国内外天然气集输现状简介摘要：针对工业生产、日常生活需要的矿物资源,石油资源以及其他各类自然资源的数量越来越大,对于经济社会的良性发展以及环保主题的提倡产生了巨大的压力和负担这一状况,根据气田开发和采集的现有技术水平以及天然气的巨大利用价值和空间,从采集工作,传输工艺和天然气取代现有利用资源的意义出发,结合现阶段天然气在生产和生活方面的应用实情,本文将具体阐述天然气集输工艺的国内外现状以及在集输过程中的一些先进技术,这些经验和技术可供国内天然气集输工艺研究者和施工人员学习和借鉴。

关键词：天然气技术工艺脱水天然气管道一、天然气集输概述首先，来了解一下天然气的基本概念：从狭义上来说，天然气是一种主要由甲烷组成的气态化石燃料。

它主要存在于油田和天然气田，也有少量出于煤层。

天然气很大的一项优点在于燃烧过后没有废渣、废水等物质生成，这比煤炭和我们传统使用的石油等资源要更加具有环保性，安全可靠且热值较高。

从广义上来说，天然气是存在于大自然当中的一种气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体。

至于我们生活中所用到的天然气淋浴器，天然气炉灶以及最近开始普及的以天然气为能源的汽车动力，则是利用了广义天然气中的能量部分。

之所以大力地推广天然气取代以往的煤炭、石油等旧资源，是因为天然气在燃烧过后几乎是不会产生有害于人类的废气废物的，这对于我们人类来说，就具备了更高的利用价值和使用意义，其较高的热值不但没有影响到生产和生活效率的提升，还从过个方面保证了人类的生活质量，满足了环保和洁净的需求。

天然气的采集和传输包含的内容和类别多种多样，其中自喷式的生产模式属于枯竭式的开采方式，由于天然气的不断开采，气井的天然气压力会慢慢降低，如果这个压力降低到比收集用的集气管还要低的时候，气体便难以甚至不能在输入到集气设备当中。

在我国的现有阶段来看，天然气从气井开采出来之后，在通过集输设备和程序的时候，由于过程中阻力和各个环节的影响，气体的压力会逐渐降低，气体的体积发生了膨胀，温度有所降低，这样一来，很可能会产生一些不利于生产和运行的杂质和水汽。

为了防止这样的情况发生，现已制定了相关的天然气地面的采集和运输工艺模式。

（1）由于中间环节和节流环节对于天然气集输有着相当的影响和气压降低的作用，因此可以采用气井的井口加热方式，将节流环节对于天然气的集输影响降到最低。

（2）由于气压的大小对于整个集输工艺的效率影响巨大，因此，可以采用在气井井口进行加压措施，现在为止我国已经采用了提高温度的方式来对天然气进行集输控制，这样一来，无论是节流之前，还是通过节流环节之后，天然气气体的温度都比水花物等物质的形成温度要高，避免了水化物的形成。

二、如何防止水合物生成国外对气体水合物的研究重点是放在防止水合物生成的问题上。

当前采用较多的防止水合物的措施有: (1) 在给定的温度下降低压力使之低于水合物生成的压力,( 2) 在给定压力下保持气流的温度高于水合物生成的温度,（3）降低气流中的水蒸汽露点使之低于操作温度(气体干燥),( 4) 向气流中加入各种能降低水合物生成温度的物质(醇类, 无机盐类和甘醇等)。

在实践中使用最广泛的除了气体干燥外就是向气流中加入能改变水合物生成条件的物质——抑制剂。

天然气脱水在国内已有成熟的工艺，在气体工业中, 从近井地层、井筒到矿场集输系统以及在进入长输管线前的气体预处理装置中, 使用抑制剂来防止水合物的生成经常是不可缺少的有效方法。

三、天然气脱水天然气从地层采出至消费的各个处理环节，水是最常见的杂质组分，通常处于饱和状态。

处于液相状态的水，在天然气的集输过程中，通过分离器就可以从天然气中分离出来。

但天然气中含有的饱和水汽，不能通过分离器分离。

一般认为天然气中的水分只有当它以液态存在才是有害的，因而工程上常以露点温度来表示天然气中的水含量。

露点温度是指在一定压力下，天然气中水蒸气开始冷凝而出现液相的温度。

1．天然气中液相水存在的危害水在天然气中的溶解度随压力升高或温度降低而减小，因而对天然气进行压缩或冷却处理时，要特别注意估计其中的水含量，因为液相水的存在对处理装置及输气管线是十分有害的。

1.1 冷凝水的局部积累将限制管线中天然气的流动，降低输气量，而且水的存在(不论气相或液相) 使输气增加了不必要的动力消耗，也给有关处理装置(如轻烃回收装置)上的机泵和换热设备带有一系列棘手的问题。

1.2 液相水与二氧化碳或与硫化氢相混合即生成具有腐蚀性的酸，天然气中酸气含量愈高，腐蚀性也愈强。

硫化氢不仅会引起常见的电化学腐蚀，它溶于水生成的HS－能促使阴极放氢加快，而且HS－又能阻止原子氢结合为分子氢，这样就造成大量氢原子聚集在钢材表面，导致钢材氢鼓泡、氢脆及硫化物应力腐蚀、破裂。

此时，管道必须采用价格昂贵的特殊合金钢，但如天然气中不含游离水则可以用普通碳钢，大大节约了成本。

1.3 处理含水天然气经常遇到的另一个棘手问题是，其中所含水和小分子气体及其混合物可能在较高的压力和较低温度的条件下，生成二种外观类似冰的固体水合物，可能导致输气管线或其他处理设备堵塞，给天然气的净化、储运造成很大困难。

因此，天然气一般都应先进行脱水处理，使之达到规定的指标后才进入输气干线。

各国对管输天然气中水分含量的规定有很大不同，这主要由地理环境而定。

含水量指标有“绝对含水量”和“露点温度”两种表示法，前者指单位体积天然气中水的含量，以kg/m3 为单位;后者指一定压力下，天然气中水蒸气开始冷凝结露的温度，用℃表示。

通常管输天然气的露点温度应比输气管线沿途的最低环境温度低5℃以上。

2．天然气脱水的方法有一系列方法可用于天然气脱水，并使之达到管输要求。

按其原理可分为冷冻分离法，固体干燥剂吸附法和溶剂吸收法三大类。

近年来国外正在大力发展用膜分离技术进行天然气脱水，但目前在工业上还应用不多。

2.1 冷冻分离法通过将天然气冷却，使其中大部分水蒸气冷凝出来。

从天然气的最大体积含水量与压力、温度的关系中可知，当压力一定时，天然气的含水量与温度成正比，所以含一定量水蒸气的天然气，当温度降低时，天然气中的水蒸气就会凝析出来，这就是低温分离法的原理，具体方法有如下两种。

2.1.1 膨胀冷却法。

利用天然气本身压力节流膨胀而降温，使部分水蒸气冷却凝析出来。

膨胀降温时为防止冻结，应在节流降温前注入乙二醇或二甘醇。

此法简单、经济，但脱水深度不够深，只适用于井场初步脱水，且适应于高压气田。

2.1.2 加压后冷却。

将天然气(一般指压力较低的天然气)加压后再冷却，由于天然气的含水量随压力的升高而降低，随温度降低而降低，经加压、冷却后，天然气中的水蒸气就凝结为液态水析出。

2.2 固体干操剂吸附法利用固体干燥剂对水蒸气的吸附能力，将天然气中的水蒸气吸附下来，固体干燥剂丧失能力后，用高温气流对干燥剂进行再生，再生的干燥剂重复利用。

2.3 溶剂吸收法利用溶剂或溶液对水蒸气的吸收能力，将天然气中的水蒸气吸收下来。

吸收水蒸气后的溶剂或溶液(生产上称为富液)经再生后，溶剂或溶液可循环使用。

这是目前天然气工业中应用最普遍的脱水方法。

3 三甘醇脱水工艺来自净化气气液分离罐的脱酸气体汇合后作为三甘醇脱水塔的进料。

高压三甘醇脱水塔装有填料让高纯三甘醇与天然气进行逆流亲密接触，高纯度三甘醇吸收天然气中的水汽，达到-15℃的水露点。

三甘醇的纯度是脱水塔中水露点控制的一个最关键的因素。

干燥后的气体离开脱水塔进人净化气气液分离罐，气液分离罐可以保护下游的产品气管线免受三甘醇吸收塔的扰动，而且可帮助收集从吸收塔顶出来的净化气中携带的三甘醇。

工业化天然气脱水的方法很多，应根据脱水的目的、要求和处理规模等。

并结合各种脱水方祛的特点进行经济和技术比较，从而选择出最为合适的脱水方法和脱水工艺.对三甘醇脱水工艺来说. 目前的技术已日趋发展成熟，但仍有一些工艺设备、参数的选择和确定缺乏足够的理论依据，这有待于设计人员在今后的工作中继续进行研究和探讨。

四、天然气管道输送技术发展现状近几十年来，全球输气管道建设进入了高峰时期，各种新材料、新工艺、新设备、新技术的应用，使得天然气长输管道无论在设计、施工、运营管理方面，还是在管材、原动机、储库调峰技术方面都有了很大发展，特别是大口径、高压干线输气管道的施工和运营管理技术发展更加迅速。

目前世界上已建成输气干线150万km，并以1.4万km/a的速度增长，现有输气管道主要分布在北美、独联体和欧洲地区，其中美国约46万km，独联体近23万km，分居世界前两位。

20世纪70和80年代是全球输气管道建设的高峰期，输气管道技术在这一时期得到了飞速发展和提高，世界上几条著名的大型输气管道几乎都是这一时期建成的，如横贯地中海的阿—意输气管道、美加合建的阿拉斯加公路输气系统、前苏联乌连戈伊—中央输气系统等。

近10年，随着电子计算机技术的迅速发展和推广应用，新材料、新工艺、新设备、新技术的开发与更新换代，国外长输天然气管道无论是设计、施工、运营管理，还是管材、原动机、储库调峰技术都有了很大发展，特别是大口径、高压干线输气管道的施工、运营管理技术发展更加迅速，有许多好的经验和成熟技术可供我们借鉴。

下面论述国外天然气管道输送技术发展的几个特点。

1．提高输气压力输气管道向更高压的方向发展是一个趋势，也在一定程度上反映了一个国家输气管道的整体技术水平。

目前，世界陆上输气管道的最高设计压力为：美国12Mpa，前苏联7.5Mpa，德国和意大利8Mpa，中国10Mpa。

海底输气管道的设计压力一般还要高，象阿—意输气管道海底段的最大工作压力为15Mpa，发生事故时的最高出站压力达21Mpa（穿越点处），挪威Zeepipe管道压力15.7Mpa，Statepipe管道输气压力为13.5Mpa，中国崖13-1至香港海底输气管道操作压力为15.5Mpa。

在高压管道的设计与建造中，采用了一系列先进技术，如极限状态设计方法、机械化自动焊接技术、高分辨率的缺陷超声波自动定量检测技术及适用性评价方法等。

2.采用高钢级管材通过高钢级管材的开发和应用可以减小壁厚，减轻钢管的自重，并缩短焊接时间，从而大大降低钢材耗量和管道建设成本。

3.干线采用大口径管道一般来说，在输气量可以准确预测的情况下，建设一条高压大口径管道比平行建几条低压小口径管道更为经济，因为输气管道的输送能力与管道直径的2.5次方成正比，所以，增大管径是提高管道输送能力的最有效措施。

4.输气干线呈网络化发展，形成大型的供气系统随着天然气需求量在世界范围内的剧增，将进一步促进干线输气管道和地区性管网的建设，目前，世界上已先后形成了一些洲际的、国际的、全国性的和地区性的大型输气管网.5.采用高压富气输送工艺近年来，天然气管道高压富气输送工艺在国际上受到了广泛关注与重视，美国和加拿大合建的Alliance 管道（干线全长2988km，设计压力12Mpa）是世界上第一条采用富气输送工艺的陆上长输管道，也是当今天然气管道输送技术的重大创新。