天然气节能技术篇（1）

一、降低管道直接能耗

1.合理选择压缩机及原动机

压气站是长输天然气的能量补充站， 它的主要作用是给管道增压， 提高其输气能力。压气站的核心设备是压缩机， 压缩机既为整个输气管道供应能量， 同时也是整个管道耗能最多的设备。因此， 降低压缩机能耗是长输管道节能的一个重要方面。天然气长输管道压缩机一般选择往复式或离心式这两种类型。往复式压缩机的压比通常达3∶1 或4∶1， 有较高的热效率， 但它有往复运动部件， 易损件多， 适用于低排量高压比的情况。离心式压缩机则正好相反， 压比和热效率相对较低， 但无往复活动部件， 排量大， 容易实现自控， 便于调节流量和节能， 适用于大排量低压比的情况。由于天然气长输管道日输量大， 考虑其要求运行平稳、实现自控、维修工作量小等因素， 推荐采用离心式压缩机。压缩机的原动机主要有电动机和燃气轮机。电动机结构简单， 运行可靠， 受工况影响小； 燃气轮机是大排量压缩机的主要动力设备， 虽然热效率低，但易与压缩机匹配；在电力供应充足且电价较低的地区应首先考虑使用电动机； 如果压气站地处边远地区， 远离电网则宜选用燃气轮机。燃气轮机要选用效率高的机组， 同时采用联合热力循环系统、复合循环等余热回收利用方式提高机组效率。采用联合热力循环系统， 可以将燃气轮机组的热效率由18%～29%提高到45%～47%。

2.减少沿程压降和局部压降

在天然气管道输送过程中， 还有相当一部分能量消耗在克服管道的摩擦阻力上， 也就是输送压降，包括沿程压降和局部压降。管道内壁的粗糙程度和管道内的清洁程度对沿程压降有很大影响。测试结果表明， 经清洗和涂敷处理后的管道输送能力提高了10%， 其中6% 归功于内涂， 4% 归功于管道清洗。内涂前的管道粗糙度为45μm， 内涂后的表面粗糙度下降90% ，摩擦系数减少33%，气体输送能力最大可提高24%， 或管径可缩小8%。文献详细分析了内涂技术用于商业管道的经济效益， 指出： ① 可提高管道的输气能力。管道内涂后平均增加输气量16.56% 。而内涂后的输量提高1%～2% 时， 便可回收内涂费用。② 可扩大压气站站间距。压气站站间距平均可增大32.87% ， 压气站数量至少可减少20% 。③ 输气动力平均降低18.89% 。可见， 采用内涂技术可明显提高天然气长输管道的节能效益和经济效益。

3.应用先进的输气工艺

3.1 高压输气

高压输气是当前国际天然气管道输送技术的发展趋势。高压输送使天然气密度增加， 流速下降， 可降低管道沿程摩擦损失， 提高输送效率； 同时， 天然气密度增加将有利于提高气体的可压缩性， 降低压缩能耗， 提高压缩效率， 减少增压站装机功率。

3.2富气输送

富气输送是指所输送的天然气富含乙烷、丙烷、丁烷等重组分（NGL） 。由于富气的天然气密度高于常规天然气， 可使其流速下降，从而降低管道沿途摩擦损失， 提高输送效率； 天然气密度增加， 还可提高气体的可压缩性， 降低压缩能耗， 提高压缩效率； 管道能耗下降， 有利于减少装机功率， 加大站间距。高压富气输送代表了当前天然气管道输送工艺的最高水平， 不但进一步提高了管输效率， 而且兼顾了节能环保。以Alliance 管道为例， 若将该管道输气压力由常规天然气管道的6.9 MPa 提高到12 MPa，天然气可压缩系数将由0.89 下降到0.83， 减少能耗6.74% 。再将组分C2？ C5+含量由4.6% 提高到12.13% ， 天然气可压缩系数将下降到0.78， 共计减少能耗12.36%。可见， 该管道靠提高压力和重组分含量即可减少压缩天然气能耗12.36%。

二、减少天然气直接损失

1.减少天然气放空

长输管道沿线须设置一定数量的截断阀， 在事故抢修和计划检修时， 可通过关断抢修段上下游的截断阀， 将天然气放空量降到最低。若条件允许， 还可以利用移动压缩机将放空管段中的天然气送至相邻管段， 保持抢修或检修时系统的密闭。清管作业也要采用密闭不停气流程， 清管过程中天然气不放空， 杜绝放空引球作业， 减少天然气放空量。

2.防止天然气泄漏

天然气泄漏不仅会造成管道公司的直接经济损失， 而且会污染环境， 严重时甚至会危及人的生命安全。因此， 防止天然气泄漏不仅是节能的要求，也是输气安全的需要。天然气泄漏包括输气设备泄漏和输气管道泄漏。输气设备泄漏主要是由于压缩机和阀门等设备无法做到绝对密封， 或者法兰密封垫老化破损造成的。据计算， 在5 MPa 的压力下， 当存在1 mm 的当量不密封度时， 一昼夜即可泄漏850～900 kg天然气。因此， 选择新的压缩机密封技术和密封性能好的阀门产品， 可有效地减少泄漏损失。天然气长输管道在运行过程中由于受各种自然和人为因素的影响， 导致出现泄漏。究其原因主要有： ① 防腐绝缘层裂化或者阴极保护度低（ 或失效） 造成的管道腐蚀穿孔。② 管道自身缺陷， 包括环形焊缝存在未焊透、熔蚀、错边等缺陷。受到输气压力或其他外力在断面上所产生的应力作用， 这些原始缺陷扩展到临界值时就会造成裂纹的失稳扩展进而使焊缝开裂， 管道连接部位密封不良等。③人为因素的破坏， 一方面是不法分子对输气管道的有意破坏， 另一方面是由于操作不当或者工程机械的使用不当损坏输气管道。为了防止泄漏事故的发生， 针对引发泄漏的主要原因， 可以采取以下措施： ① 对管道的整体安全性进行评估， 对存在缺陷的管段进行整改或更换。② 按设计要求做好防腐涂层和阴极保护， 并定期进行检测。③ 提高员工的技术水平， 防止出现人为误操作。④ 设立管道线路的标志， 加大对管道的维护管理力度， 建立完善的巡线制度， 杜绝出现人为破坏事故。⑤ 加强管道检测， 使用高灵敏度的在线检测系统， 以快速准确地检测泄漏点位置。

三、结论与建议

天然气长输管道的节能降耗是我们所面临的一个长期而重要的任务， 节能降耗的技术也在不断地发展与进步。因此， 管道企业一方面要积极采用国内外先进的输气工艺和节能降耗的技术、设备， 如使用管道内涂技术； 引进先进的管理检测系统， 防止天然气泄漏， 调整工艺设备使其在合理的工况下运行； 选用新的增压效率高、节能性能好的压缩机组和密封性能好的阀件。另一方面则要提高员工的节能意识， 增强其工作责任心， 提高其技术素质，防止出现人为误操作。

天然气节能技术篇（2）

为了有效的实现节能环保，我国不断研究新的节能设备，并将节能设备广泛的应用在社会生产当中。因而，天然气工程在施工的过程中也可以合理运用节能设备，从而做好施工质量的保障。与此同时，对于天然气工程的施工技术，施工队伍需要加以探究，确保施工技术符合天然气施工的要求，这样才能在施工时有效的进行质量控制。

1天然气工程施工的质量要求

我国在进行天然气施工的过程中，对其明确提出相关的要求：首先，施工材料的要求。必须选择原材料，为了确保材料的质量引进相关设备，其质量也必须符合标准，确保材质无误后在遵循施工程序展开施工；其次，施工方案的要求。天然气施工方案的设计要具有安全性和合理性，否则在施工时必然会产生大量的问题，而且要对施工现场加强监管，防止施工现场出现火源。另外，对施工技术的应用尤为关键，如果施工技术不能达到天然气工程施工的要求，则天然气工程的质量将无法得到相应的保障和控制。对于天然气工程提出的质量要求，天然气施工队伍切勿忽视，要能严格遵守国家提出的规章要求，做好天然气工程的施工，完善施工方案，提升天然气工程的施工质量，才能真正的做到能源的节约，经济的改善[1]。

2天然气工程施工的影响因素

天然气施工难免会遇到不可预测的困难和阻碍，施工队伍必须勇于迎接和挑战。在施工前，完善可预测难点的解决方案，做好充足的准备措施；施工中结合实际施工的情况，不断完善施工方案，在遇到不可预测的困难时，结合施工经验和实际问题，及时调整施工方案；对于可以预测的施工障碍深入的分析和研究。研究显示，影响天然气工程施工的主要因素如下：①多数天然气管道被深埋在地下，施工时稍有不慎，则会对管道造成破快，从而给施工队伍增加施工难度；②施工监管问题，监管人员缺乏责任意识和监管能力，疏忽职守，监管力度不到位，导致天然气工程质量不合格，给施工单位造成严重的经济损失，留下严重的安全隐患；③自然因素对天然气工程施工的限制。由于地形较为复杂，地质环境也较为特殊，给天然气工程施工增加了难度。尤其是东北地区，天气较为寒冷，必须做好天然气的防寒措施。环境因素也十分重要，对于施工技术，施工工艺的确定会影响施工质量。因此，施工单位既要充分考虑人为因素对施工质量的影响，也应考虑自然因素的影响。这样就可以做好技术的选择和质量的控制[2]。

3解决策略

3.1施工技术控制

在选择和控制天然气工程施工技术的过程中，必须充分考虑施工技术的内容。其主要内容具体如下：①做好施工技术准备。熟悉施工方案和施工图纸，在进行每一个项目之前都要做好交底工作[3]；②做好施工现场勘查和检测工作，根据实际施工现场调查情况，绘制草图；③施工前，做好施工材料和施工设备的管理工作；④施工队伍需要合理科学的试验；⑤完工后要对施工技术、施工质量等进行全方位的检查；⑥做好竣工验收工作。在控制天热气施工技术时，施工单位也应做好施工技术管理。在管理的过程中，遵循天然气施工技术管理要求：首先，要对质量进行控制，确保天然气工程能够如期完工。因此必须明确安全施工的管理目标，完善管理方案、管理方法、管理技术等；其次，对于管理人员的选择，必须应聘专业的管理人员，确保其持证上岗。施工单位贯彻落实责任制度，提升管理人员的责任监管意识，使其加强天然气工程施工技术的监管力度，保证天然气工程的质量能够达到相关的要求和标准；再者就是要对施工人员明确技术施工程序，做好技术设备的配套，避免因为设备、施工人员的问题影响工程质量。天然气施工属于较为危险的工种，对于施工人员安全教育也必不可少。此外，设计人员要能考虑周到，做好施工计划和施工方案的布局；最后，施工材料和施工设备的准备必须充足[4]。在对施工技术进行控制管理时，施工队伍必须做好全方位的调查和相关的准备工作，结合真实的施工情况，确定施工要点难点。这样所选择的施工技术才能符合天然气工程施工的要求，进而在施工技术方面增加工程质量。

3.2对工程质量的控制

控制天然气工程施工质量与施工技术的掌控息息相关，施工技术发挥其真正的价值，工程质量自然就得到相应的保障。但对于工程质量的控制，施工单位仍然要遵循相关程序，而且要深入的探索。在施工技术管理方面，做好施工技术的审核工作。如果审核不通过，施工单位则要重新选择施工技术。施工单位必须选择专业的设计人员，确定施工技术。在确定施工工艺的过程中，也需要进行相关审核。施工单位必须与设计人员进行深入的交流，要对设计人员明确主要施工要求和要点等信息。设计人员也要对现场环境进行勘察，理解施工单位的需求，根据方案设计图纸，确定施工技术。其施工技术等相关的资料也才能得到审批，进而被科学的应用在施工现场中。否则，施工技术、图纸、方案的缺失后给天然气日后的维护工作带来严重的阻碍[5]。通常，在实际施工过程中所遇到问题与预测的方案有所区别，这样就会影响该环节的施工。为了确保这一环节施工质量达标，做好交底工作尤为关键。在完成每一个环节施工后都需要对下一个环节施工人员明确这一环节的施工过程，要将这一环节施工技术、施工方法、施工工艺、施工时所遇到的问题等都要将其明确给相关的施工人员，以便下一环的施工人员提前做好准备。天然气工程属于隐蔽施工项目，施工前施工单位必须要找到天然气管道之前的设计图纸，确定天然气管道所在的位置，进而避免在进行二次施工时，破坏管道，这样设计人员才能设计出科学的图纸和方案，施工技术也才能得到良好的运用[6]。以上问题不仅需要天然气工程施工负责人进开展，同时施工人员需配合工程负责人，听从监管人员指挥，规范施工，这样才能提高工程质量。因此，对施工人员的培训必不可少，为了防止施工人员在施工时出现差错，在施工之前就应做好技术的指导，对施工人员明确施工材料设备的型号规格，保证施工人员可以正确的操作施工设备，建设出一个质量达标的天然气工程。此外，对于施工人员技术上的指导，同时也可以实现节能环保的方针政策。我国现阶段能源缺少，需要在建设天然气工程的过程中就要做好节能的准备。对于施工材料设备的选择都需要符合节能环保的要求，要能充分运用节能的施工技术。只有全面节能准备工作，才能在保证天然气质量的基础上实现节能环保。

4结束语

总而言之，对于天然气施工技术的选择和质量控制，施工队伍必须以安全为主，实现我国提出的节能环保的相关政策和要求。对施工人员进行科学指导和培训，增强其安全施工的观念意识，这样施工人员才会在施工之前做好完善的安全防护。而且，对施工人员加强培训，也能提升其施工技能，使其遵循相关的施工程序展开施工，从而实现天然气的质量控制，确保天然气工程施工质量达到国家提出的标准。

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天然气节能技术篇（3）

引言

能耗问题在工业生产中受到的重视逐渐加强。考虑到各国政府对环境保护的要求越来越严格，而且降低能耗能够为企业带来巨大的经济回报，因此节能降耗有着越来越多的现实意义[1]。

天然气集输系统是由气田集输管网、气体净化与加工装置、输气管线以及各种站场组成的一个统一的水动力系统。其中，天然气井口、增压站、处理厂构成了主要的能耗单元[2]。具体的能耗包括：井口节流带来的压力损失、对天然气进行加热带来的能量损失、对天然气进行增压带来的动力损失、处理厂中各种处理工艺中能量损失、物流流经各管道阀门、设备时的水力损失以及由于泄露造成的漏失。

气田集输系统的节能降耗是一项系统性工程，应针对产生能耗的各个环节，从节能管理、节能技术改造等方面同时进行研究[3]。本文主要从节能技术改造方面，对单井站节流、增压设备、加热炉以及部分处理工艺提出节能降耗措施。

1. 单井站节能措施

天然气在井口需要进行节流降压，并且加热以防止水合物生成。而新井和老井由于压力不同，因此其节能措施不同[2]。

（1）新气田的单井站

通常新井的井口压力较高，节流压差较大，形成水合物的风险较大。为了避1免生成水合物，通常需要在井口设置加热炉。此时能耗的具体表现形式为用于消耗的天然气量。除了合理设置加热炉加热温度能降低能耗外，还可以通过井下节流技术来有效这一过程的能量消耗。该技术是将节流器安装在油管中的某一位置，其节流压差可以根据生产井的具体情况进行调节。经井下节流的天然气，其压力等级已经满足地面集输的需要，因此地面不需再设置节流装置。而利用地热对天然气进行加热，节流后的天然气温度高于所处压力下的水合物形成温度，地面的加热装置亦可取消。

（2）老气田的单井站

老气田气井的压力降低，井口节流压差较小，气体温降较小。此时可以取消加热装置，而改用加注抑制剂的方式来防止天然气水合物的形成。当气田开采进入中后期后，压力进一步减小，需要进行增压开采。此时集输系统中的压力能耗成为主要方面，原先的水套式加热炉、调节阀等成为了主要的地面阻力元件。为了减小压力能耗，就需要对这些阻力元件适时拆除。

2. 增压设备节能降耗措施

目前，世界上在天然气气田增压设备采用的原动机有电动机、燃气发动机和燃气轮机。而燃气轮机在原动机中所占的比重越来越大。以电驱动的增压机，其能耗为驱动压缩机的电动机的电力消耗；以燃气驱动的增压机，其能耗为驱动增压机的燃气发动机的天然气消耗。

2.1 电动机驱动

对于使用电动机驱动的增压机组，可以考虑根据生产情况加装变频器来减小电力的消耗。

改变电动机频率f即可改变电动机的转速N[4]。而由泵的相似性可知：泵的排量Q与电动机转速N的一次方成正比，出口压力H与电动机转速N的二次方成正比，功率P与电动机转速N的三次方成正比。即：

在实际生产过程中，当流量发生变化时，为了使增压设备的功率保持在较高水平，即可以通过变频器，按比例调节电动机转速来节约电能。

实际上，利用变频技术调节电动机转速达到而节能降耗的做法已经成功应用于油气田生产的各个环节。靖边气田第一采气厂采用变频技术调节MDEA及TEA循环泵的排量，在节约电能的同时减少了溶液循环损耗和加热炉的能耗[5]。

对于已经进入开发中后期的油田，产量减小，外输增压设备经常出现“大马拉小车”的现象。这种情况下，结合自动控制技术，可利用缓冲罐的液位信号实现外输泵的实时变频控制，保证泵的高效运行，节约大量电能。

变频技术还可以用来调节加热炉风机的进气量，控制好加热炉的空燃比，改善其运行参数，从而提高燃料利用效率[6]。

2.2 燃气发动机驱动

可以通过下面途径降低燃气发动机能耗[7]：

（1）通过调节空燃比降低燃气发动机能耗。

（2）通过调节混合气体的均匀性降低发动机能耗。

（3）当压缩机负荷降低时，气缸内残余气量相对增加，致使燃料和氧气接触的几率减小。此时可以通过提高混合气体浓度来加快燃烧。

（4）通过调节冷却系统温度来降低发动机能耗。适当提高发动机冷却液温度可以减少能耗。

由于燃气发动机具有以下几方面缺点[8]：

（1）结构复杂，内部运动和易损部件多；

（2）外型尺寸和整体重量大；

（3）运转过程中有振动，而且噪声大；

（4）机器维护、保养、零件更换频繁。

因此，燃气发动机在天然气长输管道的压缩机站中应用并不多。

2.3 燃气轮机驱动

燃气轮机因其变速范围大、安全可靠、自动化程度高、技术先进、装置轻巧、建设周期短、维修方便等优点，在油气田中的应用越来越广泛[8]。尤其是在天然气长输管道中，由于燃气轮机可以直接采用所输天然气作为燃料，而不需要进行处理和增压，既方便快捷又成本低。近年来在我国大型天然气长输管道中依靠燃气轮机进行增压越来越多。

对于燃气轮机的改进和降低能耗的方法，主要是通过逐步提高其热效率来实现的。采用燃气轮机回热循环、联合循环、复合循环（及带有中间冷却和热量回收）、蒸汽循环等工艺均可以提高燃气轮机的热效率。同时，提高循环参数（温度和压力）、应用以陶瓷为基础的新型材料、完善燃气轮机的冷却系统以及提高尾气余热利用等都是提高燃气轮机热效率的有效方法[1]。

3. 加热炉节能降耗措施

油气田用的加热炉主要消耗的是热能，其来源主要为气田自身所产的天然气。采用各种有效的方法提高加热炉的加热效率，可以降低加热炉能耗。对于提高加热炉效率，可以通过以下几种途径：

（1）合理控制空气量[9]。

提高加热炉的主要途径是控制合理的空气量，保证加热炉内燃料能够完全燃烧，减少燃料损失。实验证明，最佳燃烧区域的过剩空气系数范围为1.2～1.3，过大或过小都会影响加热炉热效率。

（2）开展加热炉的清防垢工作[10]。

加热炉中的污垢，既有由于水质问题引起的无机垢，还有因设备腐蚀产生的硫化物，同时也会存在油垢。污垢的存在不仅会降低加热炉的效率，增加能耗，更严重时可能导致设备局部过热，引发安全问题。因此，加注防垢剂、安装除垢器、定时除垢，可以减轻加热炉结垢情况，提高加热炉炉效。

（3）进行真空加热炉更新改造。

真空加热炉利用真空相变换热技术提高换热效率。所谓真空相变换热，是指通过利用热媒在汽、液相变过程中放出的潜热进行换热。真空相变加热炉热效率高，节能效果明显。

（4）应用热管对老式加热炉进行改造。

热管是一种新型的高效传热元件。热管具有传热速度快、效率高的特性，可快速将高温烟气的热量传至水中，降低烟气温度，提高加热炉效率。

（5）进行负压蒸汽换热技术改造。

对于水套式加热炉，可以将作为传热介质的水换为气化潜热为水的2～3倍的传热合成剂。改造后的水套式加热炉实际变成了以新型传热合成剂为热媒的负压蒸汽换热器，其换热原理与相变换热相同。因此将大幅度提高了加热炉效率，节能效果明显。

（6）采用带有自控系统的高效节能燃烧器

高效节能燃烧器具有自动检测和控制功能，能够实时检测加热炉的炉膛温度、进/出口温度，以此调节燃料和空气的混合比例，保证燃料的充分燃烧，较大程度地提高了加热炉的效率。

除此之外，定期烟道清灰、烟管清焦，保持烟管干净，搞好炉体保温工作，减少不必要的热损失等，均是减少加热炉能耗的有效措施。

4. 天然气处理系统的节能降耗措施

天然气处理净化过程中的能量损失主要包含以下5个方面[11]：

（1）流体的流动阻力造成的能量损失；

（2）天然气节流膨胀造成的能量损失；

（3）热交换过程中温差造成的能量损失；

（4）非平衡的两相物流在设备中混合以及接触传质过程中造成的能量损失；

（5）因设备泄漏或者外排气体携带而造成的漏失。

4.1 脱水系统节能措施

对于常用的TEG脱水工艺，经过长期使用及反复实践，认为采取以下途径可以提高脱水效果，减小TEG消耗，降低脱水能耗。

（1）严格控制工艺温度及压力[12～14]。

（2）改善进入吸收塔的湿天然气分离状态。

（3）吸收塔内部设置补雾器。

（4）加注消泡剂。

（5）增强贫富甘醇换热[2]。

对于采用分子筛脱水的装置来说，可以通过再生气换热技术降低能耗。

分子筛脱水工艺包括分子筛脱水、吸附塔再生和吸附塔冷却三个阶段。一般情况下，吸附塔再生采用加热后的高温天然气反吹再生塔，吸附分子筛中的饱和水。吸附了水的再生气需要冷却之后进入下一步骤。为了降低再生气加热炉以及冷却器的负荷，可以将高温再生气同未加热的再生气进行换热，以这种方式回收高温再生气中的热量。

4.2 轻烃回收装置节能措施

轻烃回收是指采用特定的工艺分离和回收天然气液烃中的乙烷、丙烷、丁烷、丙烷/丁烷混合物、天然汽油和凝析液等组分的过程。轻烃回收过程中可采用下列方法节能降耗[15]：

（1）天然气增压单元使用循环水冷却器两用换热技术

天然气进入轻烃回收装置前，在压缩的过程中温度升高。所谓循环水两用换热，是指充分利用天然气压缩后温度的升高，在夏季循环冷却水用于降低天然气温度，而冬季吸收了热量的循环水可用于为生产或伴热管线提供热源。

（2）进料与塔底产品换热节能技术

以脱丁烷塔为例。为了减小脱丁烷塔的重沸器的负荷，可以在进料处增加一个换热器，使进料与塔底产品进行换热，利用稳定轻烃的热量加热进料。大港油田实际生产表明，此举可以将脱丁烷塔的进料提高约20℃，塔底产物降低约10℃。

4.3 低温SCOT工艺进行尾气处理

天然气处理厂的尾气只有经过尾气回收后才能达到相应环保标准外排。SCOT法或者类似的加氢还原方法是应用较为普遍的方法。而低温SCOT工艺，使用低温催化剂，将克劳斯装置后的尾气经再热器预热后进入加氢反应器还原，而后经急冷却塔冷却，进入吸收塔脱硫，其最大特点在于省去了加氢段前的预热设备[16]。

低温SCOT工艺具有以下节能降耗特点：

（1）由于使用低温催化剂，降低了加氢反应器的入口温度（与传统工艺相比大约可降低60℃），采用再热器取代了价格昂贵的在线燃烧炉和锅炉，因而在降低成本、节约能耗的同时，简化了处理工艺流程；

（2）低温SCOT工艺的采用可节约装置投资费用约7%，操作费用约20%，使整个尾气处理工艺的总操作费用降低14%左右。

5. 总结

5.1气田集输系统的节能降耗工作是一项系统性工程，应针对产生能耗的各个环节，从节能管理、节能技术改造等方面同时进行研究。

5.2对于井口节流来说，不同的压力等级对应不同的节能方法。对于节流压差大的新井，可采用井下节流装置；对于压差小的老井，需要适时拆除部分阻力元件。

5.3气田增压设备采用的原动机有电动机、燃气发动机和燃气轮机。利用变频技术可以大幅度提高电动机增压设备功率。燃气轮机由于其卓越的性能在长输天然气管道增压设备中所占比重越来越大。

5.4对于降低加热炉的能耗，提高其燃烧效率，可以通过调节空气量、加强清防垢以及进行设备改造等方面实现。

5.5天然气处理系统既是实现天然气价值的单元，也是集输过程中的能耗大户。在运行过程中，既采用新技术，又要合理控制温度、压力等工艺参数，还要注意充分利用换热器，加大热量的回收利用，达到节能降耗的目的。

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天然气节能技术篇（4）

随着现代化进程的不断加快,我国的整体经济水平也在稳步提升,在社会建设的需求下,我国对于能源资源愈加依赖,能源的开发和消耗已经达到了近乎饱和的状态,能源的利用不仅造成了资源的匮乏,也给生态环境造成了严重的破坏与污染,基于此,具有可再生、低污染优势的天然气能源得到了愈加广泛的应用。在应用天然气能源的过程中,天然气站场对其质量标准十分严格,如果天然气质量标准中的二氧化碳含量大于3%,就会对后期的企业生产工作带来极其严重的负面影响。为此,在应用天然气能源时,要对天然气资源进行脱碳处理,天然气脱碳具有十分重要的现实意义,不仅能够保障生产安全,更能提高站场的生产竞争力。然而天然气脱碳工艺技术耗资巨大,运行成本较高,只有运用脱碳节能技术,才能有效地将资金成本控制在合理范围内,有效地减少资金成本的耗费,为后期的生产效益奠定良好的发展基础。

1天然气脱碳工艺处理原理概述

“天然气的脱碳处理有着许多种类,用来应对不同情况下的天然气脱碳处理。因为脱碳主要针对的是天然气中的二氧化碳,天然气却因为其特殊性使得一些常规的分离二氧化碳的方法不能用于天然气脱碳[1]。”因此,在往常进行脱碳操作时,常常采用高温加湿的方法,而这种方法会令天然气在脱碳过程中发生热反应,倘若采用温差分离的方式,则会提高天然气脱碳处理的难度,增加天然气脱碳工艺的成本,为此,给企业经济效益的提高造成了极严重的负面影响.随着科学技术的不断深入探究,脱碳工艺水平也开始逐渐得到提高,目前“国内外已开发了许多处理技术,归纳起来主要分为干法和湿法,湿法是通过可再生溶剂吸收二氧化碳,可分为化学吸收法、物理吸收法和混合吸收法,干法主要有选择分离膜脱二氧化碳。

2脱碳节能技术在天然气中的实际运用

2.1膜分离处理

“气体膜分离技术是20世纪70年代开发的一门较为成熟的膜分离技术,它与传统的吸附、冷凝分离相比,具有节能、高效、操作简单方便等优点,适用于空气分离、天然气脱二氧化碳、脱水等方面[2]。”在进行膜分离时,要充分利用天然气各组成气体在高分子聚合物中溶解扩散速率不同的特点,使二氧化碳能够渗透到纤维膜壁上并使其分离。运用膜分离处理技术处理过的天然气能够满足企业外输的需求。相较于传统的温差分离技术,膜分离技术的操作更加简便易行,对于资源的消耗量也大幅降低,具有十分明显的脱碳优势,然而,膜分离处理技术也存在一定程度的局限性,尽管其具有十分明显的运用优势,可以适应各种操作上的丰富变化,满足企业对天然气外输的直接需求,但是在脱碳时,膜处理技术无法将将杂质从天然气中脱离,并没有起到良好的净化作用。

2.2固定床吸附脱二氧化碳

固定床吸附脱二氧化碳技术属于干法脱二氧化碳技术中的一种,其兴起于20世纪60年代,由常温气体分离与净化技术演化而来,在进行脱碳处理时,利用的是固定床的变压、变电、变温等吸附能力,且天然气中的混合气体具有不同的吸附特点,通过吸附、降压等步骤实现天然气的脱碳及净化,相对而言,利用电压进行吸附的脱碳技术对天然气的影响损伤较小,操作极其简便。

2.3湿法脱碳处理

与干法脱碳处理技术一样,湿法脱碳处理技术也是天然气常用的脱离二氧化碳的方法,为了保障湿法脱碳处理技术的有效与安全,就必须确保溶剂的选择与配制严格遵循工艺的规定和要求。只有这样,才能满足天然气的脱碳要求,保障天然气的质量与净化程度。醇氨法是湿法工艺中最为常见的一种,具有净化效果高的优势,一般来说,湿法脱碳工艺利用的是二氧化碳与溶剂接触后被其吸收的原理,溶剂的选择与配制关系到天然气的脱碳效果,如果在原有的MDEA水溶液基础上添加改良溶剂,不仅能够有效地脱离天然气中含有的二氧化碳成分,还能够尽最大程度地去除天然气中含有的其他杂质,进一步提高天然气的净化效果,使之能够满足直接外输的需求。

3脱碳工艺中的节能技术

尽管脱碳工艺的应用不可或缺,但是脱碳工艺耗资较高,耗能较多,如果不进行优化,将会给工业生产的经济效益提高带来阻碍。只有采用脱碳节能技术,才能让天然气脱碳净化变得既经济,又高效。

3.1减少损耗,提高回收

天然气脱碳处理技术能够减小其所具有的腐蚀性,对工业生产起到了举足轻重的作用。然而,脱碳处理技术也在一定程度上给天然气能源带来了损耗,减少了企业单位的经济效益,为保障能源的利用率,减小资金损耗的负面影响,在进行脱碳处理时应有效运用节能技术。在进行湿法脱碳处理时,由于MDEA溶剂在吸收二氧化碳的同时会吸收少量的烃类物质,如果进一步采用闪蒸塔进行闪蒸,就可以获取一定含量的烃类气体作为燃料,起到节省资源的积极作用。

3.2利用系统余热

“脱碳工艺吸收塔操作温度为47℃,再生塔操作温度为100℃,贫液进吸收塔前需要降温,而富液进入闪蒸塔前需要升温,MDEA贫/富液换热器使两者进行热交换[3]。”这样一来,富液就会逐渐提升温度,贫液则与之相反,有效地减少了富液再生蒸汽的消耗量。而在进入吸收塔之前,原料气与湿净化气要进行热能交换,这样一来,湿净化气的温度将会大幅提升,循环装置所需要耗费的水量也将大幅减少。

3.3设定溶剂再生温度,降低蒸汽耗量

在利用湿法进行二氧化碳脱离处理时,要严格设定MDEA溶剂的再生温度,因为再生温度与天然气中二氧化碳的含有量与波动是密切相关的,基于此,只有尽最大限度地优化溶剂的再生温度,才能减少其对于蒸汽的耗损量。一般而言,溶液循环量与溶剂的再生温度呈反比,即溶液循环量随着再生温度的降低而增加,为此在设定溶剂的再生温度时,以100℃为宜,并进行上下幅度的调节,以确保天然气脱碳过程中二氧化碳的净化程度较高,耗损相对减少。

4结语

一直以来,我国经济水平的提升都建立在大量消耗能源资源的基础上,对于能源的依赖性与日俱增,导致目前处于能源匮乏、环境污染的紧迫局面,在此背景下,天然气的应用范围将愈加广泛。尽管天然气具有污染小、可再生等优势,但是其二氧化碳成分一旦超标会给钢铁管道带来十分严重的腐蚀影响,危及到社会企业与人们的生命财产安全,给企业正常的运行管理带来阻碍。为了使天然气的质量达到一定标准,同时减少二氧化碳的腐蚀程度,必须对天然气进行脱碳的工艺处理并采取节能环保技术,只有这样,才能保障二氧化碳能够成功脱除,保障天然气的应用质量。

作者:李宁 单位:山东莱克工程设计有限公司

参考文献

[1]李同川.天然气脱碳处理工艺的原理分析[J].石化技术,2016(5):20-21.

天然气节能技术篇（5）

【关键词】

天然气；水合物；天然气储运

一、引言

目前我国天然气的储运主要有液化天然气技术和管道运输两种。液化天然气，缩写为LNG，有着体积小、质量轻的有特点。它的体积约为同量气态天然气体积的1/600，重量仅为同体积水的45%左右。液化天然气无色无味、无毒而且不具有腐蚀性。液化天然气的制造、运输和使用过程主要分为：净化、冷却压缩、专用运输工具运输和重新气化使用。液化天然气有船运、车运和管道输送这三种运输方式，这三种方式各有优缺点，在这里就不详细介绍了；管道天然气的缩写为PNG，天然气的管道运输是天然气气体运输的一项较高的技术水平，它是一个密闭的水动力系统，分为采气、净气、输气、储气和供气步骤，是天然气生产和应用的一个非常重要的环节。传统LNG和管道运输的方式均投资巨大、成本高昂，储运的同事存在着巨大的浪费；并且，在我国天然气存在着巨大的消费市场，急需一个经济、高效的天然气储运方法来满足当今的新需要。

二、天然气水合物及其应用

（一）天然气水合物

水合物是某些气体或有机液体与水在某个确定的低温、高压条件下产生的，一种外观像雪或松散冰的一种固态结晶。天然气水合物主要是由一些分子较小的烃类，如：甲烷、依稀、二氧化碳等。天然气水合物有体积小、质量轻的特点，1立方米的天然气水合物可储存150-180立方米的天然气，所以非常有利于天然气的储存和运输。

（二）天然气水合物的应用

近年来，地质工作者在海底沉积层和大陆冻土带底层中发现了大量天然气水合物，气储量已相当于全球非再生资源能源储量的2.48倍左右。初步认为，地球上27%的陆地和90%的海域均具有天然气水合物生成的条件。以下将介绍几种天然气水合物的应用技术。

第一、调峰功能。水合物可以根据天然不同季节，天然气用量的多少，进行灵活的调节。天然气使用较少的季节、月份，可以充分利用运输网，将不用的气体储存起来，用气多的季节在气化使用。这样及提高效率有降低成本。第二、混合物分离功能。天然气水合物的分解必须具备两个条件：天然气水合物处于非平衡状态（温度高于一定压力下的平衡温度或压力低于一定压力下的平衡压力。）和获得足够的分解热。通过控制水合物形成时的压力，可以分离烃类气体。第三、其他功能。天然气是世界上公认的清洁能源，可来作为汽车燃料，天然气水合物较为稳定，有较好的抗暴震功能，安全靠，值得大力开发。

三、天然气的储存

20世纪90年代初，Gudmundsson在常压下把天然气水合物样品分别保存在-5℃、-10℃、-18℃的容器中，对20d内水合物的分解进行测试，发现水合物几乎不分解，10d内水合物气体释放能量仅为其包含其体量的0.85%，这为水合物天然气储存方式产业化提供了理论依据。

四、天然气水合物储运技术路线

根据实验研究和大量的文献查阅，天然气水合物储运技术路线有两个可行的方案：陆上天然气水合物储运技术路线和带有输油管道的海上油气天然气水合物运输。

（一）陆上天然气水合物储运技术路线工艺流程

我国有大量的零散气田，LNG输送发和管道输送法都不经济适用，因为LNG工厂一次性投资较大，无法收回投资，此时可以考虑NGH的方法输送天然气。主要流程为：以小于4MPa的压力对气源进行预处理，合成水合物的压力约为5-6MPa，温度为0-4℃，将水合物降压并冷却至-15℃；然后用汽车储罐密闭储存、运输，储气罐的保温性能较好，可以将安全阀压力设置为0.6-0.8MPa，超过此压力则将气体放空或者作为汽车燃料；最后，当需要使用的时候，用20-30℃的水就可以使水合物很快气化，方便快捷，且能达到用户用气压力要求。

（二）海上油气天然气水合物运输

如何解决海上油气天然气水合物运输问题呢？有以下两种解决方法：在生产平台不设置汽油处理装置，直接输送到岸上的油气处理站；或者将生产平台的混合物运至有油气处理装置的中心平台，然后油、气分开输送到岸上。

五、NGH输送方式的优越性和局限性

（一）优越性

1.初投资低

由于生成和储存NGH的技术非常简单和低廉，可以在已有技术和设备基础上，仅仅做小范围改动便可。例如，气体生产设施已有显存的技术，输送容器可以在已有的容器上进行小范围的改进，接受设施也是可以在已有的储存罐的基础上进行小范围的改进，所以NGH的初投资最低。

2.运营费用低

NGH生成没体积的气体水合物耗能是最少的，水合物可用现在的有关输送，因此也节省了运输费用。

3.安全性高

这是一种最安全的运输方式，因为气化需要大量的潜热，它低毒且易于控制，这些特点都使储存容器消耗和破损的可能性降低。

4.其他优点

NGH输送气体体积可以调节，输送系统可以适应很大的气体输送量范围，可以很容易控制生成任何组成成分的气体水合物。由于其生产工厂规模小，对平台的移动并不受影响且易于将生成产品传送到输送容器中，因此非常适用于海上油气田作业。NGH可以储存在开采过程中被燃烧掉的天然气，NGH被收集起来给储存容器，最后在被气化使用，节能环保。

（二）局限性

NGH有其自身的局限性。NGH的使用受很多变量因素的影响，例如，天然气水合物运输的距离，运输的方式和当时天然气的市场价格等等。

相比较而言，对于天然气水合物的运输方式，NGH输送方式比LNG、GTL、CNG这几种方式优越性大得多，经济适应且局限性较少。

六、结束语

随着社会经济的发展，能源的枯竭和人口数量不断攀升，天然气的开发和利用成为必然，天然气是世界上公认的最清洁的能源，具有耗能少、产生热量高的特点，其市场也越来越大，为了更好地开采、储存和利用天然气，天然气水合物应运而生。天然气水合物的储运技术，具有投资小、技术简单、安全性好的特点，大力研究开发天然气水合物，运用经济适应的储运技术，有利资源的充分利用、于节能环保。

参考文献：

[1]王家生，SuessE.天然气水合物半生的沉积物碳、氧稳定同位素示宗[J].科学通报，2002，47（15）：1127-1176

天然气节能技术篇（6）

作为能源消费大国，我国的能源相对短缺，石油和天然气每年都要依靠进口，其次由于其能源利用率低，所以在每平方米建筑中的能源消耗约为发达国家的2至3倍。因此我国建筑电气节能技术的发展空间巨大。近年来，电气能源供需矛盾激化，建筑用电是能源消耗的主要部分，所以我国建筑电气节能技术的发展迫在眉睫。如大量使用节能产品，不仅每年可节约用电数十亿度，同时可以延缓温室效应，这样同时造福了经济与社会环境。

1 传统建筑电气技术在应用中的问题

传统的建筑电气技术在当前的建筑体系中应用较为广泛，而且产品的种类也很丰富，从某一个产品而言，技术发展成熟，总体上讲传统的建筑电气技术在应用中相对独立，特别是末端电器产品，缺乏相互联结，随着产品本身功能发展的复杂化，人们对于办公和生活环境的要求也逐渐提高，所以传统的电气技术存在诸多不足，主要方面包括：使用的繁琐性，建筑电气技术非节能性，管理效率地下，安全性低。

2 主要的建筑电气节能技术

2.1 风力发电技术

风力发电机的运行方式包括独立运行方式，风力发电与其他发电形式结合，或是在一处风力较强的地点，安装数十个风力发电机，其发电并入常规电网使用。在传统建筑电气节能技术的应用过程中，我国主要开发研制小型的风力发电机，并将其作为农村独门独户使用。由于电网不能实现为偏远地区供电，所以近六十万居民正在使用风力发电机进行发电。但目前的发展趋势表明，我国的风力发电机制造由小功率向大功率发展，为满足彩电冰箱等家用电器的用电需求。其次不再实行独门独户的风力发电形式，而是采取联网供电，由村庄集体供电等形式。从长远角度看，风力发电技术的应用范围进一步扩大，不仅单纯用用与家庭，更扩大到众多公共设施及政府部门。

2.2 太阳光伏发电技术

在北欧的部分国家正推广一种“零能”住宅的理念，这种住宅是由“太阳能屋顶”提供该建筑的全部能量的。而这就应用到了太阳光伏发电技术，在屋顶安装太阳光伏电池，当阳光充足时太阳光伏电池可以适应某一家庭的全部用电需求，并将剩余电量反存于电网，供用电不足时使用。目前由于太阳光伏电池的价格过高，我国仍没有大范围的推广计划。据专家预测，这种光伏发电技术通过技术革新与大规模生产，可于2030年后在市场上大规模出现，并对传统的建筑电气节能技术产生冲击力和竞争力。

3 建筑电气节能技术发展中应该遵循的原则

建筑电气节能技术在建筑工程中不能盲目使用，不能以节能为目标损害了建筑的原本功能，更不能为了节能而忽略其成本的规划。所以在建筑电气的节能技术发展过程中必须要遵循以下原则。

首先，适用性。满足建筑物照明的亮度、色温，满足空间的舒适性或满足某些建筑的特殊要求。这是对于满足建筑物内的人工环境完整而提出的条件。建筑电气的技术应用必须要满足建筑物创造的环境要求，为建筑设计中的设备提供能源供应。

其次，实际性。节能问题本身应从国情和经济条件角度考虑，不能盲目为追求节能效果忽视其经济效益的考虑，要对合适的节能设备与节能材料进行性价比比较，使节能所增加的时间效益和经济效益在未来的建筑物使用过程中得到回报。

最后，节能性。作为建筑电气节能技术的必要条件就是其节能性的考量。必须要采用必要的措施，来减少甚至消除建筑物中不必须的消耗，在未来的发展过程中，应着眼于建筑电气设备自身电能消耗，传输线路上的电能消耗等问题。

4 建筑电气节能技术发展方向

4.1 利用天然光源

作为节能工作中最为主要的一项内容就是对照明工程的节能应用。而照明节能工程最为主要的内容就是对天然光源的利用。随着人们对能源的重视，建筑物中充分利用天然光源来节约照明用电已经广泛应用在各建筑电气技术中。天然光源作为一种无限再生资源，在照明节能的实施过程中必须要扩大应用。制定一系列建筑物的采光标准和采光方式，并推广于日常生活中。

4.2 太阳能照明技术

太阳能和天然光源一样，属于取之不尽用之不竭的无限能源。太阳能照明技术可以减少温室气体的排放，同时节省资源，保护地球环境。科学合理地利用太阳能照明节能技术，可以将建筑电气节能技术的发展推向更高的台阶，这可以将其最为本质的原则和内涵得以展现。

4.3 能源综合利用

控制能源问题的主要方式并不单纯依靠电力使用上的细节，此外还包括对风能等自然的，可再生的能源的综合运用。这就需要技术的革新发展，也是我国建筑电气节能技术发展的主要方向。

5 建筑电气节能技术的发展前景

我国的节能体系目前仍处于初级阶段，相比一些发达国家已经建立起的各具特色的建筑节能体系稍有不足。如英国、美国、加拿大、日本等国家先后建立起了节能评估体系，在各国的建筑节能技术实施过程中都依靠该体系的规范和准则，采用定性定量的方法，对电气节能的效果和电气节能技术进行评估。

相比之下，我国的建筑电气节能技术评估体系并没有建立，显示出了相对的不足性。因此需要我国尽快学习先进国家的经验并分析自身的不足之处，扬长避短，这将有利于我国在短时期内取得建筑电气节能技术发展的巨大进步。我国现在实行的建筑节能标准和规定对电气节能内容没有做出具体的规定，加大了操作的难度。所以，国家建筑行业的相关部门有必要对电气节能和建筑节能测评体系的建立采取硬性措施和实施内容的规定。

天然气节能技术篇（7）

作为能源消费大国，我国的能源相对短缺，石油和天然气 每年都要依靠进口，其次由于其能源利用率低，所以在每平方 米建筑中的能源消耗约为发达国家的 2 至 3 倍。因此我国建 筑电气节能技术的发展空间巨大。 近年来，电气能源供需矛盾 激化，建筑用电是能源消耗的主要部分，所以我国建筑电气节 能技术的发展迫在眉睫。 如大量使用节能产品，不仅每年可节 约用电数十亿度，同时可以延缓温室效应，这样同时造福了经 济与社会环境。

1、传统建筑电气技术在应用中的问题

传统的建筑电气技术在当前的建筑体系中应用较为广 泛，而且产品的种类也很丰富，从某一个产品而言，技术发展成 熟，总体上讲传统的建筑电气技术在应用中相对独立，特别是 末端电器产品，缺乏相互联结，随着产品本身功能发展的复杂 化，人们对于办公和生活环境的要求也逐渐提高，所以传统的

电气技术存在诸多不足，主要方面包括：使用的繁琐性，建筑电 气技术非节能性，管理效率地下，安全性低。

2、主要的建筑电气节能技术

2.1 风力发电技术 风力发电机的运行方式包括独立运行方式，风力发电与 其他发电形式结合，或是在一处风力较强的地点，安装数十个 风力发电机，其发电并入常规电网使用。 在传统建筑电气节能 技术的应用过程中，我国主要开发研制小型的风力发电机，并 将其作为农村独门独户使用。由于电网不能实现为偏远地区 供电，所以近六十万居民正在使用风力发电机进行发电。 但目 前的发展趋势表明，我国的风力发电机制造由小功率向大功 率发展，为满足彩电冰箱等家用电器的用电需求。 其次不再实 行独门独户的风力发电形式，而是采取联网供电，由村庄集体 供电等形式。 从长远角度看，风力发电技术的应用范围进一步 扩大，不仅单纯用用与家庭，更扩大到众多公共设施及政府部 门。

2.2 太阳光伏发电技术 在北欧的部分国家正推广一种“零能”住宅的理念，这种 住宅是由“太阳能屋顶”提供该建筑的全部能量的。而这就 应用到了太阳光伏发电技术，在屋顶安装太阳光伏电池，当阳 光充足时太阳光伏电池可以适应某一家庭的全部用电需求，并将剩余电量反存于电网，供用电不足时使用。 目前由于太阳 光伏电池的价格过高，我国仍没有大范围的推广计划。 据专家 预测，这种光伏发电技术通过技术革新与大规模生产，可于 2030 年后在市场上大规模出现，并对传统的建筑电气节能技 术产生冲击力和竞争力。

3、建筑电气节能技术发展中应该遵循的原则

建筑电气节能技术在建筑工程中不能盲目使用，不能以 节能为目标损害了建筑的原本功能，更不能为了节能而忽略 其成本的规划。所以在建筑电气的节能技术发展过程中必须 要遵循以下原则。 首先，适用性。满足建筑物照明的亮度、色温，满足空间 的舒适性或满足某些建筑的特殊要求。这是对于满足建筑物 内的人工环境完整而提出的条件。建筑电气的技术应用必须 要满足建筑物创造的环境要求，为建筑设计中的设备提供能 源供应。 其次，实际性。 节能问题本身应从国情和经济条件角度考 虑，不能盲目为追求节能效果忽视其经济效益的考虑，要对合 适的节能设备与节能材料进行性价比比较，使节能所增加的 时间效益和经济效益在未来的建筑物使用过程中得到回报。 最后，节能性。 作为建筑电气节能技术的必要条件就是其 节能性的考量。 必须要采用必要的措施，来减少甚至消除建筑物中不必须的消耗，在未来的发展过程中，应着眼于建筑电气 设备自身电能消耗，传输线路上的电能消耗等问题。

4、建筑电气节能技术发展方向

4.1 利用天然光源 作为节能工作中最为主要的一项内容就是对照明工程 的节能应用。而照明节能工程最为主要的内容就是对天然光 源的利用。 随着人们对能源的重视，建筑物中充分利用天然光 源来节约照明用电已经广泛应用在各建筑电气技术中。天然 光源作为一种无限再生资源，在照明节能的实施过程中必须 要扩大应用。 制定一系列建筑物的采光标准和采光方式，并推 广于日常生活中。

4.2 太阳能照明技术 太阳能和天然光源一样，属于取之不尽用之不竭的无限 能源。 太阳能照明技术可以减少温室气体的排放，同时节省资 源，保护地球环境。科学合理地利用太阳能照明节能技术，可 以将建筑电气节能技术的发展推向更高的台阶，这可以将其 最为本质的原则和内涵得以展现。

4.3 能源综合利用 控制能源问题的主要方式并不单纯依靠电力使用上的 细节，此外还包括对风能等自然的，可再生的能源的综合运 用。 这就需要技术的革新发展，也是我国建筑电气节能技术发展的主要方向。

5、建筑电气节能技术的发展前景

我国的节能体系目前仍处于初级阶段，相比一些发达国 家已经建立起的各具特色的建筑节能体系稍有不足。如英 国、美国、加拿大、日本等国家先后建立起了节能评估体系， 在各国的建筑节能技术实施过程中都依靠该体系的规范和 准则，采用定性定量的方法，对电气节能的效果和电气节能技 术进行评估。 相比之下，我国的建筑电气节能技术评估体系并没有建 立，显示出了相对的不足性。 因此需要我国尽快学习先进国家 的经验并分析自身的不足之处，扬长避短，这将有利于我国在 短时期内取得建筑电气节能技术发展的巨大进步。我国现在 实行的建筑节能标准和规定对电气节能内容没有做出具体 的规定，加大了操作的难度。所以，国家建筑行业的相关部门 有必要对电气节能和建筑节能测评体系的建立采取硬性措 施和实施内容的规定。 近几年我国开展的基础数据统计的工作，对各地区不同 气候特点评估，已着手对当前用电情况和建筑电气运行的数 据统计，在进行比较分析后，就将进行定量分析，针对不同的问 题和不同地域的实际情况采取不同的节能技术改造，针对各 项新产品和新技术的出现，国家出台对应的鼓励措施，这都有助于科研效果和科研动 力的加大，使科研成果快速传换为大 范围应用的产品，从而形成科研进步和生活节能的良性循环。 在此基础上，国家可指定出操作性强、 实施审核简便的科学测 评体系，明确划分一些建筑电气节能技术强制性措施，在实施 过程中加强管理，使建筑电气节能技术发挥实效，以取得长足 的发展。我国建筑电气节能技术的发展前景直接关系到建立 节约型社会的发展大计，将创造我国经济效益和社会效益双 丰收。

天然气节能技术篇（8）

中图分类号：G6 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）02（a）-0071-02

《天然气开采技术》课程是以油层物理、渗流力学等专业基础课为先修课的专业课。主要介绍天然气开采涉及的基本理论及其工艺技术。通过该课程的学习，应使学生掌握石油工程领域中广泛应用的工艺技术及其基本原理，从而为学生学习后续专业选修课及未来从事天然气工程的设计计算、应用研究及工程管理提供必备的专业知识。

1 教材改革的必要性

在教学中选用李士伦编著的《天然气工程》 ，这本书共有11个章节，主要内容涵盖了天然气的基本性质、烃类流体相态、气藏物质平衡、储量计算及采收率、气井产能分析及设计、气藏动态分析、气井管流和节流、气井生产系统节点分析、气井井场工艺、气井排水采气、天然气预处理及轻烃回收和气井防腐。此书可以作为石油工程本科专业的教材，也可以作为油气田开发工程和油气井工程学科博士、硕士研究生的重要参考书，涉及的基础理论有一定的深度、广度。在教学实践中，任课教师结合课程的培养目标和学生前期的课程学习，发现气井管流和节流、气井生产系统节点分析两章内容在学生学习《石油工程》课程时已经学习了相关基本理论，在授课时这两章内容就不再为学生讲授。此外，关于天然气开采工艺方面也只是讲授了水驱气田中常见的排水采气工艺，对于其他类型气藏的开采没有讲述。同时针对目前关注度较高的非常规气藏的开采没有提及，对于气藏开发过程中涉及的增产工艺也没有论述。这些问题在教学环节中日益突出，为了更好地提升笔者学校石油工程专业学生的专业知识水平和素养，有必要根据教学需要重新编写一本适合该专业培养方向的、能够反映天然气开发与开采的教材。

2 编写教材的可行性

这次编写计划在该课程长期使用教案的基础上集历年教学和科研的实践进行修改、补充、整理、纳入近年来天然气开采的新技术与新工艺等，使新教材具有时代气息，与科学技术的发展同步。3名编写者既是长期从事本课程教学5年以上的教学骨干，又有较高的专业技术水平，因此能够保证教材编写的质量与专业技术水平。

课程组3位教师经过多次教学研讨后制定了可行的教材编写计划。以笔者学校教学计划安排为依据，同时考虑到课程之间内容的衔接和连贯性，坚决避免相同知识点的重复讲解，并着重培养学生工程技术方面的理论和实践分析问题能力，课程组对课程的讲解内容做了新的规划和设计，即以《天然气工程》主要内容为基础，同时章节进行了整合，由原来的11章调整为9章，包括：概述、天然气的性质、气井产能分析及设计、储量计算、气藏动态分析、不同类型气藏的采气工艺、气井增产措施、矿场天然气集输和气井的安全。章节内容均增加新的前沿认识，并调整了2章的内容，采气工艺这章由排水采气扩展为不同类型气藏的常见开采工艺，同时增加了气井增产措施。这样的改革和调整在实施过程中能够实现，且新教材能够便于学生对该门课程的学习，同时进一步扩展学生对天然气开采工程领域的相关知识，提升课程的理论和实践并重的融合度。

考虑到石油工程宽专业知识面的需求，本教材在设计编撰内容上注重体现教学内容的“新、精、宽”特点，做到覆盖天然气开发开采及集输的所有环节。

知识架构中涵盖以下目标。

（1）从气田开发大系统工程的角度，给学生呈现一个从开发、开采到矿场集输处理的完整系统。

（2）收集天然气开发、开采最基本较成熟的而又是最先进的知识、理论、方法和技术，保证知识的实用性。

（3）每章都设计习题，便于学生提升思考问题的能力。

（4）注意理论联系实际，扩展现场实际应用分析，教导学生学以致用。

3 教材建设改革的夯实基础

这本教材的编写力求教学内容与形式上的改革，改满堂灌为理论教学与实践教学相结合，以理论为指导，以工程实例分析为目的，实践巩固理论，理论指导实践的循环教学模式，努力使学生将理论知识转化为工作能力，达到学以致用的目的。在教材内容上，也做了部分调整，强化了一些针对天然气开采工程方面的内容，如：不同类型气藏的开采技术、气藏的增产措施改造技术、矿场集输等。弱化了一些有关气井中气体流动的一些章节的内容，如：气井管流及节流动态，气井生产系统节点分析等。

授课教师已经完成了5轮以上的教学任务，经过多次修改讲义、查找大量资料和组织探讨，确立了教材编写大纲，在现有教材的基础上，整合相关的基础理论内容，扩展采气工程方面的内容，提高学生对相关技术的兴趣和对理论知识的认识。

4 教材内容特点

《天然气开采技术》课程以油层物理、渗流力学等专业基础课为先修课的专业课。主要介绍天然气开采涉及的基本理论及其工艺技术。该课程内容包括天然气的物理化学性质、烃类流体相态、气井产能分析及设计、气藏动态分析、排水采气、特殊气藏开发、气井增产措施、矿场集输、气井安全等内容。

相较于现有使用的教材《天然气工程》，此次教材中编写中增加了特殊气藏开发和气井增产措施两部分内容。

特殊气藏开发这章，主要介绍不同类型的气藏针对自身特点的相应特殊的开采工艺技术原理及施工工艺。

气井增产措施这章，主要介绍在气井生产过程中采用相应手段提高采气量的技术。

学生学完本课程后应达到的知识与能力目标如下。

了解天然气开采简史；熟悉我国油气资源和天然气工业发展前景； 熟悉天然气工程技术的发展现状和发展趋势。

掌握天然气的组成和分类；掌握天然气的有关物理化学性质。

掌握油气烃类体系的基本相态特征；熟悉常用状态方程选择和分析；掌握判断油气藏类型的主要方法。

掌握稳态流动气井产能公式；掌握拟稳态流动气井产能公式；熟悉气井产能经验方程；掌握完井方式对气流入井的影响。

了解气田、凝析气田开发方案编制流程；熟悉气藏动态分析内容；掌握气藏类型的分析判断；熟悉气藏驱动方式分析；掌握气井生产制度分析。

掌握气井携带临界流量的计算；掌握泡沫排水采气的原理和方法；了解柱塞排水采气的原理和方法；熟悉其它排水采气工艺。

了解不同类型气藏的开发特点和相应的开采技术原理。

了解气井增产技术的机理和施工特点。

了解天然气矿场集输流程和管网；掌握节流调压的作用和手段；熟悉节流过程和节流效应；了解气液分离器的类型、原理、处理能力；掌握天然气水合物生成条件的预测；掌握预防天然气水合物生成的方法。

了解气井腐蚀的机理及分类；了解气井腐蚀的重要参数；了解防腐材料的选用；熟悉气井的防腐设计；了解含硫化氢气井的安全与防护。

5 结语

此次教材建设改革目的是把突出知识的应用性、实践性作为教材改革的重中之重，因而非常注重对学生对知识应用能力的培养。大多章节采用结合采气工程实际教学，通过案例对学生进行实训，经过对整门课程的系统学习，使学生掌握分析问题的思路和方法，以达到能够综合地应用天然气开采技术的理论知识，解决工程建设中的实际问题，使学生基本形成工程师应具备的基本能力。

参考文献

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[9] 《采气技师培训教程》编写组.采气技术培训教程[M].北京：石油工业出版社，2012.

天然气节能技术篇（9）

公司2011年新增天然气三级储量均超过千亿立方米，其中，新增天然气探明储量1127.32亿立方米，是历史上第五次超越1000亿立方米，新增控制储量1135.65亿立方米、预测储量1059.45亿立方米，连续8年实现了储量持续高峰增长。在川中古隆起震旦系获得1个重大新发现，在剑阁区块礁滩及剑阁、安岳、蓬莱区块须家河组取得2个重要新进展，在石炭系地层—岩性复合圈闭获得1个重要新苗头。特别是高石1井在灯二段测试获得日产102万立方米的高产工业气流，是继威远震旦系获得发现后在乐山—龙女寺古隆起勘探历经半个世纪以来的历史性突破，揭开了盆地天然气勘探又一重要战略新领域。四川盆地威远地区的九老洞页岩和泸州地区下志留统龙马溪两个地层的页岩气资源潜力在6.8亿立方米—8.4亿立方米，相当于四川盆地常规天然气资源总量。公司在页岩气勘探开发中创造了多个第一：第一个与国外公司开展页岩气联合研究，第一个开展页岩气专项研究并获得大量第一手资料，第一个钻探页岩气井，第一个对页岩岩层开展大型压裂，第一个获得页岩气。公司通过50余年的天然气勘探开发，累计生产天然气约3230亿立方米，占全国同期累计产量的30%，是我国累计生产天然气最多的气区。

（二）协调发展天然气业务，低碳能源供应作用突出

四川是中国乃至世界上最早发现、开采和利用天然气的地区。川渝地区的天然气主要由中国石油西南油气田分公司、中国石化西南分公司和地方浅层天然气公司供应。中国石油占有绝对的市场份额，在川渝地区有天然气供应的116个市（区、县）中，完全由中国石油供气的达108个。从2001年到2011年，公司的天然气产量从84亿立方米增至144亿立方米，增加了71%；向川渝地区供应的商品天然气从78.6亿立方米增至145.9亿立方米，增加85.6%。11年来共向川渝地区供应商品天然气1291亿立方米，为低碳能源供应作出了重大贡献。

（三）加强节能减排工作，能效管理成效显著

加强组织领导，明确工作职责。明确了HSE管理委员会行使节能减排工作领导职责，全面负责公司节能减排工作。公司制定并完善了《节能节水管理实施细则》，《节能节水型企业考核评比办法》等节能管理制度。下发了《能效水平对标指标调查表》，建立了油气田业务能效对标指标数据库，确定了能效水平对标标杆，了《能效标杆现状报告》，编制《能效对标改进方案》，落实了能效对标改进措施。“十一五”期间实施节能技措项目276个，节水技措项目96个，实现年节气1586.22万立方米、节电655.18万千瓦时。在143余口采气井应用井下节流技术，减少燃料天然气的消耗，缩短地面建设周期，节约地面建设投资。通过高低压分输工艺采出低压气近50亿立方米，年减少燃料气消耗0.5亿立方米以上。公司推广采用MDEA溶剂吸收法和配方型溶剂吸收法脱硫、采用原料气过滤2级串联流程等先进技术和设备，提高了天然气净化厂的生产效率，新建净化厂的设计能效水平达到国内领先水平。“十一五”期间共实现节能8.53万吨标煤，超额完成国家发改委下达的节能6.88万吨标煤任务，兑现了国家“千家企业”节能承诺。公司先后获得“集团公司环境保护先进单位”、“四川省工业节能先进企业”等荣誉称号。

（四）大力发展低碳技术，增强公司核心竞争力

结合公司的业务重点，积极开展低碳发展关键技术的科技攻关。在天然气勘探开发方面，加强高含硫天然气、致密气、页岩气等的勘探开发技术攻关。在节能减排方面，以油气田开发、净化、输送等专业板块为重点，突破一批节能减排关键技术。在新能源开发以及CO2利用与储存方面，积极推进生物柴油、乙醇汽油等新能源生产关键核心技术的研发，适当开展碳封存和碳利用技术的相关研究开发、试验与示范工作，为公司的节能降耗提供技术支撑。

（五）培育低碳文化，建设低碳矿区

树立低碳发展理念，培育员工的“低碳生产”、“低碳办公”珍爱人类生存环境的意识及其敬业、奉献精神，在广大员工中树立节能减排意识，建设以“减少碳排放、节约能源、可持续发展”为核心的公司低碳文化。引导矿区推进低碳发展，将低碳理念引入设计规范，提高能源利用效率，建设具有西南油气田特色的低碳文化品牌。将低碳发展内容纳入公司社会责任体系，主要包括提供持续稳定的清洁能源供应，努力创建环境友好型、资源节约型和低碳型企业，促进低碳城市发展，倡导低碳消费方式，积极参加碳汇造林等内容。

实施效果

（一）有力支撑了川渝地区国民经济平稳较快发展

据国家统计局中国经济景气监测中心测算，西南油气田天然气产业链创造的增加值占川渝地区GDP的比重从2005年的1.87%上升到2011年的3.63%，上升了1.76个百分点；2005年天然气产业链在川渝地区经济增长的12.31个点中贡献了0.16个点，2011年在川渝地区经济增长的15.4个点中贡献了2.11个点；天然气产业链对川渝地区财政收入的贡献直线上升，由2004年的2.19%上升至2011年的10.41%。

（二）推进了川渝地区能源消费结构的升级

川渝地区天然气加快发展速度，对于地区能源消费结构的调整做出了重要贡献。2011年川渝地区天然气消费占一次能源消费的比重为12.05%，远高于4.8%的全国平均水平。川渝地区城市气化率由2004年的43.3%逐年上升至2011年的54.2%，川渝地区车用CNG占汽车燃料消费量比重由2004年的4.8%上升至2011年的6.0%。

（三）形成了以天然气为原料或燃料的产业集群

目前，川化、泸天化、赤天化等国内知名的7大天然气化肥厂的合成氨总产能为200×104t／a，大型合成氨装置产能（年产合成氨30×104t以上）分别占全国大型合成氨产能和天然气制合成氨产能的20%和50%。还有38家全国重要的中、小型天然气化肥生产基地。四川维尼纶厂、重庆扬子江乙酰化工公司和建滔天然气化工有限公司为代表的天然气化工业，生产甲醇、醋酸、乙炔、合成纤维等天然气化工产品。在四川夹江地区，丰富的天然气供应促进了当地建陶业的蓬勃发展，建立与形成了建陶业集群。

（四）降低了川渝地区综合减排量

据国家统计局中国经济景气监测中心测算，川渝地区天然气的减排量2010年综合减排量为2365.72万吨，是2005年（1028.88万吨）的2.3倍。其中，二氧化碳2010年的减排量为1488.01万吨，是2005年（744.22万吨）的2.0倍。2010年人均二氧化碳减排量为135.45千克/人，是2005年（67.99千克/人）的1.99倍；2010年单位土地面积二氧化碳减排量为26.23吨/平方公里，是2005年（13.12吨/平方公里）的2.0倍。#p#分页标题#e#

天然气节能技术篇（10）

中图分类号:TE866文献标识码:A文章编号:1009-2374(2009)20-0070-02

红22井是辽河油田部署在红星地区的一口探井,2007年11月11日完钻,完钻井深3958米,地层静压50.66 MPa,2008年1月至2月16日试油,6mm油嘴求产折算日产量已达到37 MPa。

辽河油田天然气井多数都为正常压力气井,即地层压力低于30MPa的气井,像红22井这样油套压达到了37MPa的气井,在辽河油田开发史上还是第一次遇到。当时在辽河油田内部还没有这方面的集输工艺技术可以借鉴,技术人员攻克技术难题,科学组织实施,红22高压气井得以成功投产。红22气井的成功投产,填补了辽河油田在高压气井集输工艺技术领域的空白,为今后高压气井的投产实施提供了可靠的技术经验。

一、高压气井集输工艺特点分析

目前国内的四川气田、塔里木凝析气田、苏里格气田都存在着高压气井,而这些油田高压气井的生产技术都比较成熟,主要方法是井筒节流与针阀节流相结合的工艺,即:通过在井下安装多级节流装置减小井口压力,避免井口过高压力给地面集输工艺实施造成技术困难。红22井在射孔作业前,没有考虑安装井下油嘴多级节流装置,导致其反映到井口的压力高达37MPa,造成该井集输工艺技术不能照搬其他气田的技术,需要针对该井的实际情况,研究切合实际的集输工艺新技术。

(一)高压气井的设备性能要求高

高压气井由于井口压力较高,安全风险较大,对井口采油树、水套炉、高压弯头、阀门、管线等采气设备的耐压性能要求很高,设备强度和封闭性能必须符合现场要求。由于辽河油田在以往的开发史上,没有这么高压力气井,所属制造企业也没有生产这种高压设备的能力,因此,采油树以及采气设备的外购定制必须满足高压气井的强度和密封性要求。

(二)容易形成天然气水合物造成通道堵塞

天然气水合物又称笼形包合物,它是在一定温度、压力、气体饱和度、盐度等多重条件下形成的,由水和天然气组成的类冰、非化学计量的、笼型结晶化合物,俗称可燃冰。由于高压气井井口到水套炉(换热器)流动压力变化大、流动时间短、流体相变态复杂,在换热温度控制不到位的情况下,极其容易出现天然气水合物,造成管道堵塞,控制不当可能会酿成重大安全事故。

(三)其他不确定性因素

高压气井在生产过程中,如果地面集输设备损坏、外输管线断裂或者井口压力突然上升,都会造成严重的投产安全问题。为此,我们需要强化井口装置,调整井口结构,考虑使用特制的安全切断装置,并运用一些配套集输工艺技术,降低不确定因素带来的安全风险。

二、高压气井投产关键技术研究

结合辽河油田红星地区油藏产能预测情况,分析红22井试油测试情况以及原油物性和天然气组分分析报告,通过综合分析与总结,对红22井有了全面性的认识,主要从以下三大方面来解决集输工艺中的关键技术问题:

(一)利用复合控制技术抑制天然气水合物的生成

天然气水合物的生成条件属于热力学相态的研究范畴,它的成核过程同时进行着两个动力学过程:准化学反应动力学和吸附动力学过程。天然气水合物的形成主要与压力、温度和天然气组分有关,同一天然气组分,压力越高,形成水合物的温度越高。每一种天然气组成气体都有形成水合物的临界温度,见表1。当温度高于水合物形成的临界温度时,无论压力多高,也不会生成水合物。而反过来,压力对临界温度也有影响,如甲烷,在常规压力下临界温度为21.5℃,但是当压力达到30～70MPa范围时,临界温度则上升到28.8℃。天然气成分见表1:

针对红22井的实际情况,在该井投产过程中,主要应用了降压法与加热法相结合的复合控制技术来抑制天然气水合物的形成。

1.降压法。通过降低压力,引起天然气水合物稳定的相平衡状态发生改变,从而达到促使水合物分解的目的。利用调节针型阀的打开程度,控制流动压力的大小。采用二级节流装置进行降压,从而避免压降过大而造成天然气水合物的形成 。

2.加热法。井口高压管线先通过高压水套炉换热,吸收足够的热量后,再通过两级节流装置,充分将换热与节流相结合,将天然气水合物形成概率控制到最低程度。

通过利用计算机程序进行数值模拟,将红22高压气井的基础数据录入到计算机程序内,计算红22气井天然气水合物形成的预测温度,见表2。经过计算机技术的拟合分析,得出最佳范围内的二级节流条件,即压力温度控制条件,一级节流的入口温度控制在65℃以上,节流压力调节在8.5～10MPa范围内;二级节流的入口温度控制在60℃以上,节流压力调节在0.9～1MPa范围内。天然气水合物的临界温度预测见表2:

(二)采用多重保护装置提升投产安全系数

红22井压力很高,测试显示静态压力达到50.66MPa,在投产过程中可能存在压力变化波动引起的不安全风险。为了保证顺利投产,防止流动压力瞬间升高和降低,决定采用多重保护方式提高集输工艺投产过程中的安全系数。如图1所示:

1.安装井口紧急切断阀。如图1所示。压力等级为42MPa,一旦外输气管线意外断裂,或者节流调节阀失灵而导致高压流体进入低压管线时,这时紧急切断阀制传感器检测到外输流体压力变化情况,当外输管线压力高于1.55MPa或低于0.2MPa时,紧急切断阀自动切断井口阀门。

2.投产初期调节流量。在保持油层结构不受损的情况下,尽量开大阀门,增加瞬时流量,将高压尽快释放,同时带出地温在井筒内形成自热温度场,减少井筒天然气水合物冻堵风险。

3.准备好放喷管线。一旦外输气管线达到输送负荷极限,立即通过泄压放喷管线进入燃烧筒,以便尽快释放井筒压力,并在采油树的非生产位置备用一条直接泄压放喷管线。

4.利用缓冲罐进出口压力差,采用密闭罐车拉油,避免轻质油敞口拉运造成的火灾、爆炸等潜在危险。

(三)其他安全技术措施

为了预防投产初期可能出现的突发性问题,在投产准备的技术措施上,提前做好两点准备:一是准备压井控制管线,现场配备好压裂车组随时准备实施压井;二是现场准备了热力锅炉车,一旦采油树、高压管线、孔板、阀门等处出现严重挂霜,甚至冻堵现象,立即进行热蒸汽伴热。

三、现场应用情况

按照制定的集输工艺技术方案,2008年4月18日,辽河油田红22井安全顺利投产。该井在投产初期,日产天然气4×104m3,轻质油30m3,压力从37MPa平稳降到21MPa,并持续稳定在21MPa。在投产当晚,及时解决了一级节流阀与炉管管径尺寸差引发的节流冻堵问题。

四、结语

1.通过优化集输工艺流程设计,安装紧急切断阀,进行两级节流控制,可以有效降低投产风险。

2.通过利用降压法和加热法的复合控制技术,可以有效降低因流动压力变化大形成天然气水合物引起的近井地带、高压管汇堵塞。

3.通过配备放喷管线、压井管线、热力锅炉车等多重措施可以降低投产初期可能出现的突发性危险。

4.红22气井的投产成功,进一步摸清了红星地区的油藏规律,同时也为辽河油田在高压气井投产安全技术方面提供了可靠的技术经验。

参考文献

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