天然气脱硫技术及其在大庆油田的应用

大庆油田目前油田伴生气处理已形成网络化 ,南北两大输气干网已经形成 ,集气管网各成体系 ,天然气公司引进的 16套油气处理装置及红压、南区、北压、喇压、中七浅冷等装置承担着油田大部分的伴生气处理任务。对上述处理装置进行分类 ,16套引进装置中 10 0 # 和15 0 # 甘醇脱水装置及 5 0 0 # 原油稳定装置均是为浅冷装置或压气站供气 ,因此大庆油田天然气的脱硫应优先考虑在浅冷装置后进行脱硫     

天然气常规分析中H2S气体的消除

天然气中含硫化氢组分会对采用气相色谱法分析天然气常规组分产生影响,采用Ｚｎ（ＡＣ）２溶液直接吸收法,能够彻底消除采品中的硫化氢气体,并且不影响其它组分的定量。该方法还可对天然 中的硫化氢组分进行粗定量。     

大庆油田天然气干法脱硫剂的比选与应用

对天然气干法脱硫技术(分子筛法,氧化铁法及活性炭法)及所用脱硫荆作了综合分析.在相应的室内脱硫装置上,在单一空速、温度等条件下,测定了5种氧化铁脱硫荆和5种活性炭脱硫剂用于含3 mg/L H2S 的N2气脱硫时的硫容.在扩大的空速(500～2000 1/h)、温度(20～120℃)、H2S浓度(2～11mg/L,氧化铁)或粒度(0.2～1.0mm,活性炭)条件下,对初选氧化铁脱硫剂 EF-2 和活性炭脱硫剂3018作了进一步考察,通过脱硫效果和工艺条件对比,选择3108为大庆油田天然气脱硫荆.在3108基础上,改用Na2CO3为浸溃用碱,浸溃量6%,改用商品TLC为催化剂,制得了一种高效煤制活性炭脱硫剂.将这种脱硫荆用于大庆油田喇二注气站天然气脱硫,日处理天然气72×104 m3,空气需求量24 m3/h,原料气含H2S 0.0445～0.213mg/L,净化气含H2S 0～0.0017 mg/L,满足有关国家标准的要求(≤0.02 mg/L).图1表6参9.     

大庆油田天然气计量仪表更新改造的可行性

在调研的基础上，分析了大庆天然气计量系统更新改造的迫切性和必要性。通过气体流量计选型对比，论述更新改造的正确途径，关键在确定检测方法和对计量仪表智能化的改造，重点放大对软件的开发上。同时，介绍了如何选择敏感元件以及在变送器和二次仪表的开发上应注意提高精度，这给有关部门在更新改造设备时，提供技术上的借鉴。     

大庆油田天然气计量仪表更新改造的可行性

在调研的基础上，分析了大庆天然气计量系统更新改造的迫切性和必要性。通过气体流量计选型对比，论述更新改造的正确途径，关键在确定检测方法和对计量仪表智能化的改造，重点放在对软件的开发上。同时，介绍了如何选择敏感元件以及在变送器和二次仪表的开发上应注意提高精度，这给有关部门在更新改造设备时，提供技术上的借鉴。     

大庆油田含油污泥的处理

大庆油田随着污泥量的增加,从2000年开始,陆续开展了污泥减量化工作,即污泥脱水工艺技术研究。通过试验及优选,形成了目前以两级旋流+离心机及重力浓缩+离心机脱水工艺为核心的两项脱水技术。污泥的处理和最终处置要求实现减量化、稳定化、无害化。在工艺上建议采用目前国际上主流的调质—机械脱水工艺流程,处理后污泥可用于铺垫井场等。     

天然气脱硫化氢技术进展

介绍了天然气中硫化氢的脱除技术,对比了干法、湿法、生物法等脱硫方法的特点、应用情况及存在的问题。指出对现有的脱硫方法进行改进或者研发工艺简单、脱硫效率高、无二次污染且脱硫剂容易再生的脱硫工艺是未来天然气脱硫化氢技术的发展方向,如杂多化合物法和生物法。     

面向21世纪的大庆油田天然气资源发展对策研究

从大庆天然气资源开发和利用的现状入手,对大庆油田天然气发展面临的机遇与挑战进行了深入剖析,从全球资源配置、特色产业化、持续发展和知识化改造的视角,运用资源共享实现系统优化、价值创造和竞争优势培育的总体思路,提出了面向21世纪的大庆油田天然气能源发展对策。     

大庆油田在火山岩中开采出天然气

2006年3月27日，随着钻井速度的提高和地底三维成像技术的应用，大庆油田在天然气开采方面取得世界级突破，成功地在火山岩中开采出了天然气。大庆油田从过去单纯开采石油到现在立足“油气并举”，在原油产量连续下调后，进入新一轮稳产高产期。今年前两个月，实现原油产量726万吨，天然气产量4．5亿立方米，“以气补油一效巢显著：中国石油大庆油田公司董事长王玉普说：“我们已经找到了1000多亿立方米的探明储量，并争取在‘十一五’期间再探明2000亿立方米。如果折算成油的储量，至少是3亿吨左右。”     

大庆油田改造天然气深冷处理装置增加轻烃产量

为了实现天然气的高效综合利用，大庆油田改造天然气深冷处理装置，使天然气中潜含的轻烃得以回收。大庆油田天然气分公司年可处理天然气约20亿m^3 ，从中回收轻烃约33万t，回收率仅为每万m^3 1．65t，而且处理后干气中甲烷含量仅在70％左右。如果加大天然气制冷的深度，把干气中甲烷的含量进一步提高，那么从天然气中回收轻烃的产量就可由现在每万m^3 1．65t增加到2．52t，从中回收轻烃约50．4万t。大庆油田截至2006年8月，探明天然气储量达1455亿m^3 。     

天然气脱水剂中H_2S的脱除

采用乳化液膜法对含H2S的天然气脱水剂乙二醇溶液进行了脱硫试验研究。考察了表面活性剂浓度、流动载体浓度、油内比、制乳时间、内相溶液浓度、乳外比、乙二醇初始硫含量等因素对乳化液稳定性和脱硫率的影响,获得了试验范围内最佳的乳化液配制和传质分离条件,脱硫率可达到97%以上。     

天然气脱汞新技术

天然气处理厂、液化天然气设施和注氮装置的介质中通常都含有不同程度的汞,会严重损坏工艺设备,甚至危及操作人员的健康和安全、污染环境。为了尽可能减少汞对设备的腐蚀,有必要更多地认识和了解其腐蚀机理。脱除介质中的汞,是减少腐蚀、降低操作风险的有效途径。采用已开发的可再生分子筛、不可再生的固定床吸附剂等脱汞技术,可有效脱除天然气中的汞。这种技术还可大大降低操作成本,延长设备的使用寿命,确保气体处理设施中的低温设备免受汞的腐蚀,减少汞对周围环境的污染。     

大庆油田注天然气非混相驱矿场试验研究

大庆油田已进入高含水期，河流三角洲相正韵律厚油层存在着严重的非均质性，注水开发效果较差。为了改善开发效果，选择低、高弯度河型厚油层两个试验区进行了注天然气非混相驱先导性矿场试验。试验表明，水、气交替注入后，在油层中形成油、气、水三相流动，增加了渗流阻力，改善了吸入剖面；由于重力分异作用，驱扫了正韵律厚油层顶部的剩余油。对于河流相储层，顺点坝走向或河道沉积方向注气效果好。试验区现已提高采收率３．５５％～４．０％，预计最终采收率提高９．０％左右，经济效益显著。试验证明，注天然气非混相驱是提高采收率的一种实用技术。     

天然气中CO2脱除技术

天然气中CO2分离是一个重要的气体分离过程,国内外已开发了许多的处理技术。归纳起来这些技术主要分为湿法和干法。MDEA湿法脱碳工艺技术成熟,能耗适中;膜分离技术已在国外海上石油平台上得到应用,国内尚未取得工业装置建设及运行经验;变压吸附适用的范围较宽,可用于天然气中CO2的提浓。     

天然气深冷处理装置分子筛脱水工艺探究

天然气是现时代极为重要的能源之一,具有着高效燃烧、洁净等特点,随着时代发展应用愈加广泛。天然气原料中含有部分杂质,需要经过加工处理后才可投入应用,这对加工技术提出了一定的要求。本文在此背景下,阐述了天然气分子筛脱水原理及工艺流程,而后围绕分子筛脱水系统运行展开分析与研究。     

大庆油田天然气产量稳步攀升

大庆油田采气分公司生产报表显示:截至2月21日,这个分公司累计生产天然气产量2.66亿立方米,外输天然气2.6亿立方米,天然气产量稳步攀升。今年以来,分公司深入研究