1) natural gas purification processing
天然气净化处理
2) gas conversion process
天然气转化处理
3) natural gas purification
天然气净化
1.
The Research Institute of Natural Gas Technology has worked hard for 50 years in the field of natural gas purification technology,achieved a total of more than 130 scientific research projects,5 state-level awards,14 provincial and ministerial level awards,48 regional awards,created 13 patents and proprietary technology.
天然气研究院在天然气净化技术领域辛勤耕耘五十年,共完成科研项目130余项,获国家级奖励5项、省部级奖励14项、地区级奖励48项,形成了13项专利和专有技术。
2.
The main task of natural gas purification is getting rid of the suffered hydrogen, Organic sulfur, carbon dioxide and other harmful subjects in the raw natural gas, and provides clean and good quality natural gas, and produces sulfur by using the sulfur compound from the purification process .
天然气净化企业的主要生产任务是脱除原料天然气中的硫化氢、有机硫、二氧化碳等有害物质,为用户输送洁净、优质的净化天然气,并利用脱除的含硫化合物生产硫磺。
3.
Due to the great fluctuation in water quality and quantity and the high content of refractory organics of wastewater of natural gas purification plant,the effluent can hardly realize stable and standard discharge Treating the natural gas purification wastewater by h.
天然气净化废水水质水量波动大,且含有大量难降解物质,一直难以稳定达标。
4) gas purification
天然气净化
1.
The process design,start-up,commissioning and other circumstances were mainly introduced for Zhongxian Natural Gas Purification Plant in this paper,The features and the related problems of the plant were evaluated,and a few suggestions were proposed for design and commissioning of the gas purification plant.
主要对忠县天然气净化厂的开工试运、工艺设计等情况进行了介绍,对装置特点及存在问题进行了工艺评价,并对天然气净化厂在设计、试运中应注意的问题提出了一些看法。
2.
This Paper reviews the current status of application of membrane separation technology to natural gas processing at home and abroad, and introluces the working principle of gas membrane separation and its application in the fields of gas purification, helium extraction and membrane reaction.
本文综述了国内外利用膜分离技术处理天然气的应用现状，简要阐明了气体分离膜的工作原理，就其在天然气净化、提氦、膜反应等领域的应用进行了描述，指出膜分离方法将成为天然气处理方法中最有前途的一种。
6) Natural gas processing
天然气处理
1.
Design and realization of DCS&ESD system of 1.2 million m~3/day natural gas processing device;
120万方/日天然气处理装置的DCS&ESD系统的设计实现
2.
Technology modification of natural gas processing unit;
河口天然气处理装置的工艺改造
3.
In near years,the expanding project of the third natural gas processing plant of the Gas Processing Factory of Zhongyuan Petroleum Co.
针对中原油气天然气处理厂三气改扩建装置近年暴露出的原料气量不足,装置处于低负荷运行工况引起的稳定性差及乙烷收率低的问题,采取了天然气处理后的干气再加工的技术措施,实现了装置运行稳定性增加及乙烷收率提高的目的,取得了明显的经济及社会效益。
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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