油田生產(chǎn)中天然氣的集氣和處理技術(shù)

1、<p>　　油田生產(chǎn)中天然氣的集氣和處理技術(shù)</p><p>　　摘 要：本文主要是針對(duì)油田天然氣的加工工藝進(jìn)行分析。油氣田生產(chǎn)出的天然氣，通過(guò)集氣管網(wǎng)等工藝，經(jīng)分離計(jì)量，送往天然氣處理廠脫硫、脫水，回收硫黃和液烴，能夠獲得符合標(biāo)準(zhǔn)的天然氣或者液化氣產(chǎn)品。 </p><p>　　關(guān)鍵詞：集氣 脫硫 加工 回收 </p><p>　　天然氣是從油氣田產(chǎn)生的，

2、主要由甲烷及少量乙烷，丙烷，丁烷，二氧化碳，氧及硫化氫等組成。一般油井伴生天然氣含甲烷一般在80%左右，最高可達(dá)95%以上，稍帶臭雞蛋的味道或汽油味，極易燃燒和爆炸。 </p><p>　　一、天然氣的主要特性和成分組成 </p><p>　　1.天然氣和原油的生成機(jī)理相同，普遍認(rèn)為是古代生物遺骸長(zhǎng)期沉積地下，經(jīng)慢慢轉(zhuǎn)化及變質(zhì)裂解而產(chǎn)生氣態(tài)的碳?xì)浠衔?，可在氣井壓裂后噴出，或伴隨油田開(kāi)采原

3、油時(shí)伴隨而出。 </p><p>　　2.天然氣蘊(yùn)藏的成分主體是甲烷，比空氣輕，具有無(wú)色、無(wú)味、無(wú)毒之特性，比重0.65。根據(jù)天然氣蘊(yùn)藏狀態(tài)，又分為構(gòu)造性天然氣、水溶性天然氣、煤礦天然氣等三種。而構(gòu)造性天然氣又可分為伴隨原油出產(chǎn)的濕性天然氣、與不含液體成份的干性天然氣。 </p><p>　　二、天然氣的集中收集 </p><p>　　油田普遍采用的集氣方式是通過(guò)管

4、網(wǎng)實(shí)現(xiàn)分散氣體的集中收集。這種考慮對(duì)于綜合布局、氣體輸送方式、集氣壓力等問(wèn)題都能得到有效的解決。集氣管網(wǎng)的布局取決于：①天然氣產(chǎn)生區(qū)塊面積和形狀；②地形和地物；③預(yù)期發(fā)展等。集氣管網(wǎng)布局的基本方式有：放射狀、枝狀、環(huán)狀三種，也可組合使用。集氣管網(wǎng)，根據(jù)所輸流體中的含液量，在容許的壓力降范圍內(nèi)可采用單套管網(wǎng)氣、液混輸，也可在井場(chǎng)將氣和液先行分離，利用兩套管網(wǎng)氣、液分輸。集氣管網(wǎng)的壓力根據(jù)地層壓力，氣液分離工藝和輸氣系統(tǒng)的壓力要求等因素確定

5、。 </p><p>　　三、天然氣的管網(wǎng)收集與集中處理工藝 </p><p><b>　　1.氣液分離工藝 </b></p><p>　　常溫分離 這種技術(shù)是通過(guò)加熱防止形成水合物。來(lái)自井口的天然氣，先加熱，后節(jié)流降壓，再進(jìn)入分離器。氣液分離后應(yīng)分別計(jì)量。加熱程度和降壓級(jí)數(shù)取決于井口溫度和井口壓力。常溫分離一般用于干氣（戊烷及以上餾分含量少于

6、10ml/m3），可在井場(chǎng)或集氣站進(jìn)行。 </p><p>　　低溫分離來(lái)自井口剛剛生產(chǎn)出來(lái)的天然氣，要通過(guò)油水分離器進(jìn)行初步處理。即先在游離水分離器中分出攜帶的游離水，分離器的壓力控制在天然氣反轉(zhuǎn)凝析壓力以上，以防烴類凝析。然后向天然氣流中注入防凍劑，如甘醇等，并節(jié)流降壓，析出的凝析油進(jìn)入低溫分離器。天然氣經(jīng)換冷后輸出，凝析油吸水后的稀甘醇一起進(jìn)入穩(wěn)定塔，然后在油-甘醇分離器中分開(kāi)，前者送往貯罐；后者經(jīng)提濃后重

7、復(fù)使用。低溫分離一般用于濕氣（戊烷及以上餾分含量高于10ml/m3）。 </p><p>　　2.天然氣脫水工藝 </p><p>　　直接來(lái)自氣井或經(jīng)脫硫后的天然氣一般都含有飽和的水，以水蒸氣的方式存在。在天然管道輸送過(guò)程中，隨著壓力和溫度的變化，可能析出凝結(jié)水，甚至結(jié)成冰或固體水合物，堵塞管道，影響天然氣輸送。凝結(jié)水還將使天然氣中的酸性氣體組分對(duì)鋼材起電化學(xué)腐蝕作用。因此，天然氣進(jìn)入輸

8、氣系統(tǒng)前須要進(jìn)行脫水處理，使其露點(diǎn)較輸氣過(guò)程中最低環(huán)境溫度低5℃以上。 </p><p>　　天然氣脫水主要采用三甘醇（或二甘醇）作吸濕劑。甘醇在脫水塔中自上而下與天然氣逆流接觸。吸收其中水分，使天然氣的露點(diǎn)降低至符合輸氣要求，并送往輸氣系統(tǒng)或下一工序。吸水后的醇由塔底流出，經(jīng)換熱、加熱，氣提干天然氣，濃度提高后，用泵送往脫水塔循環(huán)使用，流程。 </p><p>　　3.天然氣脫硫工藝 &

9、lt;/p><p>　　脫除天然氣中H2S、CO2等酸氣組分后外輸。方法大體有以下四個(gè)種類 </p><p>　　一是化學(xué)吸收法 以醇胺類或堿性鹽類溶液為溶劑，在吸收塔中吸收天然氣內(nèi)H2S、CO2等酸性氣體組分，以凈化天然氣。然后在溫度較高、壓力較低的再生塔中產(chǎn)生反方向化學(xué)反應(yīng)，而放出被吸收的H2S、CO2，使溶劑再生。 </p><p>　　二是物理吸收法 利用多乙二

10、醇二甲醚、碳酸丙烯酯、N-甲基吡咯烷酮等有機(jī)溶劑，對(duì)烴類和H2S、CO2等酸氣組分的不同溶解度，在高壓下吸收天然氣中的酸氣組分，使之凈化。 </p><p>　　三是液相直接氧化處理法 這種方法是借加入堿性溶液中氧載體的作用，把被溶劑吸收的H2S直接氧化為元素硫，然后用空氣鼓泡使溶劑再生。這類方法能選擇吸收酸性組分中的H2S，用于處理H2S含量低、CO2與H2S含量的比值高的天然氣，或用于處理硫黃回收裝置的尾氣。

11、 </p><p>　　四是干床處理法 這種處理技術(shù)中以海綿狀氧化鐵、分子篩、氧化鋅等固定床，脫除天然氣中的H2S。海綿狀氧化鐵固定床脫硫是一個(gè)出現(xiàn)較早的方法，由于裝置龐大，不能回收硫黃等缺陷，目前僅用于處理分散而量少的低含硫天然氣。 </p><p>　　4.液態(tài)輕烴回收工藝 </p><p>　　回收天然氣中乙烷以上烴類的目的有二：①控制烴露點(diǎn)，使輸氣過(guò)程中不致

12、有液烴析出，影響輸氣效率；②回收乙烷、液化氣（液態(tài)的丙烷、丁烷或兩者的混合物）、天然汽油，作為化工原料或液態(tài)燃料?；厥找簾N是天然氣處理中一個(gè)重要的步驟，也是重要的產(chǎn)品。目前主要采用低溫凝析法，按照致冷方法，分為：利用天然氣自身“壓力能”的節(jié)流膨脹法或渦輪膨脹機(jī)法，以及外加冷源法。冷凝溫度一般低至-45℃或更低，視產(chǎn)品方案、經(jīng)濟(jì)效益，特別是回收乙烷的程度而定。對(duì)于富含乙烷和丙烷以上烴類的油田氣，若以回收丙烷以上液烴為目的物，一般可采用冷凝

13、溫度為-20～-25℃的外加冷源法，合理回收液烴。 </p><p>　　四、液化氣加工工藝 </p><p>　　油田天然氣經(jīng)過(guò)加壓、降溫、液化得到的一種無(wú)色、揮發(fā)性氣體。由油井伴氣所得的液化石油氣，主要成分為丙烷、丙烯、丁烷、丁烯，同時(shí)含有少量戊烷、戊烯和微量硫化合物雜質(zhì)。由天然氣所得的液化氣的成分基本不含烯烴。液化石油氣主要用作石油化工原料，用于烴類裂解制乙烯或蒸氣轉(zhuǎn)化制合成氣，可作

14、為工業(yè)、民用、內(nèi)燃機(jī)燃料。其主要質(zhì)量控制指標(biāo)為蒸發(fā)殘余物和硫含量等，有時(shí)也控制烯烴含量。 </p><p>　　五、天然氣制氫工藝 </p><p>　　1.天然氣絕熱轉(zhuǎn)化制氫 </p><p>　　這種技術(shù)最突出的特色是大部分原料反應(yīng)本質(zhì)為部分氧化反應(yīng) ，控速步驟已成為快速部分氧化反應(yīng)，較大幅度地提高了天然氣制氫裝置的生產(chǎn)能力，對(duì)于專業(yè)的油氣集輸企業(yè)具有良好的成品

15、效應(yīng)，天然氣絕熱轉(zhuǎn)化的制氫工藝采用廉價(jià)的空氣做氧源，設(shè)計(jì)方案中含有氧分布器的反應(yīng)器可解決催化劑床層熱點(diǎn)問(wèn)題及能量的合理分配，催化材料的反應(yīng)穩(wěn)定性也因床層熱點(diǎn)降低而得到較大提高，天然氣絕熱轉(zhuǎn)化制氫在加氫站小規(guī)?，F(xiàn)場(chǎng)制氫更能體現(xiàn)其生產(chǎn)能力強(qiáng)的特點(diǎn)。該工藝具有流程短和操作單元簡(jiǎn)單的優(yōu)點(diǎn)，可明顯降低小規(guī)模現(xiàn)場(chǎng)制氫裝置投資和制氫成本。 </p><p>　　2.天然氣部分氧化制氫 </p><p>

16、　　天然氣催化部分氧化制合成氣，相比傳統(tǒng)的蒸汽重整方法比，這個(gè)處理過(guò)程能耗低，可以采用相對(duì)廉價(jià)的耐火材料堆砌建設(shè)成反應(yīng)器，采用高溫?zé)o機(jī)陶瓷透氧膜作為天然氣催化部分氧化的反應(yīng)器，將廉價(jià)制氧與天然氣催化部分氧化制氫結(jié)合同時(shí)進(jìn)行。初步技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)估結(jié)果表明，同常規(guī)生產(chǎn)過(guò)程相比，其裝置投資將降低約20～25%，生產(chǎn)成本將降低30～40%。 </p><p>　　3.天然氣高溫裂解制氫 天然氣高溫裂解制氫是天然氣經(jīng)高溫催化分

17、解為氫和碳該過(guò)程由于不產(chǎn)生二氧化碳，被認(rèn)為是連接化石燃料和可再生能源之間的過(guò)渡工藝過(guò)程。遼河油田對(duì)于天然氣高溫催化裂解制氫，廣泛開(kāi)展了大量的研究探索工作，并且前景良好。 </p><p>　　4.天然氣自熱重整制氫 </p><p>　　這種工藝同重整工藝相比，變外供熱為自供熱，反應(yīng)熱量利用較為合理，原理是在反應(yīng)器中耦合了放熱的天然氣燃燒反應(yīng)和強(qiáng)吸熱的天然氣水蒸汽重整反應(yīng)，反應(yīng)體系本身可實(shí)

18、現(xiàn)自供熱。另外，由于自熱重整反應(yīng)器中強(qiáng)放熱反應(yīng)和強(qiáng)吸熱反應(yīng)分步進(jìn)行，因此反應(yīng)器仍需耐高溫的不修銹鋼管做反應(yīng)器，這就使得天然氣自熱重整反應(yīng)過(guò)程具有裝置投資高，生產(chǎn)能力低等缺點(diǎn)，需要在實(shí)際應(yīng)用中視實(shí)際效果進(jìn)行調(diào)整。 </p><p><b>　　參考文獻(xiàn) </b></p><p>　　[1]朱利凱，陳賡良；低溫下甲烷-二氧化碳體系相平衡的模型研究[J]；石油學(xué)報(bào)1988年