长庆气田天然气净化技术及配套工艺2010年6月目录第一部分长庆气田天然气净化（处理）厂简介一、概述1、天然气处理的涵义2、长庆气田的气质特征3、商品天然气的质量要求4、长庆气田天然气处理工艺技术二、长庆气田天然气净化（处理）厂简介第二部分天然气净化（处理）工艺原理及流程一、天然气净化工艺原理及流程（一）、脱硫单元（二）、脱水单元（三）硫磺回收单元（四）酸气焚烧单元二、丙烷制冷脱水、脱烃工艺原理及流程（一）天然气处理单元（二）丙烷制冷单元（三）凝液回收单元第三部分天然气净化（处理）厂公用系统一、概述二、火炬放空单元三、空（氮）站四、供热、供水单元第四部分污水处理工艺技术一、含醇污水处理技术二、不含醇污水处理技术三、生产、生活污水处理技术四、污水回注及污泥焚烧第一部分长庆气田天然气净化（处理）厂简介一、概述天然气净化厂（处理厂）是气田产能建设中的重要组成部分，长庆气田自开发建设以来，已陆续建设了3座天然气净化厂、6座天然气处理厂，天然气的年处理能力达到了250亿方，天然气净化（处理）厂的分布及生产能力如下：表1.1 天然气净化（处理）厂生产能力统计表1、天然气处理的涵义天然气处理是指为使天然气符合商品质量指标或管道输送要求而采用的一些工艺过程，例如脱除酸性气体（如脱硫、脱碳和有机硫化物等）、脱水、脱凝液和脱除固体颗粒等杂质，以及热值调整、硫磺回收和尾气处理等过程。
习惯上把天然气脱除酸性气体、脱水、硫磺回收和尾气处理等统称为天然气净化；把脱除凝液（含凝液回收）的过程，称为天然气处理。
2、长庆气田的气质特征长庆气田的井口天然气气质各个气田有所不同，靖边气田的井口天然气含有H2S、CO2，榆林、苏里格、子洲—米脂气田的天然气中含有少量的凝析油，但H2S、CO2含量轻微。
详细情况见下表:表1.2 长庆气田天然气净化（处理）厂原料气酸性气体含量统计表3、商品天然气的质量要求商品天然气的质量要求是根据经济效益、安全卫生和环境保护等三方面的因素综合考虑制定的，商品天然气的主要技术指标及概念如下：1)最小热值：为了使天然气用户能根据天然气燃烧值适当地确定其加热设备规格、型号，确定最小热值是必须的。
所谓热值是指单位体积或质量天然气的高发热量或低发热量，这项规定主要要求控制天然气中的N2和CO2等不可燃气体的含量。
2)含硫量：主要是为了控制天然气的腐蚀性和出于对人类自身健康和安全的考虑。
常以H2S含量或总硫（H2S及其它形态的硫）含量来表示。
一般而言，H2S含量不高于6～24mg/Sm3。
3)烃露点：即在一定压力下天然气中析出第一滴液烃时的温度，它与天然气的压力和组成有关。
4)水露点：在一定压力下，天然气饱和绝对湿度对应的温度。
也可以这样描述，天然气的水露点是指天然气中的水蒸汽在一定压力下，凝结出第一滴水时天然气的温度。
我国1999年发布的GB 17820-1999《天然气》国家标准中有关商品天然气的质量指标如下：表1.3 商品天然气的气质技术要求目前长庆气田的商品天然气质量控制指标执行二类气质标准。
4、长庆气田天然气处理工艺技术天然气中的CO2含量过高会降低天然气的热值及长输管道的有效输送效率，H2S会造成金属材料腐蚀，并污染环境，当天然气作为化工原料时还会导致催化剂中毒，影响产品质量，因此要按照不同的用途将CO2、H2S等杂质脱除。
如管输天然气中H2S含量一般应低于20mg/m3；天然气液化中 HS含量小于3.5 mg/m3；合成氨或合成甲醇，2原料气中的含硫量小于1mg/m3。
长庆天然气主要用作民用，根据长庆天然气的气质特征和商品天然气的质量要求，不同气田的天然气净化、处理工艺也不尽相同。
靖边气田的天然气净化厂选用了甲基二乙醇胺（MDEA)脱除酸性气体的工艺，并针对原料气质高碳硫比的气质特点，研制开发了复配MDEA溶液脱硫、脱碳技术，提高了装置运行的技术经济性能。
脱水采用成熟的三甘醇脱水工艺，硫磺回收引进了林德公司的Clinsulf-do直接氧化工艺。
榆林、苏里格和子洲—米脂气田选用了丙烷制冷脱烃、脱水的工艺技术，主要脱除水分和凝析油，以有效降低进入长输管道的天然气的烃、水露点。
二、长庆气田天然气净化（处理）厂简介各天然气净化（处理）厂的分布、工艺及自控系统在建设中各有不同，下面将进行简要介绍。
1、第一净化厂第一净化厂始建于1996年4月18日,初期总体配套设计年处理能力30亿方。
2003年10月改扩建工程建成投产后，装置的建设规模达到了1400万方/天，但由于原料含量升高，在满足二级商品气质的条件下，工厂实际年处理能力可达到36气中的CO2亿方。
下游主要用户有陕京管道、靖西管道、陕宁线、甲醇厂和靖边燃气电厂。
工厂主体由5套日处理天然气200万方和1套400万方的净化装置、1套硫磺回收和2套酸气焚烧及火炬放空系统组成，配套有供电、供热、供水、甲醇回收、污水处理等单元，各套装置自成体系，可以实现不停产条件下分别进行检修。
2、第二净化厂第二净化厂总体设计年处理天然气能力25亿立方米。
工厂主体由两套日处理天然气375万方的净化装置、1套硫磺回收装置及酸气焚烧、火炬放空系统构成，配套建有供电、供热、供水、甲醇回收、污水处理、集配气等公用单元。
采用罗斯蒙特公司DCS管控一体化控制系统，对生产过程实行集中监视、分散控制、调度管理，以提高工厂运行的安全性、可靠性和管理水平。
一期工程于2000年8月7日正式动工兴建，2001年9月30日竣工验收；二期工程于2002年3月全面开工，同年9月14日建成投产。
产品气主要输往北京、内蒙等各大城市。
第一净化厂和第二净化厂之间建有产品气联络线，便于气量调配和生产组织。
3、第三净化厂第三净化厂2002年4月30日正式破土动工，2003 年10月30日建成投产，总体设计年处理天然气10亿方，下游用户主要为靖西天然气管道公司。
工厂引进加拿大普帕克公司日处理天然气300万方的脱硫脱水装置1套，配套建成尾气焚烧、火炬放空系统各1套。
公用及辅助工程主要包括变配电、通信、供水、供热、消防、集配气、空氮站等单元。
生产过程全部通过DCS系统集中自动监视和控制。
与一净、二净相区别的是，该厂采用热煤炉（60%的TEG）供热及全空冷换热，节能效果显著。
4、榆林天然气处理厂榆林天然气处理厂于2005年3月正式动工兴建。
总体设计年处理天然气10亿方，下游用户主要有陕京管道、榆林天然气化工厂。
主体由两套日处理天然气300×104m3的丙烷制冷脱油脱水装置、一套日处理规模为36吨的凝析油稳定装置组成，同时建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
第二净化厂、苏里格第一处理厂和米脂处理厂的天然气经榆林处理厂的集配气总站输往陕京管道。
5、长北天然气处理厂长北天然气处理厂与榆林天然气处理厂相邻。
隶属于长北项目经理部。
工厂设计规模为30亿方/年，主要处理长北合作区的各集气站来气，下游用户为陕京管道。
主体由两套日处理天然气500×104m3的J-T阀节流制冷脱油、脱水装置、一套日处理规模为50吨的凝析油稳定装置组成，同时建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
该厂的自动控制系统先进，有独立于生产控制系统的安全连锁（ESD）系统，自动化控制水平高。
6、米脂天然气处理厂米脂天然气处理厂年处理能力为15亿方，主要处理子洲-米脂气田各集气站来气，下游用户主要有陕京管道。
榆2007年8月投产，主体由两套日处理天然气225万方的丙烷制冷脱油脱水装置，一套日处理规模为25吨的凝析油稳定装置组成，同时建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
7、苏里格第一天然气处理厂苏里格第一天然气处理厂主要担负着5个合作区块和苏14区块、桃2区块天然气处理任务，总体设计年处理天然气30亿方。
产品气经第二净化厂输往陕京管线、苏里格燃气电厂和乌审旗中天燃气公司及长蒙天然气管道公司。
工厂采用先增压后脱油、脱水的工艺模式，主体7套天然气压缩机和3套日处理能力300万方脱油脱水装置构成，其中 2006年一期工程建成了10亿方的天然气处理规模。
2007年二期工程完成5台天然气压缩机组、1套日处理能力300万方脱油脱水装置。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
苏里格第一天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-10℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
8、苏里格第二天然气处理厂苏里格第二处理厂位于乌兰陶勒盖，设计总规模为50亿方/年，主要担负着5个合作区块和苏东区块天然气处理任务，于2008年6月底建成投产，设置脱油、脱水装置3套（每套脱油脱水装置日处理能力500万方），凝析油稳定处理装置（处理量为80t/d）一套，天然气增压机组6台。
产品气输往陕京管线，处理厂总占地约225.88亩。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
（苏里格第二处理厂的工艺是先脱水后压缩工艺）。
苏里格第二天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-20℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
9、苏里格第三天然气处理厂苏里格第三天然气处理厂位于内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克旗苏米图，第三天然气处理厂处理规模50亿方/年，主要接收苏里格中区、苏-11区块及部分西区来气。
有三套生产规模均为500万方/天的脱油脱水装置，7台往复式增压压缩机。
产品气经第二处理厂输往陕京管线。
2008年开工建设，预计2009年6月底投产。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
苏里格第三天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-10℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
第二部分天然气净化（处理）工艺原理及流程一、天然气净化工艺原理及流程长庆气田的天然气净化厂主要生产单元包括脱硫单元、脱水单元和硫磺回收单元。
（一）、脱硫单元1、天然气脱硫的原因和意义天然气中含有的H2S、CO2和有机硫等酸性组分，在水存在的情况下会腐蚀金属;含硫组分有难闻的臭味、剧毒、使催化剂中毒等缺点。
CO2为不可燃气体，影响天然气热值的同时，也影响管输效率。
特别是，H2S是一种具有令人讨厌的臭鸡蛋味，有很大毒性的气体。
空气中H2S含量达到几十mg/m3就会使人流泪、头痛，高浓度的硫化氢对人有生命危险；H2S在有水及高温（400℃以上）下对设备、管线腐蚀严重；还对某些钢材产生氢脆，在天然气净化厂曾发生阀杆断裂、阀板脱落现象。
有机硫中毒会产生恶心、呕吐等症状，严重时造成心脏衰竭、呼吸麻痹而死亡。
因此天然气脱硫有保护环境、保护设备、管线、仪表免受腐蚀及有利于下游用户的使用等益处。