率，可识别小型构造；

(2)减少噪声干扰，提升数据可靠性；

(3)结合人工智能算法，优化成像效果。

（二）水平井与压裂技术

1.水平井技术：通过钻探水平段，扩大储层接触面积，单井产量提升30%-50%。

2.压裂技术：采用特种催化剂和水力裂解，形成复杂裂缝网络，具体步骤为：

(1)设计井网布局；

(2)注入支撑剂和水力混合液；

(3)裂缝监测与调整。

（三）非常规天然气开采

页岩气、煤层气等非常规资源的开发技术包括：

(1)热力采油法，适用于低渗透率储层；

(2)气化开采技术，提高资源利用率。

三、天然气加工与净化技术

（一）天然气净化工艺

1.酸气脱除：采用分子筛或醇胺法，去除H₂S、CO₂等杂质，标准要求：

-H₂S含量≤10ppm；

-CO₂含量≤3%。

2.氮氧化物脱除：选择性催化还原（SCR）技术可降低NOx排放至20ppm以下。

（二）液化天然气（LNG）技术

液化流程主要包括：

(1)气体预处理，去除杂质；

(2)节流膨胀降温，逐步液化；

(3)储运系统优化，减少蒸发损耗。现代LNG工厂能效达70%以上。

四、天然气运输技术

（一）管道运输

1.干线管道技术：西气东输工程采用X80级钢，设计压力可达10MPa。

2.管道完整性管理：通过漏磁检测（MT）、声发射监测（AE）等技术，确保运行安全。

（二）LNG船运输

1.蒸汽联合循环（S-CO₂）制冷技术，续航能力提升至20天以上；

2.双相式LNG船（BOG回收系统），减少气化损失15%。

五、天然气高效利用技术

（一）分布式能源系统

1.微型燃气轮机发电，发电效率达35%-40%；

2.冷热电三联供，综合能源利用系数提高至70%。

（二）工业燃料替代

1.高炉喷煤技术，降低焦比至200kg/t铁；

2.燃气锅炉低氮燃烧器，NOx排放≤50mg/m³。

六、未来发展趋势

（一）智能化技术

大数据分析、物联网监测系统可优化生产调度，预测设备故障率下降20%。

（二）低碳化转型

甲烷氧化耦合制氢（MTO）技术，副产物CO₂用于地质封存，实现碳循环利用。

本手册通过分项解析技术要点，结合实际应用案例，为天然气行业的创新与发展提供技术框架。

---

（续）二、天然气勘探与开采技术

（一）地震勘探技术

地震勘探仍是寻找天然气藏最核心的手段，其精度和效率不断提升。高精度三维（3D）地震勘探技术的应用尤为广泛，其主要优势在于：

1.提高分辨率与成像精度：现代3D地震采集采用更密集的震源和检波器阵列，结合先进的处理算法（如全波形反演），能够分辨更小的地质体，有效识别储层边界、断层结构，甚至在一定条件下识别烃类指示矿物。例如，分辨率可达到10-15米，对于薄层状储层勘探至关重要。

2.减少噪声干扰：通过使用高信噪比震源（如空气枪、振动源）、优化采集几何关系以及采用先进的滤波和处理技术（如偏移成像、叠前深度偏移），显著降低了地表噪声、多次波等干扰，提升了有效信息的信噪比和成像质量。

3.智能化处理与解释：集成人工智能（AI）和机器学习（ML）算法，可以自动识别地震数据中的复杂模式，辅助进行断层刻画、相分析、储层预测等，提高解释效率和准确性。例如，利用神经网络进行相控反演，能够更准确地恢复地下地层的岩性属性。

4.环境适应性增强：在陆地、海洋及复杂地形（如沙漠、山区）等不同环境下，勘探技术均有所适应。例如，海洋勘探采用空气枪组合和海上钻井平台，陆地勘探则根据地表条件选择不同震源和检波器布局。

（二）水平井与压裂技术

水平井配合大规模水力压裂技术是提高非常规天然气（如页岩气、致密砂岩气）单井产量和最终采收率的关键。

1.水平井钻井技术：

井壁稳定：在钻进水平段时，采用新型PDC钻头和合适的钻井液体系，有效防止井壁垮塌，确保井眼畅通。

轨道控制：利用随钻测量（MWD/LWD）技术，实时监控井斜和方位，精确控制井眼轨迹，使其沿目标储层延伸。现代旋转导向系统可以实现厘米级的角度控制。

完井方式：采用大规模裸眼完井或套管射孔完井，确保储层与井筒的最大接触面积。裸眼完井通常结合多簇射孔枪，射孔密度可达10-15孔/米。

2.水力压裂技术：

压裂液体系：根据储层地质特性选择合适的压裂液（如清水、聚合物、胍胶液），要求具有低伤害、低滤失、高效率携砂能力。液体密度和粘度需精确控制，以适应地层压力和支撑剂输送需求。

支撑剂选择与用量：常用支撑剂为石英砂或陶粒，粒径分布需经过优化设计，以确保在裂缝中形成高导流能力、高强度的支撑结构。支撑剂用量通常为每米井深几十至几百公斤。

压裂工艺：主要包括预压裂（如果需要）、主压裂（单簇或多簇同时压裂）、桥塞堵封、替置液替置等步骤。通过精确控制注入速率、压力和排量，形成复杂、高效的裂缝网络。

裂缝监测与评估：压裂后通过微地震监测、压力恢复测试、产出剖面分析等方法，评估裂缝规模、复杂度和有效性，为后续生产优化提供依据。

3.一体化设计：成功的水平井压裂需要地质、钻井、完井、压裂等多学科紧密配合，进行一体化设计与优化，确保技术方案与实际地质情况相匹配，最大化增产效果。

（三）非常规天然气开采

除了页岩气，煤层气、致密砂岩气、天然气水合物等非常规天然气资源开发也取得了技术进展。

1.页岩气开采技术：

连续油管压裂（CoiledTubingFracturing,CT-Fracing）：适用于井况较差或无法进行大规模水力压裂的井，使用连续油管作为钻具和输送通道，边钻边挤压裂液，效率更高。

氮气压裂/混合气体压裂：使用氮气作为主要压裂液或与水力压裂混合使用，旨在减少液体滤失、降低压裂液伤害、提高裂缝导流能力，尤其适用于裂缝性储层。

2.煤层气开采技术：

排采钻孔：通过钻探垂直或水平钻孔进入煤层，利用煤层自身的渗透性或人工压裂形成渗流通道，将煤层气采出。

解吸与吸附强化：采用注入气体（如CO₂）或化学药剂等方法，降低煤层气吸附能，促进解吸，提高采收率。

地面抽采与井下抽采结合：地面抽采为主，井下抽采（如边采边注）为辅，提高难采煤层的开发效益。

3.致密砂岩气开采技术：

精细储层表征：利用高分辨率地震、测井和岩心分析，精细刻画储层非均质性，指导井位部署和压裂设计。

分簇压裂优化：根据储层物性和裂缝发育规律，优化射孔簇数、间距和排量，形成优势裂缝通道。

长期生产管理：由于致密气藏压力下降快，需要实施精细化的生产动态监测和调整策略，如优化生产制度、实施氮气置换等。

4.天然气水合物开采技术：

减压法：通过降低水合物储层压力，使其失稳分解产生天然气。技术难点在于控制分解过程，避免气体快速膨胀引发的安全风险。

热激法：通过注入热流体或利用地层热能，升高水合物储层温度，使其分解。适用于水合物赋存深度较浅的情况。

化学试剂法：注入某些化学物质（如甲醇），降低水合物的稳定条件，促使其分解。该方法需评估环境友好性。

开采井设计：水合物开采井需要特殊设计，以承受开采过程中的压力波动和温度变化，并防止水合物在井筒内重新生成。

三、天然气加工与净化技术

（一）天然气净化工艺

天然气净化旨在去除其中的杂质，以满足后续运输（如管道输送）、液化（LNG）或特定用途（如化工原料）的要求。主要杂质包括硫化物、二氧化碳、氮气、水以及重烃等。

1.酸气脱除：

化学吸收法（醇胺法）：利用醇胺溶液（如MDEA、DEA、MEA）选择性地吸收酸性气体（H₂S、CO₂）。流程包括吸收塔、解吸塔、再生塔。需精确控制溶液浓度、温度、压力和气体流速，以平衡吸收效率、能耗和溶液损耗。不同浓度的醇胺溶液可分级利用，提高经济性。

物理吸收法（聚乙二醇法）：利用聚乙二醇溶液在特定低温低压条件下吸收CO₂，通过升温减压解吸。该方法对H₂S选择性较差，通常作为CO₂的纯化手段。

吸附法（分子筛）：利用分子筛对酸性气体的高选择性吸附能力，在特定压力下吸附，减压解吸。分子筛可再生使用，适用于小型或移动式装置。对于H₂S的去除效果优于CO₂，但容量有限，需定期更换。

膜分离法：利用气体在膜膜选择透过性的差异进行分离。膜法具有流程简单、无相变、能耗低等优点，但膜污染和选择性随操作条件变化是主要挑战。

流程选择：根据天然气气质（H₂S、CO₂含量）、处理规模、成本和环境要求选择合适的脱酸技术。例如，大型LNG工厂常用低温甲醇洗或物理吸收法与化学吸收法结合的方案。

2.氮氧化物（NOx）脱除：

燃烧后脱除（选择性催化还原SCR）：天然气燃烧过程若控制不当（如空气过量），可能产生NOx。SCR技术通过向烟气中喷入还原剂（如氨水或尿素），在催化剂作用下将NOx还原为N₂和H₂O。催化剂通常负载在陶瓷或金属载体上，需选择低温活性好、抗中毒能力强的催化剂。

燃烧前脱除：采用低NOx燃烧器或富燃料燃烧技术，从源头上减少NOx的生成。适用于大型发电或工业锅炉。

应用场景：主要应用于天然气发电厂或大型工业锅炉，以满足严格的排放标准。其效率和成本取决于催化剂性能、操作温度和还原剂消耗。

3.脱硫技术：

湿法脱硫（如MDEA法）：如前所述，醇胺法也能有效脱除H₂S。

干法脱硫（如氧化锌法）：利用氧化锌粉末或颗粒与硫化氢反应生成硫化锌，实现脱硫。该方法不产生废水，适用于干旱地区或对废水排放有严格要求的场景。需定期补充或再生氧化锌。

4.脱水与脱烃：

低温分馏法：通过降低温度使天然气中的水蒸气和重烃（如C₃+烃）冷凝分离。适用于天然气液化（LNG）工厂或需要深度脱水的场景。需精确控制温度和压力，防止天然气中轻烃冷凝。

吸附法（分子筛）：利用分子筛（如3A、4A、5A型）对水蒸气的强吸附能力，在常温常压下选择性吸附水，达到深度脱水目的。5A型分子筛可同时吸附水蒸气和部分重烃。吸附剂需定期再生（通常通过加热或减压）。

甘醇法（甘醇吸收法）：利用甘醇（如N-甲基二乙醇胺MDEA）溶液吸收天然气中的水蒸气。流程包括吸收塔和解吸塔。甘醇会随天然气流失，需定期补充。

（二）液化天然气（LNG）技术

LNG是将天然气在极低温度下（-162°C）液化后，体积大幅缩小（约为气态的1/600），便于大规模长途运输（船运、管道）和储存。LNG产业链涉及天然气预处理、液化、储存、运输和再气化等环节。

1.天然气预处理：

杂质去除：进入液化工厂的天然气必须经过严格的净化，去除H₂S、CO₂、水、氮气、重烃等杂质。这些杂质会影响液化效率、设备安全（如冷箱材料腐蚀）和产品质量。预处理流程通常包括脱硫、脱碳、脱水、脱重烃等单元。

乙烷回收：对于气藏伴生乙烷或天然气中乙烷含量较高的气源，可考虑在预处理后进行乙烷回收，乙烷可作为液化原料或分离后用作化工原料，提高经济效益。

2.液化工艺：

级联循环（CascadeCycle）：最常用的LNG液化技术。采用两到三台制冷机（通常是透平膨胀机驱动的闭式循环制冷机）串联工作，利用不同制冷剂（如丙烷、乙烯、甲烷）在不同温度区间进行制冷，实现级间热量回收，提高总制冷效率。单级液化能力可达数十万标准立方米/天（scm/d）。

混合制冷剂循环（MixedRefrigerantCycle,MRC）：将多种低沸点制冷剂（如甲烷、乙烷、丙烷）按特定比例混合，利用混合气中各组分沸点的差异实现阶梯制冷。MRC系统结构相对级联循环简单，占地少，但优化设计要求高。

单级膨胀循环（SingleExpanderCycle）：利用天然气自身作为制冷剂，通过透平膨胀机进行膨胀降温。该方法设备简单、投资较低，但膨胀效率受天然气成分影响较大。

液化流程步骤：天然气预处理后进入液化单元，通过制冷机逐级降温，最终在-162°C左右液化。过程中需精确控制各工段压力、温度和流量，确保制冷效率和设备安全。

3.LNG储存与装运：

储存：采用大型低温储罐（通常是地上立式储罐或地下储罐）储存LNG。立式储罐多采用真空夹套绝热结构，内部设有内部冷凝器，用于回收蒸气冷凝成液体，减少蒸发损失。储存压力通常为常压或微正压。

装运：主要通过LNG运输船（槽船）或LNG管道进行。槽船有单槽和双槽（卧式）等多种形式，船体和罐体需采用特殊绝热材料（如真空多层绝热）和结构设计，以最大限度减少LNG在运输过程中的蒸发损失。装船过程需精确控制液位和温度。

4.LNG接收站（RegasificationTerminal）：

再气化：LNG到岸后，在接收站通过再气化装置（如开式回流循环、半开式回流循环、全冷凝循环）将LNG加热并气化，恢复其原有状态，然后送入天然气管网。

BOG（Boil-offGas）处理：在储存和再气化过程中产生的天然气蒸发气（BOG）需要进行回收处理。可以通过BOG压缩机将其压缩后混入管网，或通过BOG液化装置重新液化。

四、天然气运输技术

（一）管道运输

管道是天然气最经济、最常用的运输方式，尤其适用于大规模、长距离的稳定供应。

1.管道材料与设计：

材料选择：根据输送压力、温度、天然气气质（如硫化氢腐蚀性）和环境条件选择合适的管道钢材（如APIX42、X52、X65、X70、X80等高强度钢）。X80及以上级别钢用于高压力、长距离干线管道。

管壁厚度计算：依据API5L或ISO13623标准，考虑内部压力、外部压力、温度、材料许用应力、腐蚀裕量等因素，精确计算管壁厚度。

线路选择与敷设：结合地形地貌、地质条件、沿途设施、环境敏感区等因素进行线路规划。管道通常采用大开挖方式敷设，或在特定区域采用定向钻、顶管等非开挖技术。

绝缘与防腐：采用三层聚乙烯（3LPE）或熔结环氧粉末（FBE）外防腐层，并配合阴极保护系统（牺牲阳极或外加电流），防止管道腐蚀。

2.管道输送工艺：

清管：在管道敷设和运行前，使用清管器（如皮碗式、弹簧式）清除管道内的泥土、杂物，确保管道清洁。清管作业有助于检查管道畅通性，并为后续水压或气压试验做准备。

压力试验：输送前必须进行水压试验或气压试验，验证管道强度和密封性。水压试验通常压力较高（如设计压力的1.25倍），气压试验压力相对较低（如设计压力的1.15倍）。

压缩机站：长距离管道需设置多座压缩站，通过往复式或螺杆式压缩机提升和维持天然气压力，克服管道沿程摩阻损失。压缩机的选型、布置和运行控制对输气效率至关重要。

流量计与调压阀：沿途设置流量计用于监测和计量，设置调压阀用于稳定下游用户压力。

3.管道完整性管理（IntegrityManagementProgram,IMP）：

风险评估：对管道进行风险普查，识别高风险区域（如地质灾害区、第三方施工区、腐蚀敏感区）。评估标准可参考API570或ISO21448。

检测技术：采用多种检测技术进行管道状态评估：

外腐蚀直接评估（NDE）：如超声波测厚、漏磁检测（MT）、射线检测（RT）等，用于发现防腐层破损、管壁腐蚀等。

内检测：使用内检测器（如智能清管器）在管道内部移动，搭载超声波、漏磁、电磁等传感器，全面检测管壁腐蚀、磨损、变形、裂纹等缺陷。

泄漏检测：采用红外摄像、气味监测、声学监测、地面微渗漏检测等方法，及时发现天然气泄漏。

维修与维护：根据检测评估结果，制定维修计划。常见维修措施包括：更换腐蚀超标管段、修复防腐层破损、进行阴极保护系统改造等。

应急响应：建立完善的应急预案，定期进行演练，确保发生管道泄漏、断裂等事故时能够快速响应、有效处置。

（二）LNG船运输

LNG船是运输LNG的主要方式，分为液货舱类型和推进方式。

1.液货舱技术：

独立式低温液货舱（IndependentTank）：最常见的是MVE（MembraneTypeEthylene/PropaneInsulatedTank）型，由内胆（真空层）、外壳、膜状隔热层和气密层构成。结构简单、重量轻、强度好。也有箱式（BoxType）和球形（Spherical）等形式。

containment系统（全包容式/箱式液货舱）：采用两个坚固的外壳和一个柔性内胆（通常为多层复合板结构），中间形成真空夹套。安全性极高，能承受更大的外部压力冲击，适用于超大型LNG船。但结构复杂、重量大、成本高。

隔热性能：液货舱的核心是极低的传热损失，通过多层绝热（真空夹套、气密层、隔热板等）和材料选择（如奥氏体不锈钢）实现。目标是最大限度减少LNG的蒸发损失，通常控制在0.1%-0.3%/天。

蒸发气（BOG）管理：液货舱设计需考虑BOG的产生和控制系统。部分船舶设有BOG再液化装置或压缩后排放/销售的接口。

2.推进系统：

主推进系统：传统上采用柴油主机驱动可调螺距螺旋桨。近年来，混合动力（柴油机+电动机/燃料电池）和全电力推进系统逐渐应用，有助于提高能效和降低排放。

辅助推进系统：通常采用小型燃气轮机或电动机，用于靠离泊位、码头穿梭（TUG）、应急推进等。

3.LNG船类型：

小型LNG船（SmallLNGCarrier,SLOC）：载重1万-7万吨，通常采用Membrane型液货舱，航线相对灵活。

中型LNG船（MediumLNGCarrier）：载重7万-20万吨，常用Membrane或Containment型，是主流船型。

大型LNG船（Large/Large-AmbitiousLNGCarrier,ULGC）：载重20万-25万吨，采用Containment型液货舱，设计航速较高，适合跨洋长途运输。超大型LNG船（VLGC）载重可达27万吨以上。

4.港口与接收站：

码头设计：LNG码头需具备大型船舶靠泊能力、可靠的系泊系统、高效的卸料臂（通常为单点系泊系统SPB，流量可达10万标准立方米/小时）、完善的消防设施和BOG接收处理能力。

安全要求：LNG船运输涉及低温、高压、易燃易爆等特性，整个运输链条（船舶、码头、管道）均需严格遵守安全规范和操作规程，确保人员和环境安全。例如，对静电防护、泄漏监测、消防应急有特殊要求。

五、天然气高效利用技术

（一）分布式能源系统（DistributedEnergyResource,DER）

分布式能源系统将天然气发电、供热、制冷等多种功能整合在一个相对独立的区域内，就近满足用户需求，提高能源综合利用效率。

1.微燃机发电（MicroturbineGeneration）：

技术原理：燃气轮机与发电机耦合，直接燃烧天然气发电，热效率通常在30%-40%。

系统组成：包括微燃机、发电机、燃料处理单元、控制系统、余热回收系统等。

余热利用：微燃机的排气温度较高（可达500-600°C），通过余热锅炉产生蒸汽，用于区域供暖或驱动吸收式制冷机。余热回收效率可达70%-80%，显著提升系统总热效率（COP可达1.0-1.2）。

应用场景：适用于商业建筑、医院、酒店、工业园区等对电、热、冷需求集中的场景。

2.冷热电三联供（CombinedCooling,Heating,andPower,CCHP）：

系统模式：通常以天然气微燃机或内燃机为核心，通过余热产生热水或蒸汽（供暖），通过吸收式制冷机或直接利用排气（朗肯循环）产生冷水（制冷）。发电机提供电力。

能量转换过程：天然气→燃气轮机/内燃机（发电+做功）→发电；做功的热量→余热锅炉/热交换器（产生蒸汽/热水，供暖）；排气→吸收式制冷机/朗肯循环（制冷）。

优势：相比分项供能（分别烧天然气发电、用锅炉供暖、用制冷机制冷），CCHP系统综合能源利用效率高（可达70%-90%），可削峰填谷，提高能源供应可靠性。

3.燃气内燃机发电：也可用于分布式发电，效率略低于微燃机，但运行更平稳，启动响应速度更快。同样具备余热利用潜力。

（二）工业燃料替代

利用天然气替代煤炭、重油等传统化石燃料，用于工业过程加热和动力供应，具有清洁、高效、稳定等优点。

1.燃煤锅炉改烧天然气：

改造要点：更换燃烧器（需适应天然气低热值、无烟尘特性）、调整风量控制、改进烟气处理系统（如脱硫、脱硝，因天然气燃烧产物中SOx、NOx含量低，可能需升级或简化）。

效益：燃烧效率提高（可达90%以上），SO₂、NOx、烟尘排放大幅减少，运行维护更简单。

2.燃气工业炉改造：

应用领域：如陶瓷烧结、钢铁加热、化工合成（如合成氨、甲醇的原料气生产）等过程中的加热炉。

技术要求：燃气燃烧特性与煤炭不同，需优化燃烧控制策略，确保燃烧稳定、高效、低排放。可能需要调整炉体结构或增加余热回收装置。

3.燃气内燃机/燃气轮机驱动工业动力：

替代应用：替代燃油发电机或柴油发动机，为工厂提供电力或驱动压缩空气、水泵等。

优势：天然气价格相对稳定，燃烧清洁，运行成本低，可靠性高。

---

（未完待续）

一、概述

天然气作为清洁高效的能源，在现代社会中扮演着重要角色。技术创新是推动天然气产业持续发展的核心动力。本手册旨在系统梳理天然气领域的关键技术及其应用，为行业从业人员提供参考。内容涵盖天然气勘探、开采、加工、运输及利用等环节的技术突破与发展趋势。

二、天然气勘探与开采技术

（一）地震勘探技术

地震勘探是发现天然气藏的主要手段。近年来，高精度三维地震勘探技术逐渐成熟，其优势包括：

(1)提高分辨率，可识别小型构造；

(2)减少噪声干扰，提升数据可靠性；

(3)结合人工智能算法，优化成像效果。

（二）水平井与压裂技术

1.水平井技术：通过钻探水平段，扩大储层接触面积，单井产量提升30%-50%。

2.压裂技术：采用特种催化剂和水力裂解，形成复杂裂缝网络，具体步骤为：

(1)设计井网布局；

(2)注入支撑剂和水力混合液；

(3)裂缝监测与调整。

（三）非常规天然气开采

页岩气、煤层气等非常规资源的开发技术包括：

(1)热力采油法，适用于低渗透率储层；

(2)气化开采技术，提高资源利用率。

三、天然气加工与净化技术

（一）天然气净化工艺

1.酸气脱除：采用分子筛或醇胺法，去除H₂S、CO₂等杂质，标准要求：

-H₂S含量≤10ppm；

-CO₂含量≤3%。

2.氮氧化物脱除：选择性催化还原（SCR）技术可降低NOx排放至20ppm以下。

（二）液化天然气（LNG）技术

液化流程主要包括：

(1)气体预处理，去除杂质；

(2)节流膨胀降温，逐步液化；

(3)储运系统优化，减少蒸发损耗。现代LNG工厂能效达70%以上。

四、天然气运输技术

（一）管道运输

1.干线管道技术：西气东输工程采用X80级钢，设计压力可达10MPa。

2.管道完整性管理：通过漏磁检测（MT）、声发射监测（AE）等技术，确保运行安全。

（二）LNG船运输

1.蒸汽联合循环（S-CO₂）制冷技术，续航能力提升至20天以上；

2.双相式LNG船（BOG回收系统），减少气化损失15%。

五、天然气高效利用技术

（一）分布式能源系统

1.微型燃气轮机发电，发电效率达35%-40%；

2.冷热电三联供，综合能源利用系数提高至70%。

（二）工业燃料替代

1.高炉喷煤技术，降低焦比至200kg/t铁；

2.燃气锅炉低氮燃烧器，NOx排放≤50mg/m³。

六、未来发展趋势

（一）智能化技术

大数据分析、物联网监测系统可优化生产调度，预测设备故障率下降20%。

（二）低碳化转型

甲烷氧化耦合制氢（MTO）技术，副产物CO₂用于地质封存，实现碳循环利用。

本手册通过分项解析技术要点，结合实际应用案例，为天然气行业的创新与发展提供技术框架。

---

（续）二、天然气勘探与开采技术

（一）地震勘探技术

地震勘探仍是寻找天然气藏最核心的手段，其精度和效率不断提升。高精度三维（3D）地震勘探技术的应用尤为广泛，其主要优势在于：

1.提高分辨率与成像精度：现代3D地震采集采用更密集的震源和检波器阵列，结合先进的处理算法（如全波形反演），能够分辨更小的地质体，有效识别储层边界、断层结构，甚至在一定条件下识别烃类指示矿物。例如，分辨率可达到10-15米，对于薄层状储层勘探至关重要。

2.减少噪声干扰：通过使用高信噪比震源（如空气枪、振动源）、优化采集几何关系以及采用先进的滤波和处理技术（如偏移成像、叠前深度偏移），显著降低了地表噪声、多次波等干扰，提升了有效信息的信噪比和成像质量。

3.智能化处理与解释：集成人工智能（AI）和机器学习（ML）算法，可以自动识别地震数据中的复杂模式，辅助进行断层刻画、相分析、储层预测等，提高解释效率和准确性。例如，利用神经网络进行相控反演，能够更准确地恢复地下地层的岩性属性。

4.环境适应性增强：在陆地、海洋及复杂地形（如沙漠、山区）等不同环境下，勘探技术均有所适应。例如，海洋勘探采用空气枪组合和海上钻井平台，陆地勘探则根据地表条件选择不同震源和检波器布局。

（二）水平井与压裂技术

水平井配合大规模水力压裂技术是提高非常规天然气（如页岩气、致密砂岩气）单井产量和最终采收率的关键。

1.水平井钻井技术：

井壁稳定：在钻进水平段时，采用新型PDC钻头和合适的钻井液体系，有效防止井壁垮塌，确保井眼畅通。

轨道控制：利用随钻测量（MWD/LWD）技术，实时监控井斜和方位，精确控制井眼轨迹，使其沿目标储层延伸。现代旋转导向系统可以实现厘米级的角度控制。

完井方式：采用大规模裸眼完井或套管射孔完井，确保储层与井筒的最大接触面积。裸眼完井通常结合多簇射孔枪，射孔密度可达10-15孔/米。

2.水力压裂技术：

压裂液体系：根据储层地质特性选择合适的压裂液（如清水、聚合物、胍胶液），要求具有低伤害、低滤失、高效率携砂能力。液体密度和粘度需精确控制，以适应地层压力和支撑剂输送需求。

支撑剂选择与用量：常用支撑剂为石英砂或陶粒，粒径分布需经过优化设计，以确保在裂缝中形成高导流能力、高强度的支撑结构。支撑剂用量通常为每米井深几十至几百公斤。

压裂工艺：主要包括预压裂（如果需要）、主压裂（单簇或多簇同时压裂）、桥塞堵封、替置液替置等步骤。通过精确控制注入速率、压力和排量，形成复杂、高效的裂缝网络。

裂缝监测与评估：压裂后通过微地震监测、压力恢复测试、产出剖面分析等方法，评估裂缝规模、复杂度和有效性，为后续生产优化提供依据。

3.一体化设计：成功的水平井压裂需要地质、钻井、完井、压裂等多学科紧密配合，进行一体化设计与优化，确保技术方案与实际地质情况相匹配，最大化增产效果。

（三）非常规天然气开采

除了页岩气，煤层气、致密砂岩气、天然气水合物等非常规天然气资源开发也取得了技术进展。

1.页岩气开采技术：

连续油管压裂（CoiledTubingFracturing,CT-Fracing）：适用于井况较差或无法进行大规模水力压裂的井，使用连续油管作为钻具和输送通道，边钻边挤压裂液，效率更高。

氮气压裂/混合气体压裂：使用氮气作为主要压裂液或与水力压裂混合使用，旨在减少液体滤失、降低压裂液伤害、提高裂缝导流能力，尤其适用于裂缝性储层。

2.煤层气开采技术：

排采钻孔：通过钻探垂直或水平钻孔进入煤层，利用煤层自身的渗透性或人工压裂形成渗流通道，将煤层气采出。

解吸与吸附强化：采用注入气体（如CO₂）或化学药剂等方法，降低煤层气吸附能，促进解吸，提高采收率。

地面抽采与井下抽采结合：地面抽采为主，井下抽采（如边采边注）为辅，提高难采煤层的开发效益。

3.致密砂岩气开采技术：

精细储层表征：利用高分辨率地震、测井和岩心分析，精细刻画储层非均质性，指导井位部署和压裂设计。

分簇压裂优化：根据储层物性和裂缝发育规律，优化射孔簇数、间距和排量，形成优势裂缝通道。

长期生产管理：由于致密气藏压力下降快，需要实施精细化的生产动态监测和调整策略，如优化生产制度、实施氮气置换等。

4.天然气水合物开采技术：

减压法：通过降低水合物储层压力，使其失稳分解产生天然气。技术难点在于控制分解过程，避免气体快速膨胀引发的安全风险。

热激法：通过注入热流体或利用地层热能，升高水合物储层温度，使其分解。适用于水合物赋存深度较浅的情况。

化学试剂法：注入某些化学物质（如甲醇），降低水合物的稳定条件，促使其分解。该方法需评估环境友好性。

开采井设计：水合物开采井需要特殊设计，以承受开采过程中的压力波动和温度变化，并防止水合物在井筒内重新生成。

三、天然气加工与净化技术

（一）天然气净化工艺

天然气净化旨在去除其中的杂质，以满足后续运输（如管道输送）、液化（LNG）或特定用途（如化工原料）的要求。主要杂质包括硫化物、二氧化碳、氮气、水以及重烃等。

1.酸气脱除：

化学吸收法（醇胺法）：利用醇胺溶液（如MDEA、DEA、MEA）选择性地吸收酸性气体（H₂S、CO₂）。流程包括吸收塔、解吸塔、再生塔。需精确控制溶液浓度、温度、压力和气体流速，以平衡吸收效率、能耗和溶液损耗。不同浓度的醇胺溶液可分级利用，提高经济性。

物理吸收法（聚乙二醇法）：利用聚乙二醇溶液在特定低温低压条件下吸收CO₂，通过升温减压解吸。该方法对H₂S选择性较差，通常作为CO₂的纯化手段。

吸附法（分子筛）：利用分子筛对酸性气体的高选择性吸附能力，在特定压力下吸附，减压解吸。分子筛可再生使用，适用于小型或移动式装置。对于H₂S的去除效果优于CO₂，但容量有限，需定期更换。

膜分离法：利用气体在膜膜选择透过性的差异进行分离。膜法具有流程简单、无相变、能耗低等优点，但膜污染和选择性随操作条件变化是主要挑战。

流程选择：根据天然气气质（H₂S、CO₂含量）、处理规模、成本和环境要求选择合适的脱酸技术。例如，大型LNG工厂常用低温甲醇洗或物理吸收法与化学吸收法结合的方案。

2.氮氧化物（NOx）脱除：

燃烧后脱除（选择性催化还原SCR）：天然气燃烧过程若控制不当（如空气过量），可能产生NOx。SCR技术通过向烟气中喷入还原剂（如氨水或尿素），在催化剂作用下将NOx还原为N₂和H₂O。催化剂通常负载在陶瓷或金属载体上，需选择低温活性好、抗中毒能力强的催化剂。

燃烧前脱除：采用低NOx燃烧器或富燃料燃烧技术，从源头上减少NOx的生成。适用于大型发电或工业锅炉。

应用场景：主要应用于天然气发电厂或大型工业锅炉，以满足严格的排放标准。其效率和成本取决于催化剂性能、操作温度和还原剂消耗。

3.脱硫技术：

湿法脱硫（如MDEA法）：如前所述，醇胺法也能有效脱除H₂S。

干法脱硫（如氧化锌法）：利用氧化锌粉末或颗粒与硫化氢反应生成硫化锌，实现脱硫。该方法不产生废水，适用于干旱地区或对废水排放有严格要求的场景。需定期补充或再生氧化锌。

4.脱水与脱烃：

低温分馏法：通过降低温度使天然气中的水蒸气和重烃（如C₃+烃）冷凝分离。适用于天然气液化（LNG）工厂或需要深度脱水的场景。需精确控制温度和压力，防止天然气中轻烃冷凝。

吸附法（分子筛）：利用分子筛（如3A、4A、5A型）对水蒸气的强吸附能力，在常温常压下选择性吸附水，达到深度脱水目的。5A型分子筛可同时吸附水蒸气和部分重烃。吸附剂需定期再生（通常通过加热或减压）。

甘醇法（甘醇吸收法）：利用甘醇（如N-甲基二乙醇胺MDEA）溶液吸收天然气中的水蒸气。流程包括吸收塔和解吸塔。甘醇会随天然气流失，需定期补充。

（二）液化天然气（LNG）技术

LNG是将天然气在极低温度下（-162°C）液化后，体积大幅缩小（约为气态的1/600），便于大规模长途运输（船运、管道）和储存。LNG产业链涉及天然气预处理、液化、储存、运输和再气化等环节。

1.天然气预处理：

杂质去除：进入液化工厂的天然气必须经过严格的净化，去除H₂S、CO₂、水、氮气、重烃等杂质。这些杂质会影响液化效率、设备安全（如冷箱材料腐蚀）和产品质量。预处理流程通常包括脱硫、脱碳、脱水、脱重烃等单元。

乙烷回收：对于气藏伴生乙烷或天然气中乙烷含量较高的气源，可考虑在预处理后进行乙烷回收，乙烷可作为液化原料或分离后用作化工原料，提高经济效益。

2.液化工艺：

级联循环（CascadeCycle）：最常用的LNG液化技术。采用两到三台制冷机（通常是透平膨胀机驱动的闭式循环制冷机）串联工作，利用不同制冷剂（如丙烷、乙烯、甲烷）在不同温度区间进行制冷，实现级间热量回收，提高总制冷效率。单级液化能力可达数十万标准立方米/天（scm/d）。

混合制冷剂循环（MixedRefrigerantCycle,MRC）：将多种低沸点制冷剂（如甲烷、乙烷、丙烷）按特定比例混合，利用混合气中各组分沸点的差异实现阶梯制冷。MRC系统结构相对级联循环简单，占地少，但优化设计要求高。

单级膨胀循环（SingleExpanderCycle）：利用天然气自身作为制冷剂，通过透平膨胀机进行膨胀降温。该方法设备简单、投资较低，但膨胀效率受天然气成分影响较大。

液化流程步骤：天然气预处理后进入液化单元，通过制冷机逐级降温，最终在-162°C左右液化。过程中需精确控制各工段压力、温度和流量，确保制冷效率和设备安全。

3.LNG储存与装运：

储存：采用大型低温储罐（通常是地上立式储罐或地下储罐）储存LNG。立式储罐多采用真空夹套绝热结构，内部设有内部冷凝器，用于回收蒸气冷凝成液体，减少蒸发损失。储存压力通常为常压或微正压。

装运：主要通过LNG运输船（槽船）或LNG管道进行。槽船有单槽和双槽（卧式）等多种形式，船体和罐体需采用特殊绝热材料（如真空多层绝热）和结构设计，以最大限度减少LNG在运输过程中的蒸发损失。装船过程需精确控制液位和温度。

4.LNG接收站（RegasificationTerminal）：

再气化：LNG到岸后，在接收站通过再气化装置（如开式回流循环、半开式回流循环、全冷凝循环）将LNG加热并气化，恢复其原有状态，然后送入天然气管网。

BOG（Boil-offGas）处理：在储存和再气化过程中产生的天然气蒸发气（BOG）需要进行回收处理。可以通过BOG压缩机将其压缩后混入管网，或通过BOG液化装置重新液化。

四、天然气运输技术

（一）管道运输

管道是天然气最经济、最常用的运输方式，尤其适用于大规模、长距离的稳定供应。

1.管道材料与设计：

材料选择：根据输送压力、温度、天然气气质（如硫化氢腐蚀性）和环境条件选择合适的管道钢材（如APIX42、X52、X65、X70、X80等高强度钢）。X80及以上级别钢用于高压力、长距离干线管道。

管壁厚度计算：依据API5L或ISO13623标准，考虑内部压力、外部压力、温度、材料许用应力、腐蚀裕量等因素，精确计算管壁厚度。

线路选择与敷设：结合地形地貌、地质条件、沿途设施、环境敏感区等因素进行线路规划。管道通常采用大开挖方式敷设，或在特定区域采用定向钻、顶管等非开挖技术。

绝缘与防腐：采用三层聚乙烯（3LPE）或熔结环氧粉末（FBE）外防腐层，并配合阴极保护系统（牺牲阳极或外加电流），防止管道腐蚀。

2.管道输送工艺：

清管：在管道敷设和运行前，使用清管器（如皮碗式、弹簧式）清除管道内的泥土、杂物，确保管道清洁。清管作业有助于检查管道畅通性，并为后续水压或气压试验做准备。

压力试验：输送前必须进行水压试验或气压试验，验证管道强度和密封性。水压试验通常压力较高（如设计压力的1.25倍），气压试验压力相对较低（如设计压力的1.15倍）。

压缩机站：长距离管道需设置多座压缩站，通过往复式或螺杆式压缩机提升和维持天然气压力，克服管道沿程摩阻损失。压缩机的选型、布置和运行控制对输气效率至关重要。

流量计与调压阀：沿途设置流量计用于监测和计量，设置调压阀用于稳定下游用户压力。

3.管道完整性管理（IntegrityManagementProgram,IMP）：

风险评估：对管道进行风险普查，识别高风险区域（如地质灾害区、第三方施工区、腐蚀敏感区）。评估标准可参考API570或ISO21448。

检测技术：采用多种检测技术进行管道状态评估：

外腐蚀直接评估（NDE）：如超声波测厚、漏磁检测（MT）、射线检测（RT）等，用于发现防腐层破损、管壁腐蚀等。

内检测：使用内检测器（如智能清管器）在管道内部移动，搭载超声波、漏磁、电磁等传感器，全面检测管壁腐蚀、磨损、变形、裂纹等缺陷。

泄漏检测：采用红外摄像、气味监测、声学监测、地面微渗漏检测等方法，及时发现天然气泄漏。

维修与维护：根据检测评估结果，制定维修计划。常见维修措施包括：更换腐蚀超标管段、修复防腐层破损、进行阴极保护系统改造等。

应急响应：建立完善的应急预案，定期进行演练，确保发生管道泄漏、断裂等事故时能够快速响应、有效处置。

（二）LNG船运输

LNG船是运输LNG的主要方式，分为液货舱类型和推进方式。

1.液货舱技术：

独立式低温液货舱（IndependentTank）：最常见的是MVE（MembraneTypeEthylene/PropaneInsulatedTank）型，由内胆（真空层）、外壳、膜状隔热层和气密层构成。结构简单、重量轻、强度好。也有箱式（BoxType）和球形（Spherical）等形式。

containment系统（全包容式/箱式液货舱）：采用两个坚固的外壳和一个柔性内胆（通常为多层复合板结构），中间形成真空夹套。安全性极高，能承受更大的外部压力冲击，适用于超大型LNG船。但结构复杂、重量大、成本高。

隔热性能：液货舱的核心是极低的传热损失，通过多层绝热（真空夹套、气密层、隔热板等）和材料选择（如奥氏体不锈钢）实现。目标是最大限度减少LNG的蒸发损失，通常控制在0.1%-0.3%/天。

蒸发气（BOG）管理：液货舱设计需考虑BOG的产生和控制系统。部分船舶设有BOG再液化装置或压