富含CO_2天然气净化技术现状及研究方向

富含CO2天然气净化技术面临天然气气质和尾气排放标准的双重挑战,故在综述国内外富含CO2天然气脱除CO2技术现状的基础上,分析了现有净化技术存在的问题,即活化甲基二乙醇胺(aMDEA)法CO2吸收剂循环量大、装置能耗高,变压吸附法和膜分离集成法工艺不成熟等。进而提出了活化剂、工艺流程及其操作参数优化、变压吸附和膜分离集成技术等新的研究方向,以期形成适用于富含CO2天然气净化的系列配套技术,助推我国富含CO2天然气的高效开发。     

高含硫天然气脱水工艺技术研讨

根据中国石油天然气集团公司和中国石油天然气股份有限公司立项开展的《高含硫化氢天然气田勘探开发安全生产配套技术研究——含硫气田天然气集输工艺技术专题研究》成果,结合罗家寨高酸性气田开发中三甘醇、低温分离、分子筛脱水三种工艺技术方案进行专项论证。介绍了高含硫天然气脱水工艺的特点及解决的主要关键技术难题。所推荐的分子筛脱水工艺技术已经成功应用在工程建设中,可为类似高酸性气田的开发建设提供借鉴。     

CryoCell低温CO_2捕集技术在高含CO_2天然气处理中的应用

当天然气中CO2含量较高时,需要对CO2采取地下封存措施。传统的CO2脱除技术是在低压下脱除气态的CO2,CO2封存过程能耗较高,CryoCell低温CO2捕集技术则是在低温下以液体的形式把CO2从天然气中脱除出来,然后将液态CO2用泵加压到地下封存所需要的压力储存起来,大大降低了CO2封存过程所需的能耗。文中分析了传统技术在处理高含CO2天然气时的局限性及CryoCell技术存在的优势,重点描述了CryoCell技术的工艺流程。CryoCell技术避开了传统酸性气体处理过程中的缺点,避免了水的消耗、化学药剂的使用和与腐蚀相关的一些问题,能耗和减排成本大大降低,可用于高含CO2气田。     

天然气中CO2脱除技术

天然气中CO2分离是一个重要的气体分离过程,国内外已开发了许多的处理技术。归纳起来这些技术主要分为湿法和干法。MDEA湿法脱碳工艺技术成熟,能耗适中;膜分离技术已在国外海上石油平台上得到应用,国内尚未取得工业装置建设及运行经验;变压吸附适用的范围较宽,可用于天然气中CO2的提浓。     

油田气二氧化碳脱除工艺优选

1．脱除工艺简介 目前在石油、天然气开采及下游加工领域内应 用比较普遍的CO2脱除技术,大致有以下几种: 变压吸附技术、低温甲醇吸收技术、膜分离技术、 醇胺溶液化学吸收技术,以下作简要介绍。 (1)变压吸附技术(PSA)。变压吸附技术是 利用吸附剂的平衡吸附量随组分分压升高而增加的 特性,进行加压吸附、减压脱附的操作方法。PSA 已广泛用于气体分离领域。PSA技术有以下几个特 点:工艺简单,装置操作弹性大;能适合原料气量 和组成较大波动;原料气中有害微量杂质可作深度     

CO2回收和捕集技术及应用新进展

主要介绍几种CO2回收利用方法：溶剂吸收法,变压吸附法,有机膜分离法和催化燃烧法。评述了CO2捕集技术及应用：脱除CO2新溶剂、基于氨的新工艺、CO2吸附技术、易于CO2捕集的纯氧燃烧、分离CO2的膜法技术以及CO2制取碳酸氢钠技术。     

国产复合溶剂在高酸性气田的应用

MDEA溶剂对高酸性气体的脱硫脱碳具有净化度高、能耗低、稳定性高、防腐蚀性及选择性强等优点,但用于含有较高有机硫天然气净化时,单纯MDEA溶液的脱除能力难以令人满意。随着国内高含有机硫海相气田的相继投产,开发出脱有机硫能力强的溶剂越来越重要,华东理工大学研制的UDS复合配方溶剂率先在川东北高含硫气田的普光和元坝净化厂进行了工业试用,取得了较为满意的效果。     

川西低渗致密气藏低伤害压裂技术研究及应用

川西地区重点勘探开发区块A气田遂宁组和B气田蓬莱镇组气藏由于前期压裂工艺技术的不配套,使得压裂施工成功率低、措施有效率低,严重影响了气藏的有效开发.压裂伤害机理研究表明,压裂过程中的伤害主要来源于压裂液和支撑剂造成的裂缝伤害,提出了压裂改造应从低伤害压裂液、压裂优化设计、返排工艺等多个方面降低伤害.研制形成的低稠化剂压裂液稠化剂浓度下降20%、伤害下降11.7%、残渣下降16%.在铺砂浓度实验、前期施工井评价和典型井的模拟和优化的基础上,确定了A气田遂宁组气藏和B气田蓬莱镇组气藏的最优压裂施工方案,形成了以线性加砂工艺技术、变粘压裂工艺技术、低砂比压裂工艺技术、多层压裂工艺、液氮+纤维高效返排等降低施工难度、实现低伤害压裂的配套集成技术.通过低伤害压裂技术的应用,使B气田蓬莱镇组气藏压后平均无阻流量由项目开展前的1.90×104m3/d上升到8.5137×104m3/d,使得A气田遂宁组气藏在2005年底提交天然气含气面积129.07km2,探明储量100.78×108m3,具备持续高速勘探开发的潜力.低伤害压裂技术在川西其它气田得到了推广应用,也为近期目标区块的勘探开发以及类似储层天然气的勘探开发提供了重要的经验和参考价值.     

长深含CO_2天然气气田地面集输系统防腐技术

为了解决长深气田营城组天然气高温、高压、高含CO2所带来的管道设备内腐蚀问题,通过室内实验、现场试验、技术引进和开发的方法,进行地面集输系统管道设备材质和缓蚀剂优选评价,在线腐蚀监测技术应用,管道腐蚀预测软件和腐蚀信息管理数据库研究,优选评价出满足现场工况的材质、缓蚀剂、在线腐蚀监测和腐蚀预测等防腐工艺技术,形成了长深气田地面集输系统CO2防腐对策。     

寒冷地区高含CO2气田集输工艺设计

目前高含CO2气田集输工艺主要面临两个问题:首先是CO2的腐蚀问题,其次是冻堵问题.由于变径、流向突变等因素导致天然气流经弯头及变径部位时会产生节流效应,在场站内工艺管线安装尽量减少弯头及变径.各重要控制点的变送器及液位计等仪表,工艺流程中的部分旁通管线、管道盲端、收发球筒等应设计电伴热及保温.结合高含CO2气田开发方案,优化、简化了集输系统工艺流程;针对高含CO2气田气质参数,对可能采用的碳钢、不锈钢、双金属复合管进行材料比选,从安全性、经济性、国内生产制造能力、现场施工的质量控制等方面进行综合考虑.     

高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究

普光气田是我国迄今为止开发的规模最大、丰度最高的特大型海相碳酸盐岩整装气田,天然气中H2S含量高达13%～18%(φ),CO2为8%～10%(φ),有机硫化合物高达340.6mg/m3,常规脱硫脱碳工艺无法适用。该文通过对高含硫工艺技术进行研究分析,制定了普光气田天然气净化工艺路线,选用甲基二乙醇胺(MDEA)作为吸收溶剂,通过催化反应脱除天然气中有机硫,设置级间冷却器控制CO2的吸收,吸收溶剂通过串级吸收、联合再生,降低了装置能耗和运行成本。该工艺在普光气田应用后,外输产品气中H2S含量在6mg/m3以下,CO2含量低于3%(φ),总硫含量低于200mg/m3。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

油气田地面工程技术进展及发展方向

对十五以来油气田地面工程技术发展和成果进行了全面的梳理和总结,提出了油气田地面工程二次开发油田优化简化关键技术;低渗透油田经济有效开发配套关键技术;稠油油田高效节能开发配套关键技术;三次采油配套关键技术;"高温、高压、高酸性"(以下简称"三高")气田高效安全开发配套关键技术;低产低渗透气田规模效益开发配套关键技术;高含CO2气田开发与CO2驱油提高采收率地面工程配套技术;非常规气田经济有效开发配套关键技术等10项有针对性的油气田开发地面工程配套关键技术及多项特色技术。并结合当前油气田地面工程面临的形势,提出了今后的发展方向。     

高含CO2天然气相变及其物性参数实验测试

实验确定高含CO2天然气从地层到井口是否发生相变以及准确测试高含CO2天然气的物性参数是安全高效开发该类气田的基础研究内容之一.用加拿大DBR公司的JEFRI相态分析仪,测试了高含CO2天然气从地层到井口的相态变化特征和高含CO2天然气的物性参数(偏差系数、体积系数、压缩系数、密度).实验结果表明:在实验范围内,高含CO2天然气不发生相变;随着压力增加,气体偏差因子先减小后增大(最小值出现在15 MPa左右),体积系数和压缩系数均减小(低压下减小的幅度大于高压),密度增加;随着CO2含量的增加,气体偏差因子减小,密度增加且高压下增加的幅度较低压下明显,体积系数和压缩系数均无明显变化;随着温度的升高,气体偏差因子增大且在15 MPa左右变化幅度最大,体积系数增大且低压下增大的幅度较高压下明显,密度降低且高压下降低的幅度较低压下明显,压缩系数影响很小.     

长岭气田高含CO2酸性气藏采气技术

吉林油田长岭气田火山岩气藏具有高温、高压、高含CO2的特点,气井腐蚀环境恶劣.为了有效降低高舍CO2天然气对气井的腐蚀危害,实现安全、高效完井.通过分析气井腐蚀工况和完井材质,形成了相应的防腐措施:采用S13Cr油管、FF、HH井口、配套油套环空缓蚀剂;根据气藏特点,通过管柱优化设计,形成了系列化完井管柱组合;针对气井管柱渗漏问题,形成了提高上扣扭矩等技术措施,现场生产状况良好,有效保障了长岭气田高含CO2气井经济、安全、高效开发,该套技术对于其他类似气田完井投产也有一定的借鉴意义.     

天然气脱氮工艺综述

高含氮天然气不仅热值低、在集输过程中能耗大,而且不能直接用作某些化工原料和天然气汽车燃料。脱除其中的氮气,是提高天然气综合利用价值的重要途径。介绍国外３种主要的天然气脱氮工艺：深冷脱氮工艺、溶剂吸收工艺及变压吸附工艺的原理、工艺流程及工艺特点。指出深冷脱氮工艺具有处理量大、氮气脱除率高、技术成熟可靠等优点,应为我国优先发展的天然气脱氮工艺。     

克拉2气田集气工艺选择

克拉2气田是西气东输工程的主力气田,日产天然气3 000×104m3,单井产量300×104~400×104m3/d,气田具有异常高压、高产、高温、高含CO2及高含盐的特点。介绍了克拉2气田内部集输集气工艺的优化情况,具体包括集气管网布置、气液混输、水合物防止、井口计量、腐蚀控制等方面的选择确定。     

天然气中有机硫化合物脱除工艺评述

天然气中有机硫化合物脱除技术的研发和选择是川东北地区高含硫气田开发的关键技术之一。为此, 综合了分析国内外天然气中有机硫化合物脱除工艺技术。目前已开发出的多种类型工艺中, 应用最为广泛的是以Sufinol法为代表的物理/化学混合溶剂吸收法。中国石油西南油气田公司天然气研究院最近也针对罗家寨、渡口河等高含硫气田所产天然气中同时含有一定量有机硫化合物的情况，开发成功了一种新型物理/化学混合溶剂（CT8 20）。提出原料气中有机硫含量不太高且又以COS为主时，可以采用混合胺溶剂；结合脱除有机硫的要求，高含硫天然气净化工艺流程也有很多改进，其中最重要的是组合/串级流程；建议西南油气田公司加紧开发相关有机硫脱除工艺技术，包括在还原-吸收法尾气处理工艺中应用物理/化学混合溶剂进行选吸脱硫的技术, 探索适用于脱除原料气中有机硫的空间位阻胺、与天然气中有机硫水解（转化）有关的催化剂研制、应用于物理/化学混合溶剂脱硫（及有机硫化合物）的新型物理溶剂。     

天科股份中标香港垃圾沼气提纯为城市燃气项目

由西南化工研究设计院发起设立的四川天一科技股份有限公司(天科股份)，日前攻破技术难关，成功地采用变压吸附气体分离技术将垃圾沼气变为城市燃气。这一技术最近在香港中华煤气公司“从垃圾沼气中脱除CO2浓缩CH4的变压吸附工业装置”的国际招标中一举中标，成为全球第一个用变压吸附法使城市生活垃圾变为绿色能源的环保项目。     

变压吸附脱除乙烯中的CO_2和O_2

在常温、0～ 80kPa下 ,测定了C2 H4、CO2 和O2 气体在两种吸附剂上的吸附等温线和吸附速率曲线。结果表明 ,无论采用何种吸附剂 ,利用吸附平衡性质难以吸附脱除C2 H4中的CO2 和O2 ;但在炭分子筛吸附剂上 ,在吸附的最初阶段 ( 0～ 2min内 ) ,CO2 和O2 的吸附量均大于C2 H4的吸附量 ,可利用CO2 和O2 与C2 H4气体之间吸附速率的差异 ,控制较短的吸附时间 ,吸附脱除C2 H4中的CO2 和O2 ,回收C2 H4。在双塔变压吸附分离装置上 ,考察了变压吸附条件对吸附分离效果的影响。