天然气湿法脱硫技术研究进展

为满足天然气管输和环保规范要求,原料天然气必须经过净化处理。天然气中的酸性气体主要是HgS和CO2,有时还含有少量的硫醇和硫醚等。H2S会腐蚀管道及设备,污染环境,而过量CO2会影响天然气热值,降低经济效益,因此,天然气脱硫脱碳技术备受关注。总结了目前占据主导地位的湿法脱硫技术,论述了物理吸收法、化学吸收法、联合吸收法和氧化吸收法中各主要工艺的原理、流程、优缺点及应用情况,同时介绍了几种具有良好发展前景的新型工艺,比如杂多酸法等。可以看到,醇胺法工艺成熟,脱硫效果显著,尤其是MDEA及其配方工艺,得到了广泛的应用;同时,各种新型技术也日臻完善,天然气脱硫技术正向着多元化的方向发展。     

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天然气膜法脱水工艺技术是近年来发展起来的高新技术，该技术使膜分离技术和固体催化转化技术相结合，既克服了传统工艺脱水的不足，又使集成工艺的优势得以充分发挥。其中天然气膜法脱水工艺技术是天然气“净化”的重要核心内容之一。它利用气体不同组分通过薄膜时的速率分异现象将天然气中的饱和水蒸气除去，从而降低天然气水露点，以达到天然气管输要求。并介绍了天然气膜法脱水的工艺流程，该工艺通过在长庆气田的工业性试验，取得了技术上的成功，与常规的三甘醇脱水工艺相比，具有明显的优越性。     

丙烷制冷装置在天然气处理厂的应用

原料天然气具有反凝析现象，在管输过程中压力降低、温度降低会析出液体，不能满足产品天然气-13℃水露点和烃露点要求，需要对天然气进行脱油、脱水处理。榆林天然气处理厂选择丙烷制冷工艺，选用美国约克公司生产的螺杆式丙烷压缩机，2005年底投产，经过一年的运行，效果良好。对丙烷制冷装置投产到试运行阶段出现的问题及解决进行了介绍。     

低压天然气空冷脱液输送工艺

以防止水化物为目的的甘醇脱水工艺管输低压天然气时,主要缺点是成本高和重烃的损耗。本文根据辽河油田低压天然气的性质、大气温度和地温条件,结合某些非脱水低压输气管线运行的实践,通过对低压天然气管输过程中形成水化物的分析,探讨了利用冬季大气温度低的有利条件,冷却低压天然气,进行低温脱液、回收重烃的工艺方案,并论述了工艺的可行性和适应性。     

榆林气田集输气管道清管周期的确定方法

以榆林气田两种不同脱水脱烃工艺所对应的天然气集输管道为例,计算了清管前后的管输效率,表明适时清管可以大大提高管输效率。针对榆林气田不合理的清管制度,介绍了沿途有、无天然气进出两种情况下天然气管线清管周期的确定方法。实际应用结果表明:该方法简单、可靠,为科学清管提供了依据。     

管道脱水技术在气田集输中的应用

通过总结河尚源气田及横山堡气田集输工艺的设计，论述了采用管道脱水技术对边远气井无人值守、并扩大单井气管线长度的有效措施，即降低投资，又有效地确保了管输天然气的露点要求。     

榆林气田集输气管道清管周期的确定方法

以榆林气田两种不同脱水脱烃工艺所对应的天然气集输管道为例，计算了清管前后的管输效率，表明适时清管可以大大提高管输效率。针对榆林气田不合理的清管制度，介绍了沿途有、无天然气进出两种情况下天然气管线清管周期的确定方法。实际应用结果表明：该方法简单、可靠，为科学清管提供了依据。     

天然气小制冷量低温脱水脱烃技术

在国内某采油厂集气站天然气集榆工程中应用天然气小制冷量低温脱水脱烃技术,降低其管输烃露点和水露点,大幅度降低了天然气低温脱水脱烃的制冷能耗,节约了运行费用,取得了明显的效果.     

呼图壁储气库天然气脱水工艺优化

基于呼图壁储气库集注站采出天然气处理的工艺流程,针对供应西气东输二线的天然气节流后压力不足,应急工况下水露点存在一定风险的问题,对现有天然气脱水工艺流程进行改造。采用PR状态方程进行工艺模拟,用HYSYS软件分别建立三甘醇脱水和丙烷制冷脱水两种仿真模型,对主要工艺参数进行敏感性分析。结果表明,降低三甘醇循环量、重沸器温度和汽提气量能够降低三甘醇脱水工艺的能耗;降低丙烷制冷脱水工艺的天然气预冷温度和丙烷冷凝温度,提高丙烷蒸发温度,有助于压缩机节能降耗。综合两种方案技术经济特性,推荐采用丙烷制冷脱水工艺以满足外输天然气水露点控制要求和压力要求。     

降低胺脱硫装置投资和操作费用的流程

由于能源紧张,含硫天然气的开采更是必不可少。为T输出更多的合格管输天然气,要求缩小设备以及在吸收、压缩和脱水时尽量减少天然气的消耗和损失,这对天然气胺脱硫工艺提出了新的要求。常规的胺脱硫过程,每脱出1公斤酸气要消耗252—2520千卡热量,气体才能达到管输标准。因此,常规胺脱硫过程热负荷大、投资大,若要降低热负荷,就要增加吸收塔的胺用量,但这会造成设备加大和腐蚀等问题;再则,在很多过程中,由于     

增压生产模式下提升脱水橇运行效果措施分析

目前,三甘醇脱水工艺普遍用于对气田原料天然气脱水处理,确保不同时期集气站场外输天然气露点控制在正常指标,有效提高管线输送效率,降低管线的运行风险。随着气田能量的降低,增压开采工程逐步实施,由于系统压力降低造成压缩机进口天然气中含水量升高,同时增压后进脱水橇的天然气温度升高。原料天然气的气质及脱水设备的运行工况发生变化,造成露点控制困难。通过对增压生产模式下脱水橇的脱水效果分析,确定出影响脱水效果的主要因素,提出控制措施,对实际生产具有非常重要的意义。     

丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术在榆林气田的应用

长庆榆林气田南区采用集气站节流膨胀制冷低温分离的工艺技术，但在管输中有反凝析现象，影响了正常生产。同时考虑气田生产后期气井压力降低，大部分气井压力将不能满足天然气进集气站节流制冷达到低温分离的条件。为此选用丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术，集中对天然气进行脱油、脱水处理，取得了满意的效果。文章介绍了在长庆榆林气田南区采用丙烷压缩循环制冷低温天然气脱油、脱水工艺技术以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

DRIZO脱水工艺模拟分析

天然气中存在的水分在一定条件下会形成水合物,堵塞管路和设备,对于含CO_2、H_2S的天然气,水分会导致管内形成酸液,腐蚀管路和设备,因此在天然气外输前需要对其进行脱水处理。对比DRIZO脱水工艺与传统三甘醇脱水工艺的效果,运用HYSYS软件对两种脱水工艺流程进行模拟,在一定气体流量(20℃,101.325 kPa)下,通过改变吸收塔塔板数、共沸剂循环速率和共沸剂种类,对影响DRIZO脱水工艺的因素进行了研究。计算可知,天然气处理量为750×10~4m~3/d,吸收塔操作压力为11.7 MPa(a),三甘醇贫液循环量为4.5 m~3/h,正庚烷作共沸剂其质量流量为5 kg/h,可使处理后的气体含水量满足管输要求。分别选用异辛烷、正庚烷作为共沸剂进行模拟,采用正庚烷作为共沸剂,得到的脱水后干天然气含水量和水露点最低。研究结果表明,DRIZO脱水工艺具有脱水效率高、减少BTEX排放等优点,脱水效果远远好于传统三甘醇脱水流程的脱水效果。     

河坝区块外输管线积液问题及其对策

中国石化川东北重点勘探开发区块河坝区块外输管线河—巴管线（河坝1井—巴中配气站）,在管输过程中有大量冷凝液析出,管线积液严重,导致河—巴管线运行效率降低和管道运行成本提高。为此,介绍了地面分离系统的流程,利用Hysys软件模拟分离流体温度及状态参数对管线积液的影响,并提出了天然气外输温度控制及天然气三甘醇法脱水两套解决方案。经技术经济对比,认为应优先采用外输温度控制方案,该方案现场可实施性和操作性强。     

苏里格气田低温脱水脱烃装置换热工艺优化

苏里格气田天然气的主要成分为甲烷,还含有一定量的C_2~C_6和极少量的C_7+以上重烃组分,为满足管输气的水、烃露点要求,需要同时脱水脱烃。苏里格气田采用中低压集气,集气站来气需增压后外输,因没有剩余的压力能可供利用,所以采取外部冷剂制冷法脱水脱烃。天然气经制冷单元的温降值决定了天然气低温脱水脱烃工艺的能耗,苏里格气田低温工艺制冷装置目前设计的天然气制冷温降值为10℃。经计算认为,通过更换高效的换热器,5℃的制冷温降值就可满足苏里格气田低温脱水脱烃工艺净化要求,而日处理500×10~4m~3天然气低温脱水脱烃装置制冷系统的理论功耗将从494.8 k W降至249.3 k W,可大幅度地降低天然气净化系统的能量消耗。     

新型冷冻法在天然气脱水预处理和轻烃回收中的应用

新型冷却脱水法是一种以周期切换的冷冻方式，它解决了传统冷冻法不能应用于在冰点温度下进行脱水操作的困难。将这种新型冷冻法应用于天然气的脱水预处理，可达到预定的脱水效果，保证了北方地区油气田天然气在冬季的不冻结安全输送；应用于烃烃分离工艺，不仅可以简化流程，减少设备，降低能耗，同时达到较高的Ｃ３收率。分析表明这一新工艺具有技术先进性与经济的合理性。     

利用分输站的压差液化天然气研究

基于天然气长输管线分输站蕴含着巨大的可利用的压力能,提出利用分输站压差液化天然气的工艺。液化工艺中,管输天然气净化采用MDEA(35%)+DEA(5%)的混合胺液脱碳脱硫,4A分子筛脱水;液化采用透平膨胀机制冷。同时,研究了分输站压差、分输量对天然气液化率的影响。该工艺适用于长输管线压降大、分输规模较大的分输站。     

天然气膜法脱水

为了使开采的井口天然气达到管输标准,脱水是必不可少的处理工作,但传统的脱水工艺弊病很多,膜法脱水是新引进的技术,具有巨大的发展潜力。本文从天然气膜法脱水的原理入手．提出了膜选择的特征参数,并深入剖析了膜分离装置各部分的作用,最后通过膜法脱水、传统的三甘醇脱水和分子筛脱水的对比研究和工程实例的数据,充分说明了膜法脱水的优势和可行性。     

丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术在榆林气田的应用

长庆榆林气田南区采用集气站节流膨胀制冷低温分离的工艺技术,但在管输中有反凝析现象,影响了正常生产。同时考虑气田生产后期气井压力降低,大部分气井压力将不能满足天然气进集气站节流制冷达到低温分离的条件。为此选用丙烷压缩循环制冷低温天然气处理工艺技术,集中对天然气进行脱油、脱水处理,取得了满意的效果。文章介绍了在长庆榆林气田南区采用丙烷压缩循环制冷低温天然气脱油、脱水工艺技术以满足外输天然气水、烃露点的要求。     

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三甘醇（TEG）是天然气净化过程中性能优良的脱水试剂,具有热稳定性好、吸水性强、容量再生、利用率高、对设备不产生腐蚀等优点。但是,在天然气净化工艺过程中,TEG会受到天然气所携带高矿化度地层水、凝析油、气井井下的污染物质等污染,往往会造成TEG溶液起泡、产生盐结晶以及高温降解。污染和少量变质的TEG溶液将会降低其脱水性能,影响外输天然气的气质,另外,污染的TEG溶液的排放,将会对环境赞成不同程度的污染。文章通过物理方法回收被污染的TEG溶液,使其再次投入到生产中,可获得较高的经济、利用效益。