油气集输工艺技术现状与展望第三章 天然气集输.docx
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油气集输工艺技术现状与展望第三章天然气集输
第三章天然气集输
天然气是埋藏在地下的一种可燃气体，是以多种低碳饱和烃为主的气体混合物，其主要成份为甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷、戊烷及微量的重碳氢化合物和少量的其它气体，如氮气、二氧化碳、一氧化碳、氦气、硫化氢、水汽等。
天然气从生产来源上一般分为气层气和油田伴生气两类。
气层气是从气田开采出来的天然气，其中甲烷含量占总体积的90%以上；油田伴生气则是指从油田中和石油一起开采的可燃气体，亦称石油气。
石油气的成份和气田气差不多，但重碳氢化合物的含量则较气田气高，甲烷含量一般占总体积的80%~90%。
一般来说天然气中甲烷含量大于90%的称为干气或贫气。
甲烷含量低于90%，而乙烷、丙烷等烷烃的含量在10%以上的称为湿气或富气。
根据天然气开采的方式不同，天然气可分为：
气田气、凝析气田气、油田气层气和油田气。
表3—1列出了部分天然气的气体组成。
表3-1各种天然气组成对照表
化合物
名称
C1
C2
C3
C4
C5
》C6
其他
气田气
（四川高阳寺）
98·81
1·05
0·17
/
/
/
0·96
凝析气田气
（大港板桥）
68·73
11·10
6·40
3·79
1·78
6·73
1·47
油田气层气
（胜利油田）
97·70
0·10
0·50
0·30
0·20
0·10
3·10
原油直接分出气
（胜利胜坨油田）
86·60
4·20
3·50
2·60
1·10
0·30
1·70
原油稳定气
（胜利油田）
2·53
6·90
18·64
33·18
30·45
4·60
3·61
从表中可以看出，气田气和油田气层气中甲烷含量高，丙烷以上重主分含量低，而原油稳定气和原油直接分出气的甲烷含量相对较少，重主分含量较多。
天然气集输的内容包括气井矿场集输、天然气净化、增压技术、泄漏与防盗监测技术、天然气计量等内容。
1.气层气地面集输工艺
气层气生产主要采取枯竭式开采工艺，即靠自喷生产。
随着气田天然气的不断开采，气井天然气的压力逐步降低，当降至低于集气管线压力时，便不能集入集气管网。
这种低压气在我国开采较早的天然气气田正在逐年增多。
对于气井压降不一致的气田，如果条件许可时，因尽量实行高、低压管分输。
低压气输给当地用户，高压天然气进入集气干线；若因种种原因，气田气以建一个系统为宜时，则需建气田天然气增压站，将低压气增压后进入管网。
天然气从气井采出后，在流经节流元件时，由于节流作用，使气体压力降低，体积膨胀，温度急剧下降，这样可能生成水化物而影响生产。
为了防止水化物的生成，我国目前有两套气田地面集输工艺模式：
一是井口加热节流地面工艺模式，二是井口注醇高压集输工艺模式。
国内外广泛采用加热的方法来提高天然气的温度，以使节流前后气体温度高于气体所处压力下水化物的形成温度。
井口加热节流地面集输模式，在四川气田、胜利油田等老油田使用较多。
在井场对气井产出的天然气先加热，然后节流，对于压力较高的井，可两次加热两次节流，并进行气液分离并计量，或去集气站分离、计量后外输。
配有井下气嘴的气井，在地面集输过程中不再配备加温设备。
井口注醇集输模式，在近年来新开发的西部气田使用较多，如靖边气井、涩北气田都采用了这种模式。
在井口不设任何设施，设在集气站的注醇泵通过注醇管线将醇注入井口产出的天然气中，以防冻堵。
注醇后的天然气直接集中到集气站，在集气站节流、分离、计量，然后输往总站集中处理（脱硫、脱水）。
这种模式的工艺特点是：
简化了流程，管理方便，投资低，但由于需要注醇，运行费用较高。
2.天然气集输工艺主要设备
2.1气嘴
气嘴是气井地面流程的重要部件，用于调节控制气井的产量。
在实际生产中，有多种情况要求限制气井的产量，如防止底水锥进、地层出砂以及控制井口压力，以满足地面设备的耐压要求或防止生成水化物等。
高压气体在气嘴中的流动处于“临界流”状态，此时，气嘴下游压力变化对气井产量没有影响。
2.1.1气嘴的形状
常用的气嘴呈圆柱孔状，孔径根据配产的需要而定，胜利油田一般在3mm左右。
除了气嘴之外，还有针型阀，四川气田多用针形阀，其优点是便于调节，不像气嘴那样需要停井、拆卸、更换等操作；其缺点是不耐磨，非常容易被刺坏，因此，四川气田的一些高压高产井也开始改用直孔状气嘴。
气嘴的形状还有文丘里喷管状。
要达到临界流状态，气嘴后的压力应在气嘴前压力的60%以下，而使用文丘里喷嘴，则在85%以下即可，从而减小了气嘴的能耗，延长了临界流的范围，适用于低压气井。
2.2.2耐磨气嘴
气嘴对于出砂气田则更为关键。
由于气井地处野外，分布分散，不便于生产管理，在日常生产中不可能、也不应该频繁关井检查气嘴，而且现如今气井监控主要靠工人责任心，都没有装自动化监测仪表。
所以对于气嘴的性能要求是高度的可靠性。
气嘴刺大是由于气流带砂，对气嘴内壁高速冲刷而造成的磨损，属于磨料磨损。
假设气井油压4.8Mpa，回压1.7Mpa，气体在气嘴内达到音速状态，此时的气体速度达到487m/s，如此高速比喷砂除锈厉害多了。
对于磨料磨损，应选择抗磨损的材料。
石英砂粒的HRC硬度是66，所以气嘴的硬度要大于66。
我们经过调查和试验，选取了ZrO2工程陶瓷两种材料。
ZrO2工程陶瓷是一种性能优越的工程陶瓷，具有硬度高、抗磨损，抗腐蚀等特点，另外它的热膨胀系数非常接近于金属，也就没有了陶瓷与金属结合因温差变化而带来的诸多问题，是近几年来研究开发很活跃的新型材料，在刀具、喷砂嘴、抽油泵凡尔球等方面取得了显著的效益。
有资料介绍，该材料的耐磨能力是中碳钢的20—25倍，工具钢的4倍。
它以ZrO2工程陶瓷为原料，经过粉料煅烧、静压成型、高温烧结等十几道工序加工而成，其主要性能见表3—2。
表3—2PSZ陶瓷材料的主要性能
硬度
（HRC）
密度
（g/cm2）
弯曲强度
（Mpa）
断裂韧性
（MPa.m1/2）
热膨胀系数
（10-6/°C）
扬氏模量
（Mpa）
88—93
5.7—6.0
800—1100
11.0—18.5
11.4
2.4×105
结构及加工工艺：
陶瓷气嘴的外套仍是钢材，内芯是陶瓷。
陶瓷与钢件之间过盈配合，结合紧密。
在气嘴的出口端有一个台阶，装配面还涂抹了胶粘剂，这样形成三保险，防止陶瓷内衬在高压作用下移动、脱离。
陶瓷气嘴耐磨性很好，大大延长了气嘴寿命，提高了气井的安全系数，使一些严重出砂井恢复了生产，使用寿命可达两年以上，值得在出砂气田推广应用。
2.2.3井下活动气嘴
气嘴大多安装在井口，进加热炉之前。
1988年，四川石油管理局发明了井下活动气嘴，即把气嘴安装在井下油管内。
井下活动气嘴是指将通常安装在井口地面的气嘴改为安装到井下油管内，利用了地热，省掉了井口地面加热炉，节约燃气，降低了生产建设成本。
但是井下气嘴的更换比较麻烦，故在出砂、出水较多的气井尽量不使用井下气嘴，而且地热的加热效果有限，不适合寒冷地区。
2.2增压设备
天然气增压的方法，一般有两种：
2.2.1机械增压法
机械增压法所使用的设备是天然气压缩机。
压缩机在原动机的驱动下运转，将天然气
引入压缩机，在压缩机转子或活塞的运转的运动过程中，通过一定的机械能转换和热力变换过程，使天然气的压能增加，从而达到增压目的。
气体压缩机的种类很多，如往复式、离心式、螺杆式等等。
2.2.2高、低压气压能传递增压法
高、低压气压能传递增压法所使用的文丘里管喷射器（亦称增压喉），用高压天然气通过喷射器，以很高的速度喷出，并把喷射器喷嘴前的低压气带走。
即利用了文丘里喉管的抽吸效应来引射低压气，使低压气达到升压的目的。
它的特点是不需外加能源，结构简单，喷嘴可更换调节，操作使用方便，但效率低，适合在高低压气井相邻的气田推广应用。
据美国《近海》杂志1994年12月号报道，Schutte&KertingBensalem公司利用这种技术大幅度提高了低压气井的产量。
生产平台的一口浅层气井地层压力为2.1MPa，产出气跟邻井汇合后外输，由于邻井压力较高，此井产量较低，而采用压缩机又不合算。
公司安装了文丘里喷射机，使器产气量由原来的4.25×104m3/d提高到14×104m3/d，使这个几乎要关闭的气井重新恢复生产。
在四川气田也有应用。
自1982年7月，我国首次安装试运于天然气集输工程的燃气发动机—压缩机组在四川兴3井建成投产以来，天然气气田增压工作得到了迅速发展，不仅在四川13个气田建了增压站，而且在中原、辽河、大庆、胜利、华北、大港等油田，增压站也迅速增加。
据不完全统计，到1999年底，全国共有气田天然气增压机组260多套，表3-3列出了部分增压机组的有关数据。
制造厂
机型
排量
m3/min
压力，MPa
轴功率
KW
驱动机型号
或类型
使用油田名称
台数
（台）
进气
排气
上海压缩机厂
H22（Ⅱ）—260/15
260
1.5
2000
TDK260/55—24
大庆/大港
11/6
沈阳气体压缩机厂
4M12—100/42
100
4.2
1000
电动机
辽河
16
北京第一通用机械厂
4L—45/1—6
45
0.1
0.6
150
电动机
辽河
13
北京第一通用机械厂
P—28/2—8
28
0.2
0.8
90
电动机
胜利
3
四川空气
压缩机厂
2D16-10.4—14.4/5—68
10.4~14.4
0.5~6.0
6.8
283~757
TDF800—16/2150
四川
2
美国艾瑞尔公司
JGR/2—L
150
G379天然气
发动机
四川
2
美国库伯能源服务公司
DPC—60
45
二冲程天然气
发动机
四川
6
美国英格索兰公司
2KDA/G342NA
27.2
0.35
1.05
149
G342天然气
发动机
华北
2
美国英格索兰公司
2KOA—1
20
0.05~0.15
0.8
632
天然气发动机
胜利
3
美国德来赛兰公司
2RDS—1
86.1
0.3
1.2
700
G399天然气
发动机
中原
16
表3—3国内气田天然气压缩机组使用现状表
胜利油田油气集输公司在孤东、孤岛气田共安装了五台DW—1/5—20型天然气增压机组，该机组是由蚌埠压缩机厂生产的TY0120型天然气压缩机和胜利油田动力机械厂生产的1190NT—3型天然气发动机配套组成的，每年可增压天然气600余万m3，经济效益300余万元。
2.3分离器
天然气中往往含有液体和固体杂质。
液体杂质包括水和油，固体杂质包括泥砂、岩石颗粒等。
这些杂质如不及时除掉，会对采气、输气、脱硫以及用户带来很大危害，影响生产正常进行。
因此，为了避免上述危害，天然气从井底产出后，先必须进行气液分离。
2.3.1分离设备类型及适用范围
分离器是分离气液（固）的重要设备。
它广泛用于采气井场、集气站、输气管道以及天然气净化厂中。
采输系统所使用的分离器种类很多，根据分离器的类型可分为：
立式分离器、卧式分离器、球形分离器和卧式三相分离器等。
按作用原理可分为：
重力式、离心式和混合式三种分离器。
①重力分离器
重力分离器有各种各样的结构形式，但其原理都是利用天然气和被分离物质的密度差来实现的。
除温度、压力等参数外，最大处理量是设计分离器的一个主要参数，只要实际处理量在最大设计处理量的范围内，重力分离器能够适应较大的负荷波动。
在采气工程中，由于单井产量的递减、新井投产以及配气要求等原因，使气量变化较大，因此重力分离器应用也较为广泛。
立式重力分离器占地面积小，易于清除筒体内污物，便于实现排污与液位自动控制，通常用于分离含液量较多，液体或固体微粒较大的天然气，以及对净化要求不高的气井口、集气站的天然气初步分离。
②离心分离器
天然气中所含粉状杂质仅靠重力分离是不能满足工艺要求的，因为要想分离的颗粒直径越小，所需的分离器直径就越大。
这样不仅耗费钢材，而且筒体直径增大，壁厚增加，加工困难，很不经济。
因此还常用离心式分离器。
其主要特点是天然气和被分离液体沿分离器筒体切线方向以一定速度进入分离器，并沿筒体内壁作旋转运动，在其离心力的作用下，达到气液分离目的。
离心分离器分离效率较高，可基本除去5μm以上的液滴，结构较简单、分离粉状杂质好的分离设备，在现场得到了广泛应用，但却不适应负荷波动较大的场所，使其在集气站和采气井场的应用受到限制。
③气体过滤器
天然气经过管线长距离输送后，气体中的主要杂质将是腐蚀产物和粉尘杂质（如硫化铁粉末），而一般的重力式和离心式分离器很难分离这些粉尘。
因此，集气站上往往也用气体过滤器来解决天然气的分离粉尘问题。
气体过滤器可分为干式过滤器和过滤分离器等，它们都具有多功能的复合体，前者适用于清除固体粉尘，后者适用于分离液体除尘问题。
④其它类型分离器
百叶窗式分离器。
这类分离器除了综合利用入口的离心作用和沉降段重力作用外，在气流通道上增加了百叶窗式的、由折流板组成的弯曲通道。
通过入口段和沉降分离出来的较小液滴，在百叶窗的弯曲通道内碰撞，靠液滴的表面力作用凝集成较大的液滴而被分离出来。
这类分离器结构复杂，主要用于凝析气田的凝析液回收与压缩机站内的气液分离，其分离效果较好。
螺道式分离器。
其原理是利用分离器筒体与中心管之间的环形空间，以及中心管上的螺旋通道，为被分离介质组成了一条专门旋转通道，迫使天然气在旋转通道内作旋转运动而产生离心分离作用。
这种分离器分离效率高，但因其制造难度较大，使用不如重力分离器普遍。
3.天然气净化
从油气井生产出的天然气中大都含有水分、酸性气体（硫化氢、二氧化碳）等非烃类化合物，甚至还有泥沙等固体杂质。
天然气作为一种商品，各国对气质都有一定的要求（表3-4）。
脱除天然气中的所含的这些固体杂质，以获得符合技术标准的净化天然气的综合工艺过程，就是天然气净化。
表3-4各国的天然气质量标准
项目
英国
荷兰
法国
美国
中国②
SY7514-88d
Ⅰ
Ⅱ
H2S，mg/m3
5
5
5
5.7
6
20
硫醇硫mg/m3
16
15
16.9
11.5
—
—
总硫，mg/m3
150
150
150
22.9
150
270
CO2，mol%
2
1.5
3
—
3
3
O2,mol%
0.5/3①
0.5
0.5
—
—
—
水露点/含量
管道压力下地面温度
-10
/55
/110
无游离水
—
烃露点，℃
管道压力下地面温度
-5
—
—
—
—
①线上为湿分配管允许值，线下为干分配管允许值；
②共有四级标准。
天然气净化工艺过程除脱水、脱硫、脱碳过程外，通常还附属有将过程中生产的酸气硫回收过程及其必要的尾气处理过程，各成系统。
3.1天然气脱水
水是天然气中主要的杂质，也是极为有害的物质。
在油气田开发过程中，天然气总是被水所饱和。
在采气过程中，地层中的水也被带到地面。
水的存在给生产带来的危害，一是腐蚀，二是冻堵。
水分的存在，会造成管道积液，降低输气能力。
水的存在加剧了酸性组分（H2S、CO2）对钢铁的腐蚀，并可能发生硫化氢应力腐蚀开裂及二氧化碳腐蚀开裂。
如四川威成管线，强度试压达4.904MPa，投产后实际工作压力仅2.06Mpa左右。
但在四年内，同一积水管段因腐蚀相继发生三次爆管事故，各次的爆点均在管内气水交界面所形成的腐蚀带（死角），并发现管壁最大腐蚀速度每月高达0.1mm，一般积水段每年1mm左右。
而另一输气管线，因所含水分微弱，尽管天然气中硫化氢含量较威成管线高，管线却腐蚀很少，这表明天然气中含水分是造成设备、仪表和管线破坏的主要因素。
水的存在也必然造成气温较低时形成水花物冻堵，导致输气中断。
如大庆油田一条输气管线投产三年，由于当时未对天然气进行脱水处理，使天然气中水蒸气凝析管内，年年冬天造成水化物堵塞，迫使输气管线多次停产。
因此研究天然气的含水量和采出相应脱水措施是十分重要的。
天然气中水化物是采输气中经常遇到的问题。
如果水化物在油管中生成，会降低井口压力，影响产气量，防碍压力计下井；水化物在井口针形阀或地面管线中生成时，会使下游压力降低、防碍正常输气，甚至堵死管线，造成断气，严重时将造成危及人身与设备安全的重大事故，所以采气工艺中防止水化物的生成是很重要的的工作。
3.1.1天然气水化物的生成及其预防
在低温高压下，油田气中的某些组分和液态水形成一种白色结晶固体，外观类似于松散的水或致密的雪，密度为0.88～0.9g/cm3，人们称其为水合物。
水合物是一种由许多空腔构成的结晶结构，它不是一种化合物，而是一种络合物或称包合物。
水合物的形成对油田气的集输与处理威胁很大，会使输气管道和设备堵塞。
因此，人们一直对它保持着高度警惕。
水化物生成的主要条件，一是低温，二是高压，再就是其它条件。
压力的波动、气体流向突变产生的搅动、流速过快形成紊流、酸性气体的存在以及微小水化晶体的诱导等，都能加速水化物的生成。
预防水化物生成的方法如下：
①提高节流前天然气的温度。
如果节流压降不变，提高节流前天然气的温度也等于提高了节流后天然气的温度。
如果降节流后的天然气温度提高到高于水化物生成的温度，预防节流后水化物生成的目的就可达到，具体加温方法有两种：
蒸汽加热法和水套炉加热法。
②注入抑制剂预防水化物生成。
在气流中加入吸水性极强的抑制剂后，抑制剂与水蒸汽结合形成冰点很低的溶液，使天然气中水蒸气含量减少，降低了天然气的露点，使气流在较低温度（-30~-50℃）下不生成水化物。
抑制剂的种类很多，有甲醇、乙二醇、二甘醇、氯化钙水溶液等，工程中使用最多的是乙二醇。
由于这种方法水仍然存在于系统之中，仅在存在井下冻堵的场合使用，为了达到防腐等综合目的，应采取地面脱水工艺，彻底解除水患。
我国目前唯一的干含硫天然气管线是川东开江—长寿输气管，这条管道采用了预脱水处理工艺，保持天然气在最高压力、最低温度条件下水分仍处于不饱和状态，避免了腐蚀、爆管和冻堵停产现象。
3.1.2天然气脱水方法
天然气脱水方法有多种，按其原理可归纳为溶剂吸收法、固体吸附法和低温冷凝法。
在生产实际中，可根据对天然气脱水深度的要求选择适当的脱水方法。
目前，最常用的是三甘醇吸收和分子筛吸附两种。
1. 溶剂吸收法
溶剂吸收法的基本原理是利用溶剂对天然气、烃类的溶解度低，对水的溶解度高和水汽吸收能力强的特点，使天然气中的水汽及液态水被溶解和吸收，然后再将含水溶剂与天然气分离，并且溶剂经再生除水分后，可返回系统中循环使用。
用作吸收剂的物质多为分子量较高的醇类，如乙二醇、二甘醇和三甘醇。
甘醇脱水是目前世界上使用最为广泛的脱水技术，脱除1kg水需要甘醇循环量大约在25～60L。
当要求脱水后的气体露点降低到-20~-40℃时，通常都选用三甘醇脱水。
三甘醇脱水在以下范围内可正常运转：
露点降：
22~78℃；气体压力：
0.172~17.2Mpa；气体温度：
4~71℃。
几十年的天然气工业生产实践证明，由于使用二甘醇和三甘醇时甘醇的损失较大，而三甘醇以它较大的露点降、技术上的可靠性和经济上的合理性而在天然气脱水中使用最普遍。
甘醇的循环再生，一般以燃烧天然气来提供热源，其耗气量为装置处理气量的2%左右。
当天然气中含有轻烃时，还会引起甘醇起泡，使甘醇的损失增大，优势需要加消泡剂。
若原油及稠油进入装置，将使设备运转发生故障而影响生产。
经甘醇脱水后，天然气的露点一般在-10℃左右，故在气候严寒地区和轻烃回收制冷分离装置上的应用受到了限制。
2. 固体吸收法（分子筛干燥法）
该法是利用某些固体物质比表面高，表面孔隙可以吸附大量水分子的特点来进行脱水的。
脱水后的天然气水含量可降至1ppm，这样的固体物质有分子筛、活性氧化铝、活性铝矾土和硅胶等。
常用于天然气脱水的是4A分子筛，这是因为它具有吸附能力强、低水汽分压下高吸附特性、不易内液态水破坏的特点，而且可同时脱除残余酸气。
分子筛吸附剂可再生，利用改变温度和压力的方法，即可使吸附剂再生和循环使用。
脱水工艺流程基本上是相同的，采用的装置主要是固定床吸附塔。
为了保持连续运行，至少需要两个吸附塔，一般是三塔循环运行，一塔进行脱水操作，另一塔进行吸附剂再生（用加热的天然气使被吸附的水分脱除），一塔冷却。
由于吸附剂的吸附饱和周期很短，切换操作频繁，而且再生过程需要消耗大量的热能，使用寿命也短，是不经济的。
另外，由于其投资高，运行费用昂贵也使其应用受到了限制。
3.低温冷凝法
天然气的饱和含水量随温度的降低、压力的升高而减少。
因此，含一定量水分的天然气，如果使其温度降低时，就有一部分水和凝析油被凝析出来变成液态的流体，此时用常规分离器就可脱水。
这就是低温分离脱水的基本原理。
低温分离法一般都作为辅助脱水措施。
因为依靠低温冷凝分离脱水，此时天然气仍处于饱和状态，因此为防止冰堵，在低温分离的同时，还应加入某种防冻剂（如甲醇、乙二醇、二甘醇等）吸收水分，进一步降低露点。
根据气源的具体情况，目前降低天然气温度的方法有以下几种：
自然冷却节流、膨胀制冷、气波制冷、热分离机工艺。
对于这些制冷工艺将在第四章“轻烃生产”中再作介绍。
表3-5天然气脱水方法比较
方法
优点
缺点
吸收法
能耗小，操作费用低
处理量小时，可制成橇装式
三甘醇使用寿命长，损失量小，
脱水后能满足浅冷回收轻烃凝液要求
脱水程度不能满足深冷回收轻烃要求
原料气中携带轻质油时，易起泡，破坏吸收
吸收塔的结构要求严格
吸附法
脱水后，气体中水的含量会很低
对进气的温度、压力、流量变化不敏感，操作弹性大
操作简单，占地面积小
对于大装置，设备投资大，操作费用高
吸附剂使用寿命短，一般二、三年就需更换，增加了成本
能耗高
冷凝法
可充分利用气体本身压能，
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