水合物法净化酸性天然气的工艺探讨

天然气中H2S、CO2、有机硫化合物等酸性组分的存在,不仅会造成金属腐蚀、环境污染,还会影响天然气的输送、加工和使用。对酸性天然气进行净化处理,使其满足商品气或管输气的质量要求,是天然气资源利用的一个重要环节。气体水合物相平衡研究表明,单组分CH4、CO2、H2S气体及(CH4+H2S+CO2)三元体系在纯水中生成水合物的条件存在显著差异,可利用水合物的生成过程逐一脱除酸性天然气中的H2S和CO2。基于此,提出了一种利用水合分离技术处理酸性天然气的新工艺,以优化流程、降低能耗、提高酸性组分的脱除效率。     

高含CO_2气田水合物法脱碳工艺

天然气中CO2的存在会给天然气的输送和深加工带来诸多危害,必须对其进行脱除。水合物分离技术作为一种新型分离手段,以其条件温和、适用面广、回收率高、流程短、能耗低等优点,受到国内外的广泛关注。鉴于CH4和CO2生成水合物的条件存在显著差异,可利用水合物生成过程,使CO2优先生成水合物相,实现天然气的脱碳净化。     

水合物法储运天然气技术

以天然气水合物方式储运天然气是一种新型的既安全可靠,又能大幅降低运输费用的方式。文章从天然气水合物制备、储存、运输和分解四个方面分析了水合物储运的相关技术,指出了存在的问题,并对其应用前景进行了展望。     

天然气水合物储存技术研究

气体水合物是一类笼形结构的冰状晶体,它具有含气量大（160－180V／V）的特点,本文介绍了天然气水合物的结构,储存技术和应用前景。     

水合物法天然气脱酸的影响因素

为了促进水合物法分离CO₂在天然气脱酸工艺中的应用,以CH₄+CO₂混合气为例,采用CO₂分离率、CH₄损失率及分离因子作为水合物法脱酸的评价指标,利用自主设计的水合物法气体分离实验装置考察了初始压力、操作温度、四氢呋喃（THF）及实验用水量对水合物法分离CH₄+CO₂混合气的影响。结果表明,随初始压力增大和操作温度降低,平衡时气相CO₂浓度降低,CO₂分离率和CH₄损失率同时增大,分离因子小幅减小;随THF浓度增大,平衡时气相CO₂浓度增加,在THF摩尔分数为1.0%时,体系具有较大的CO₂分离率和分离因子,较低的CH₄损失率;随实验用水量增加,平衡时气相CO₂浓度降低,CO₂分离率增大,CH₄损失率减小,分离因子增大。综合分析,可通过提高初始压力、降低操作温度、增加实验用水量,并添加摩尔分数1.0%THF来促进水合物生成,提高分离效率。     

置换减压法开发天然气水合物工艺及数值模拟

天然气水合物是能源领域尚未开发的领域之一,有巨大的潜力来满足未来的能源需求,降压、热刺激、碳交换和抑制剂注入是其生产过程中涉及的四种开采方法。文章提出了采用双水平井降压 ＋二氧化碳置换法开采天然气水合物,应用油藏模拟器 ＣＭＧ对矿藏条件下水合物进行数值模拟分析,模拟了多组分、多相流体和热流在地下的流动和传输,以及甲烷饱和度和温度分布,估算了水合物解离产气量和出砂量。模拟结果表明,随着开采的进行,甲烷饱和度降低,顶部的水合物优先开始分解,二氧化碳置换区域地层温度提高 ２～５℃,温度升高促进甲烷持续解离,形成了一个连续交换和生产的循环过程;同时随着甲烷产量的增加,生产井出砂量也随之增加。采用双水平井开采技术,扩大了水合物储层的波及面积,有效增加了产气量,达到商业开采价值规模。研究结果为科学评价天然气水合物开采技术的可行性、经济性提供了理论依据。     

天然气集输脱水脱硫工艺研究及发展方向

天然气脱水的目的是保证天然气集输过程不析出液态水,不形成水合物,减小对管道和设备的腐蚀.甘醇脱水是世界上使用最为广泛的脱水技术,常用的是三甘醇(TEG)脱水,目前国内外开始重视甘醇脱水法和低温分离综合脱水的方法,其净化效果好,处理量大,自动化程度高,而且脱水的同时也脱油.在天然气中常含有H2S、CO2和有机硫化物,这些气相杂质的存在会造成金属材料腐蚀,并污染环境.利用元素钨、钼制取的化合物能够同时进行脱硫制硫,该法将成为液相氧化法脱硫工艺中一个值得重视的热点技术.     

天然气水合物抑制剂

概述了抑制天然气水合物生成的方法,重点介绍了水合物生成温度降与抑制剂浓度的关系,列出了几个关系式,最后简介了水合物抑制剂的发展动态.     

天然气水合物储运天然气技术

随着世界能源需求的不断增长以及天然气资源的大力开发和利用,必然要求不断完善天然气储运技术。天然气水合物储运天然气技术具有安全可靠、成本低等优势,备受瞩目。概括了目前天然气主要的储运方式,简单介绍了天然气水合物的特性,从天然气水合物的制备、储存、运输、分解等几个方面分析了天然气水合物储运技术,比较分析了天然气水合物技术与其他天然气非管输技术的经济性。     

高效塔盘在天然气脱硫工艺中的应用

天然气胺法脱硫技术中的脱硫塔、再生塔,容易出现拦液发泡、能量消耗较大、操作不稳定等一些问题。分析了产生这些问题的原因,提出了解决方案:将CJST塔盘代替脱硫塔、再生塔原来的浮阀塔盘,并付诸实施。技术改造后的实际开车结果表明,脱硫系统运行效果良好,前述问题均得到有效解决。     

天然气水合物生成溶液的表面张力研究

提出使用高性能的氟碳表面活性剂来促进天然气水合物的生成,并通过实验研究了氟碳表面活性剂、碳氢表面活性剂及其复配后的表面活性性能,分析了配比、浓度和温度对复配溶液表面张力的影响,提出相应的表面张力计算关联方法。最后分析研究了压力对天然气水合物溶液表面张力的影响,提出利用等张比容法(基团贡献法)计算表面张力。此研究为表面张力对天然气水合物形成的影响提供一定的研究基础。     

预测天然气水合物生成条件回归公式的评价

水合物的生成会给天然气生产和集输过程带来极大的困难,准确预测水合物形成条件至关重要。归纳总结了预测天然气水合物形成温度的回归公式,包括Makogon公式、Towler公式、Bahadori公式。通过比较公式计算值与实验值,计算出平均相对误差来评价各公式的计算精度。计算结果表明,对于非酸性天然气,3种公式的平均相对误差分别为0.55%、0.40%和0.43%。对于低含CO2天然气,3种公式的平均相对误差分别为0.41%、0.32%和0.52%。Towler公式的计算精度最高。此外,3种公式均无法准确预测含硫天然气的水合物形成温度。     

天然气水合物形成预测方法及应用

在天然气开采及运输过程中,气体组成、温度、压力和含水量成为水合物形成的主要原因,所以,天然气水合物的形成预测方法和防治成为天然气科学界十分关注的问题。本文对常用的天然气水合物的形成预测方法进行介绍和对比,并应用于油田实际的水合物生成预测。     

喷射引流法天然气脱硫技术研究

天然气中的含硫酸性物质会引起管道腐蚀、环境污染、催化剂中毒等问题,对天然气进行脱硫不仅能避免上述问题,还可以增大天然气管道内的传输体积。研究了一种喷射引流器装置对天然气进行脱硫的技术,脱硫过程中选取碳酸钠溶液作为脱硫剂。介绍了喷射引流器的原理,对喷射引流器的结构设计进行过程推导和计算,然后通过实验验证了所设计喷射引流器的引射比,并计算了天然气的脱硫率。实验结果表明,喷射引流器结构设计合理,同时表明该技术可有效地对天然气进行脱硫处理。     

公式法预测天然气水合物形成条件及其评价

天然气水合物的形成会对天然气开采及运输过程造成危害,因此,预测天然气水合物形成条件至关重要。目前,预测方法主要有热力学模型法、公式法及图像法。其中,公式法因计算简单、方便工程应用而备受关注。介绍了8种不同公式,通过已知压力计算温度和已知温度计算压力两种情况,对非酸性天然气、高含CO_2的酸性天然气、高含H_2S的酸性天然气水合物形成条件的计算值与实验值进行对比。当通过压力计算水合物形成温度时,对于非酸性天然气,推荐使用Bahadori法;对于高含CO_2的酸性天然气,推荐使用Hammer法;对于高含H_2S的酸性天然气,推荐使用ZahediⅠ法。当通过温度计算水合物形成压力时,发现仅有Towerl法、Bahadori法及Hammer法对非酸性天然气计算误差较小,所有公式对高含CO_2的酸性天然气及高含H_2S的酸性天然气均不适宜。     

Phase equilibrium modelling of natural gas hydrate formation conditions using LSSVM approach

The formation of gas hydrates in industries and chemical plants, especially in natural gas production and transmission, is an important factor that can lead to operational and economic risks. Hence, if the hydrate conditions are well addressed, it is possible overcome hydrate-related problems. To that end, evolving an accurate and simple-to-apply approach for estimating gas hydrate formation is vitally important. In this contribution, the least square support vector machine (LSSVM) approach has been developed based on Katz chart data points to estimate natural gas hydrate formation temperature as function of the pressure and gas gravity. In addition, a genetic algorithm has been employed to optimize hyper parameters of the LSSVM. Moreover, the present model has been compared with five popular correlations and was concluded that the LSSVM approach has fewer deviations than these correlations so to estimate hydrate formation temperature. According to statistical analyses, the obtained values of MSE and R² were 0.278634 and 0.9973, respectively. This predictive tool is simple to apply and has great potential for estimating natural gas hydrate formation temperature and can be of immense value for engineers who deal with the natural gas utilities.