1) seal leakage and degassing
放气和渗漏
2) hydrocarbon seepage
油气渗漏
1.
Greigite in relict sediments, East China Sea continental shelf: implication for hydrocarbon seepage;
结合本区新生代油气构造圈闭和残留沉积物可溶铁Fe3+/Fe2 +比值异常的分布 ,用油气渗漏解释了SIRM异常及硫复铁矿的成因 ,从而认为SIRM异常对深部油气藏具有指示意义 。
3) AE (air escape)
漏气，放气
4) seepage flow and movement
渗漏和形变
5) crack and seepage
开裂和渗漏
1.
The analysis and prevention about the crack and seepage of the basement wall;
地下室外板墙开裂和渗漏问题的分析和防治
补充资料：天然气集气和处理
用集气管网集中气井所产天然气，经分离计量，送往天然气处理厂脱硫、脱水，回收硫黄和液烃，获得符合标准的外输天然气的过程。
集气管网 要着重考虑布局、输送方式、集气压力等问题。集气管网的布局取决于:①气田面积和形状;②地形和地物；③气田预期发展等。集气管网布局的基本方式有：放射状、枝状、环状三种,也可组合使用（图1）。集气管网，根据所输流体中的含液量，在容许的压力降范围内可采用单套管网气、液混输，也可在井场将气和液先行分离，利用两套管网气、液分输。如气田有两个以上气藏同时开采，则应根据不同产层的气体质量、压力等情况设置多套管网。集气管网的压力根据地层压力，气液分离工艺和输气系统的压力要求等因素确定。
气田开采的后期,气井的产量和压力同时降低,在天然气不能靠自身压力进入集气管网，又不能就地利用的情况下，可采用压缩机集气。矿场集气一般选用专用的燃气发动机带动的往复式压缩机机组，以适应排气量和压缩比两者的不断变化。机组可装在井场或集气站。若就近可取得大量高压天然气，又无其他制约条件，可采用以高压气带低压气的引射器，采集低压天然气，使之进入集气管网。
含硫气田的集气管网，常选用低碳钢或抗硫低合金钢管材，以防止硫化物造成应力腐蚀（见碳素钢，合金钢，应力腐蚀断裂和氢脆）。
矿场分离 从天然气中分出携带的地层水、凝结水、凝析油，以及从气井带出的少量砂子等固相物质。在气田开发过程的主要阶段，气井的井口压力一般都远高于集气管网的压力,当节流降压时，会产生焦耳-汤姆孙效应，使天然气温度降低。即使在0℃以上,天然气中的某些组分，在一定的温度压力条件下，仍能与所存在的游离水形成冰雪状水合物，堵塞管道和设备。矿场分离过程，根据防止形成水合物的方法不同，分常温分离和低温分离。
常温分离 通过加热防止形成水合物。来自井口的天然气，先加热，后节流降压，再进入分离器。气液分离后应分别计量（图2）。加热程度和降压级数取决于井口温度和井口压力。常温分离一般用于干气（戊烷及以上馏分含量少于10ml/m3)，可在井场或集气站进行。
低温分离 把甘醇（乙二醇、二甘醇）、甲醇等防冻剂注入气流中以防止形成水合物。以甘醇为防冻剂的低温分离流程见图3。
来自井口的天然气，先在游离水分离器中分出携带的游离水，分离器的压力控制在天然气反转凝析压力以上，以防烃类凝析。然后向天然气流中注入防冻剂，如甘醇等,并节流降压,析出的凝析油进入低温分离器。天然气经换冷后输出，凝析油吸水后的稀甘醇一起进入稳定塔,然后在油-甘醇分离器中分开,前者送往贮罐;后者经提浓后重复使用。低温分离一般用于湿气（戊烷及以上馏分含量高于10ml/m3)。常在集气站上集中进行。在含水量低时也可以不加防冻剂。
天然气脱硫 脱除天然气中H2S、CO2等酸气组分后外输。方法大体有四类：
化学吸收法 以醇胺类或碱性盐类溶液为溶剂，在吸收塔中吸收天然气内H2S、CO2等酸性气体组分，以净化天然气。然后在温度较高、压力较低的再生塔中产生反方向化学反应,而放出被吸收的H2S、CO2,使溶剂再生，各种化学吸收方法的工艺流程基本相同（图4）。溶剂在吸收塔中与酸性天然气逆流接触，吸收H2S、CO2。净化后的天然气从吸收塔顶流出，脱水后外输。吸收酸气后的溶剂（富液）从吸收塔底流出，减压后与再生后的溶剂（贫液）换热，然后进入再生塔。富液在再生塔中进一步减压,并由重沸器加热,放出吸收的酸气，成为贫液。酸气从再生塔顶排出，经冷却、分离，送往硫黄回收装置。贫液从再生塔底部流出，经换热、冷却后，由溶液循环泵送至吸收塔，循环使用，常用的醇胺类溶液有一乙醇胺、二乙醇胺、甘醇胺、二异丙醇胺、甲基二乙醇胺等。一乙醇胺法从30年代开始逐步推广，由于工艺成熟、溶剂反应力强、变质溶剂容易回收处理、价格较廉等，至今仍广泛应用于天然气脱硫。60年代以来，二异丙醇胺法不断得到改进，也逐步得到推广。
以碱性盐类溶液为溶剂的脱硫方法,如热钾碱法,和在此法基础上发展起来的卡塔卡勃（Catacarb）法、本菲尔德（Benfield）法等,主要用于处理CO2含量较高的气体。
物理吸收法 利用多乙二醇二甲醚、碳酸丙烯酯、N-甲基吡咯烷酮等有机溶剂,对烃类和H2S、CO2等酸气组分的不同溶解度,在高压下吸收天然气中的酸气组分,使之净化。在再生过程中，压力降低，温度升高，释出被吸收的酸气组分,溶剂得到再生,上述吸收和再生纯属物理过程，溶剂和气之间不产生化学反应。物理吸收法用于处理含CO2高的天然气。此外,一般还将砜胺法也归属于这一类。但砜胺法溶剂以环丁砜二异丙醇胺和水按一定比例配制而成，兼具物理吸收和化学吸收的作用。宜用于净化高酸气分压的天然气，并能部分脱除有机硫化物（如硫醇、硫醚、羰基硫等）。此法有较强的竞争力，应用较广泛。其流程与醇胺法类似,只是富液再生前,需先在一定压力下闪蒸，除去所溶烃类。
液相直接氧化法 借加入碱性溶液中氧载体的作用，把被溶剂吸收的H2S直接氧化为元素硫,然后用空气鼓泡使溶剂再生。这类方法能选择吸收酸性组分中的H2S,用于处理H2S含量低、CO2与H2S含量的比值高的天然气,或用于处理硫黄回收装置的尾气。较有代表性的有：蒽醌法、改良砷碱法、铁碱法等。
干床法 以海绵状氧化铁、分子筛、氧化锌等固定床,脱除天然气中的H2S。海绵状氧化铁固定床脱硫是一个出现较早的方法，由于装置庞大，不能回收硫黄等缺陷，目前仅用于处理分散而量少的低含硫天然气。
硫黄回收 用化学吸收法和物理吸收法两类脱硫装置脱除的酸气,须送往硫黄回收装置用克劳斯(Claus)法回收硫黄。其原理是将酸气中三分之一的H2S燃烧成SO2，然后在催化剂 (活性铝矾土等)作用下与剩余的H2S按下式反应得到元素硫:2H2S＋SO2─→3S＋2H2O。多数工业装置采用两级催化反应，硫的转化率可达90～96％。
为防止硫黄回收装置尾气中残余H2S和SO2对环境的污染，还必须进行尾气处理。尾气处理的方法很多，根据工厂硫黄产量和当地环境保护的要求选择。位于人口稠密地区的大型工厂，通常采用的方法是将尾气中残余的SO2,通过催化加氢,还原成H2S；再用二异丙醇胺法或直接氧化法选择性地脱除H2S，如斯科特（Scott）法和比文（Beavon）法；脱除的H2S返回硫黄回收装置;处理后的尾气经灼烧后排入大气。带有这种尾气处理装置的天然气处理厂，硫的总回收率可高达99.9％以上，排放的尾气中SO2含量不超过300ppm。
对于硫黄产量较小、经两级催化反应后排放的尾气达不到环境保护要求的克劳斯法装置，可采用三级催化反应或另加低温克劳斯法装置，如萨弗林（Sulfreen）法和克劳斯波尔（Clauspol）法装置，使排放的尾气达到环境保护要求。
天然气脱水 直接来自气井或经脱硫后的天然气一般都含有饱和的水蒸气。在管道输送过程中，随着压力和温度的变化，可能析出凝结水，甚至结成冰或固体水合物,堵塞管道,影响天然气输送。凝结水还将使天然气中的酸性气体组分对钢材起电化学腐蚀作用。因此，天然气进入输气系统前须经脱水处理，使其露点较输气过程中最低环境温度低5℃以上。
矿场天然气脱水主要采用三甘醇（或二甘醇）作吸湿剂。甘醇在脱水塔中自上而下与天然气逆流接触。吸收其中水分，使天然气的露点降低至符合输气要求，并送往输气系统或下一工序。吸水后的醇由塔底流出，经换热、加热，气提干天然气，浓度提高后，用泵送往脱水塔循环使用，流程见图5。
三甘醇法脱水的露点降一般可达50～70℃，对于露点降要求更高或含H2S较高的天然气,可采用分子筛、氧化铝、硅胶、氯化钙等作为吸附剂，进行固定床吸附脱水。
液烃回收 回收天然气中乙烷以上烃类的目的有二：①控制烃露点，使输气过程中不致有液烃析出，影响输气效率；②回收乙烷、液化气（液态的丙烷、丁烷或两者的混合物）、天然汽油，作为化工原料或液态燃料。回收液烃目前主要采用低温凝析法，按照致冷方法，分为：利用天然气自身"压力能"的节流膨胀法或涡轮膨胀机法,以及外加冷源法。冷凝温度一般低至-45℃或更低，视产品方案、经济效益，特别是回收乙烷的程度而定（图6）。对于富含乙烷和丙烷以上烃类的油田气，若以回收丙烷以上液烃为目的物，一般可采用冷凝温度为-20～-25℃的外加冷源法，合理回收液烃。70年代以前，曾被广泛采用的常温或低温油吸收法，因经济上缺少竞争力，目前都已较少采用。
脱硫、脱水、液烃回收等处理过程是否需全部进行，应视天然气组分和外输气体质量要求而定，并与集气系统统一考虑。如果天然气中含有较高品位的氦等组分，也应考虑提取。
参考书目
D. L. Katz et al., Handbook of Natural Gas Engineering,McGraw-Hill,New York,1959.
AGA Gas Engineers Handbook Advisory Committee,Gas Engineers Handbook,The Industrial Press, New York,1965.
四川石油管理局编写组：《天然气工程手册》，石油工业出版社，北京，1983。
集气管网 要着重考虑布局、输送方式、集气压力等问题。集气管网的布局取决于:①气田面积和形状;②地形和地物；③气田预期发展等。集气管网布局的基本方式有：放射状、枝状、环状三种,也可组合使用（图1）。集气管网，根据所输流体中的含液量，在容许的压力降范围内可采用单套管网气、液混输，也可在井场将气和液先行分离，利用两套管网气、液分输。如气田有两个以上气藏同时开采，则应根据不同产层的气体质量、压力等情况设置多套管网。集气管网的压力根据地层压力，气液分离工艺和输气系统的压力要求等因素确定。
气田开采的后期,气井的产量和压力同时降低,在天然气不能靠自身压力进入集气管网，又不能就地利用的情况下，可采用压缩机集气。矿场集气一般选用专用的燃气发动机带动的往复式压缩机机组，以适应排气量和压缩比两者的不断变化。机组可装在井场或集气站。若就近可取得大量高压天然气，又无其他制约条件，可采用以高压气带低压气的引射器，采集低压天然气，使之进入集气管网。
含硫气田的集气管网，常选用低碳钢或抗硫低合金钢管材，以防止硫化物造成应力腐蚀（见碳素钢，合金钢，应力腐蚀断裂和氢脆）。
矿场分离 从天然气中分出携带的地层水、凝结水、凝析油，以及从气井带出的少量砂子等固相物质。在气田开发过程的主要阶段，气井的井口压力一般都远高于集气管网的压力,当节流降压时，会产生焦耳-汤姆孙效应，使天然气温度降低。即使在0℃以上,天然气中的某些组分，在一定的温度压力条件下，仍能与所存在的游离水形成冰雪状水合物，堵塞管道和设备。矿场分离过程，根据防止形成水合物的方法不同，分常温分离和低温分离。
常温分离 通过加热防止形成水合物。来自井口的天然气，先加热，后节流降压，再进入分离器。气液分离后应分别计量（图2）。加热程度和降压级数取决于井口温度和井口压力。常温分离一般用于干气（戊烷及以上馏分含量少于10ml/m3)，可在井场或集气站进行。
低温分离 把甘醇（乙二醇、二甘醇）、甲醇等防冻剂注入气流中以防止形成水合物。以甘醇为防冻剂的低温分离流程见图3。
来自井口的天然气，先在游离水分离器中分出携带的游离水，分离器的压力控制在天然气反转凝析压力以上，以防烃类凝析。然后向天然气流中注入防冻剂，如甘醇等,并节流降压,析出的凝析油进入低温分离器。天然气经换冷后输出，凝析油吸水后的稀甘醇一起进入稳定塔,然后在油-甘醇分离器中分开,前者送往贮罐;后者经提浓后重复使用。低温分离一般用于湿气（戊烷及以上馏分含量高于10ml/m3)。常在集气站上集中进行。在含水量低时也可以不加防冻剂。
天然气脱硫 脱除天然气中H2S、CO2等酸气组分后外输。方法大体有四类：
化学吸收法 以醇胺类或碱性盐类溶液为溶剂，在吸收塔中吸收天然气内H2S、CO2等酸性气体组分，以净化天然气。然后在温度较高、压力较低的再生塔中产生反方向化学反应,而放出被吸收的H2S、CO2,使溶剂再生，各种化学吸收方法的工艺流程基本相同（图4）。溶剂在吸收塔中与酸性天然气逆流接触，吸收H2S、CO2。净化后的天然气从吸收塔顶流出，脱水后外输。吸收酸气后的溶剂（富液）从吸收塔底流出，减压后与再生后的溶剂（贫液）换热，然后进入再生塔。富液在再生塔中进一步减压,并由重沸器加热,放出吸收的酸气，成为贫液。酸气从再生塔顶排出，经冷却、分离，送往硫黄回收装置。贫液从再生塔底部流出，经换热、冷却后，由溶液循环泵送至吸收塔，循环使用，常用的醇胺类溶液有一乙醇胺、二乙醇胺、甘醇胺、二异丙醇胺、甲基二乙醇胺等。一乙醇胺法从30年代开始逐步推广，由于工艺成熟、溶剂反应力强、变质溶剂容易回收处理、价格较廉等，至今仍广泛应用于天然气脱硫。60年代以来，二异丙醇胺法不断得到改进，也逐步得到推广。
以碱性盐类溶液为溶剂的脱硫方法,如热钾碱法,和在此法基础上发展起来的卡塔卡勃（Catacarb）法、本菲尔德（Benfield）法等,主要用于处理CO2含量较高的气体。
物理吸收法 利用多乙二醇二甲醚、碳酸丙烯酯、N-甲基吡咯烷酮等有机溶剂,对烃类和H2S、CO2等酸气组分的不同溶解度,在高压下吸收天然气中的酸气组分,使之净化。在再生过程中，压力降低，温度升高，释出被吸收的酸气组分,溶剂得到再生,上述吸收和再生纯属物理过程，溶剂和气之间不产生化学反应。物理吸收法用于处理含CO2高的天然气。此外,一般还将砜胺法也归属于这一类。但砜胺法溶剂以环丁砜二异丙醇胺和水按一定比例配制而成，兼具物理吸收和化学吸收的作用。宜用于净化高酸气分压的天然气，并能部分脱除有机硫化物（如硫醇、硫醚、羰基硫等）。此法有较强的竞争力，应用较广泛。其流程与醇胺法类似,只是富液再生前,需先在一定压力下闪蒸，除去所溶烃类。
液相直接氧化法 借加入碱性溶液中氧载体的作用，把被溶剂吸收的H2S直接氧化为元素硫,然后用空气鼓泡使溶剂再生。这类方法能选择吸收酸性组分中的H2S,用于处理H2S含量低、CO2与H2S含量的比值高的天然气,或用于处理硫黄回收装置的尾气。较有代表性的有：蒽醌法、改良砷碱法、铁碱法等。
干床法 以海绵状氧化铁、分子筛、氧化锌等固定床,脱除天然气中的H2S。海绵状氧化铁固定床脱硫是一个出现较早的方法，由于装置庞大，不能回收硫黄等缺陷，目前仅用于处理分散而量少的低含硫天然气。
硫黄回收 用化学吸收法和物理吸收法两类脱硫装置脱除的酸气,须送往硫黄回收装置用克劳斯(Claus)法回收硫黄。其原理是将酸气中三分之一的H2S燃烧成SO2，然后在催化剂 (活性铝矾土等)作用下与剩余的H2S按下式反应得到元素硫:2H2S＋SO2─→3S＋2H2O。多数工业装置采用两级催化反应，硫的转化率可达90～96％。
为防止硫黄回收装置尾气中残余H2S和SO2对环境的污染，还必须进行尾气处理。尾气处理的方法很多，根据工厂硫黄产量和当地环境保护的要求选择。位于人口稠密地区的大型工厂，通常采用的方法是将尾气中残余的SO2,通过催化加氢,还原成H2S；再用二异丙醇胺法或直接氧化法选择性地脱除H2S，如斯科特（Scott）法和比文（Beavon）法；脱除的H2S返回硫黄回收装置;处理后的尾气经灼烧后排入大气。带有这种尾气处理装置的天然气处理厂，硫的总回收率可高达99.9％以上，排放的尾气中SO2含量不超过300ppm。
对于硫黄产量较小、经两级催化反应后排放的尾气达不到环境保护要求的克劳斯法装置，可采用三级催化反应或另加低温克劳斯法装置，如萨弗林（Sulfreen）法和克劳斯波尔（Clauspol）法装置，使排放的尾气达到环境保护要求。
天然气脱水 直接来自气井或经脱硫后的天然气一般都含有饱和的水蒸气。在管道输送过程中，随着压力和温度的变化，可能析出凝结水，甚至结成冰或固体水合物,堵塞管道,影响天然气输送。凝结水还将使天然气中的酸性气体组分对钢材起电化学腐蚀作用。因此，天然气进入输气系统前须经脱水处理，使其露点较输气过程中最低环境温度低5℃以上。
矿场天然气脱水主要采用三甘醇（或二甘醇）作吸湿剂。甘醇在脱水塔中自上而下与天然气逆流接触。吸收其中水分，使天然气的露点降低至符合输气要求，并送往输气系统或下一工序。吸水后的醇由塔底流出，经换热、加热，气提干天然气，浓度提高后，用泵送往脱水塔循环使用，流程见图5。
三甘醇法脱水的露点降一般可达50～70℃，对于露点降要求更高或含H2S较高的天然气,可采用分子筛、氧化铝、硅胶、氯化钙等作为吸附剂，进行固定床吸附脱水。
液烃回收 回收天然气中乙烷以上烃类的目的有二：①控制烃露点，使输气过程中不致有液烃析出，影响输气效率；②回收乙烷、液化气（液态的丙烷、丁烷或两者的混合物）、天然汽油，作为化工原料或液态燃料。回收液烃目前主要采用低温凝析法，按照致冷方法，分为：利用天然气自身"压力能"的节流膨胀法或涡轮膨胀机法,以及外加冷源法。冷凝温度一般低至-45℃或更低，视产品方案、经济效益，特别是回收乙烷的程度而定（图6）。对于富含乙烷和丙烷以上烃类的油田气，若以回收丙烷以上液烃为目的物，一般可采用冷凝温度为-20～-25℃的外加冷源法，合理回收液烃。70年代以前，曾被广泛采用的常温或低温油吸收法，因经济上缺少竞争力，目前都已较少采用。
脱硫、脱水、液烃回收等处理过程是否需全部进行，应视天然气组分和外输气体质量要求而定，并与集气系统统一考虑。如果天然气中含有较高品位的氦等组分，也应考虑提取。
参考书目
D. L. Katz et al., Handbook of Natural Gas Engineering,McGraw-Hill,New York,1959.
AGA Gas Engineers Handbook Advisory Committee,Gas Engineers Handbook,The Industrial Press, New York,1965.
四川石油管理局编写组：《天然气工程手册》，石油工业出版社，北京，1983。
说明：补充资料仅用于学习参考，请勿用于其它任何用途。
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