天然气处理加工与利用

天然气处理加工与利用

学生姓名：高雅

学号：1303010818

专业班级：化工1306

2015年 12月1日

天然气处理加工与利用

摘要加速天然气的生产和消费，发展天然气化工，减轻对石油的需求压力，确保国家能源安全，已成为加速我国化学工业结构调整、强化节能减排的必然趋势。可行性分析认为，天然气基本不含烯烃，且芳烃和环烷烃含量低，氢气产率高，可以避免催化剂积炭，延长催化剂寿命，是制氢的首选原料；加之天然气富含甲烷，其 H/C 较高，一般在 3.8 左右，单位产氢量的原料消耗较少。在对２０世纪９０年代初以来中国天然气利用业务发展进行梳理的基础上，采用分类比较分析的研究方法，揭示了天然气利用业务的发展有以下４个规律性特点：①天然气利用业务增速高于天然气供应量增速；②天然气利用业务增速快于天然气管网增速；③国家天然气利用政策对天然气利用结构变化趋势影响有限；④中国天然气利用业务受世界经济形势影响不大。结论认为：至２０２０年，中国天然气利用量可达４３００×１０８ｍ３，以城市燃气为主的天然气利用模式将得以确立，工业燃料用气增长空间有限，化工用气颓势明显但会维持一定的规模。

关键词天然气净化处理加工利用规律趋势展望

目录

前言 (1)

第一章边远分散单井天然气的处理与加工 (1)

1. 1 净化处理 (1)

1. 2 NGL 的回收 (2)

第二章大连石化制氢装置加工天然气原料技术分析 (2)

2.1装置简介 (2)

2.2 天然气作为制氢原料的可行性分析 (3)

2.2.1天然气制氢的工艺原理 (3)

2.2.2 天然气制氢的可行性分析 (4)

第三章天然气的利用 (5)

3.1边远分散单井天然气的综合利用 (5)

3.1.1作燃料 (5)

第四章天然气利用业务发展展望 (9)

4.1 城市燃气为主的天然气利用模式将得以确立 (9)

4.2 工业燃料用气具成长性但空间有限 (9)

结语 ................................................................................................................ 错误！未定义书签。参考文献.. (12)

前言

氢能是一种清洁能源，也是重要的化工原料。目前制取氢气的方法主要有：煤、焦炭气化制氢，天然气或石油产品转化制氢，各种工业生产的尾气回收或副产氢等。在石油产品转化制氢中，以天然气为原料最为经济合理。世界上约有70%的氢气是通过天然气蒸汽转化生产的，因此天然气制氢具有一定的竞争力。随着页岩气开发纳入国家战略型新兴产业，政府加大了对页岩气勘探开发的扶持力度，我国天然气行业将进一步加快发展。因此，加速天然气的生产和消费，发展天然气化工，减轻对石油的需求压力，已成为加速我国化学工业结构调整、强化节能减排的必然趋势。

２０世纪９０年代以来，随着陕京管道及西气东输等标志性工程竣工投产，中国天然气利用业务获得快速发展。通过对中国天然气利用业务的发展历程进行系统研究，探讨天然气利用业务的发展特点和规律，期待对促进国内天然气利用业务的发展有一定的指导意义。

第一章边远分散单井天然气的处理与加工1. 1 净化处理【1】

天然气净化处理的目的是脱除其含有的硫、CO2 和水等杂质, 以达到商品天然气的气质标准。因而, 天然气的净化处理一般包括脱硫( 可能还包括必要的硫磺回收与尾气处理)+脱碳+脱水3部分。在采用醇胺法净化天然气时, 脱硫与脱碳实际上是同时进行的, 其中,脱硫是最重要的。常用的脱硫方法有醇胺法、液

相氧化还原法和固体脱硫剂法 3 种。由于边远分散单井天然气具体情况各异,

气质、气量差别很大, 因而很难说哪一种方法对边远分散单井的脱硫更有效, 而必须根据实际情况进行具体分析, 对方案进行优选。醇胺法的工艺非常成熟, 适用范围比较广,根据不同的气质,可选用不同的溶液配方,以获得最佳的经济效益; 在不同的压力和处理量上都可以应用; 对H2S 浓度高的天然气,求脱除有机硫或选吸 CO

2

时,只要改变溶液组成就可以实现。该法的能耗和净化费都随操

作压力和原料气 H

2

S浓度的增加而有所增加,但变化不太大,费用变化一般在0.

05 ～ 0. 12 元/m3 左右。

液相氧化还原法是气体脱硫的一种重要方法,最适用于处理压力和 H

2

S 浓度都不太高的场合。固体脱硫剂法是一种间歇式气体脱硫方法, 包括铁海绵、SULFATRATE以及以氧化铁为主要活性组分的各种固体脱硫剂。经脱硫后的天然

气可能还含有CO

2及水分(用醇胺法脱硫的 CO

2

含量可达标),可采用 PSA ( 变压

吸附)技术脱除.

1. 2 NGL 的回收

NGL ( 天然气凝液, 也称为轻烃)回收是指从富气( 又称为湿气)中回收 C2 + ( C2 、 C3 、 C4 和 C5等)烃。国内气田多系生产干气, 其 C2 + 量很少,不具备 NGL回收价值。但也有部分气井有显著数量的C2 + 资源, 需加以回收利用。传统NGL回收 (透平膨胀制冷)工艺对气量小而分散的边远单井天然气的 NGL 回收是很不经济的。针对这种状况, 提出两条解决方案:其一是 PSA —C2 +/R , 即先用变压吸附脱除掉原料气中大部分的甲烷, 然后再用透平膨胀制冷回收NGL。其二是膜分离—C2 +/R , 即先用膜分离技术脱除掉大部分甲烷, 然后再用透平膨胀制冷回收 NGL。两方案的基本原理相同, 即先脱除掉原料气中所含甲烷 , 从而大大减少进入透平膨胀制冷部分的气体量, 降低透平膨胀制冷装置的投资和能耗。PSA 技术国内已比较成熟, 西南化工研究设计院可提供成套技术。

第二章大连石化制氢装置加工天然气原料

技术分析

2.1装置简介

大连石化公司拥有两套完全独立的制氢装置，单套装置的公称产氢能力为 10×

104m3/h (标准)，每一套装置都包括造气单元和 PSA 提纯单元。 造气单元 引进丹麦 HALDOR TOPSE A/S 公司(HTAS)的工艺技术， 并由 TOPS 諂E 公司提供全部催化剂。大连石化制氢装置工艺流程如图1所示。 该制氢工艺采用轻烃水蒸气转化路线，工艺气进转化炉之前设有预转化反应器。 该装置设计加工原料为轻石脑油、液化气、炼厂干气，其中轻石脑油和液化气的价格昂贵，在氢气成本的构成中，原料费用占整个氢气成本的70%以上。 因此，选择价格低廉、且产氢率高的制氢原料，成为降低装置成本、提高经济效益的重要手段。

2.2 天然气作为制氢原料的可行性分析

2.2.1天然气制氢的工艺原理

天然气是一种埋藏于地下的可燃性气体，无色无味，主要成分中85%～95%为甲烷(CH4)，此外，还含有少量乙烷、丙烷和丁烷等气体组分，或者含有少量二氧化碳、氮气、硫化氢、氢气等非烃类组分。

以天然气为原料制氢时，在高温条件及催化剂作用下， 天然气中的烷烃在镍基催化剂作用下，与水蒸气发生化学反应，转化为含有氢气(H 2)、一氧化碳(CO)、

二氧化碳(CO 2)和少量残余甲烷的转化气。转化气经过废热锅炉换热、进入变换

反应器，使 CO 变换为H2和CO 2，再经 PSA 单元提纯氢气产品。就反应机理而

言 ，天然气蒸汽在镍基催化剂上主要发生以下反应：

(1)

(2)

(3)

(4)

其中，在预转化催化剂上主要发生(1)、(3)、(4)

反应，在转化剂上主要发

Q nCO H m n O nH CnHm -++→+22)2(Q H CO O H CH -+→+2243Q H CO O H CO ++?+222Q O H CH H CO ++?+2423

生(2)、(3)、(4)。虽然商品天然气中的硫含量很低，但是也不能直接进入转化单元，仍然需要先经过原料精制单元净化脱硫处理。因为转化单元进料要求的总硫含量＜0.1mg/kg。所以，当制氢装置原料改为天然气时，仍然可以用以前的轻油原料流程操作，装置总体上不需进行大的流程改动。

2.2.2 天然气制氢的可行性分析

选择优质的制氢原料，一般遵循以下原则：①首先选用不含烯烃、芳烃和环烷烃含量低的原料，目的是提高氢气产量，并避免催化剂积炭。因为同碳数烃类积炭倾向通常是烯烃>芳烃>环烷烃>烷烃。同碳数的 C/H 比也基本遵循这一规律。一般要求原料中芳烃含量＜13%，烯烃含量＜1%[3]。因为烯烃含量过高，会在反应器中发生放热的加氢反应而引起超温或积炭，甚至在脱硫催化剂上也可能发生积炭。而天然气中基本不含烯烃、芳烃和环烷烃，应成为制氢的首选原料。②优先选用较轻的原料。因为对同族烃类而言，相对分子质量越小产生积炭的倾向越小，C/H比也随相对分子质量的减小而减小。因此在选择制氢原料时，气态烃优于液态烃、轻质液态烃优于重质液态烃。如果单看原料氢碳比与理论产氢量的关系，可以参考下表。因为天然气富含甲烷，所以其H/C 较高，一般在 3.8 左右，这样单位产氢量的原料消耗减少，所以是理想的制氢原料。③选用低毒原料。制氢原料中常见的催化剂毒物有硫、氯、砷，它们对制氢装置内的脱氯脱硫催化剂、预转化催化剂、转化催化剂和变换催化剂都有严重的危害。虽然刚开采出的天然气中硫含量在500mg/m3 左右，但经处理后的商品天然气中硫含量一般＜30mg/m3，这个数量在制氢原料允许范围内。

第三章天然气的利用

3.1边远分散单井天然气的综合利用【2】

天然气不但是理想的清洁燃料, 还是优良的化工原料。但由于边远分散单井气量小而分散, 严重阻碍了其有效利用。因而, 边远分散单井天然气的利用必须多方开拓途径, 采取多种利用方案, 主要有下面一些。

3.1.1作燃料

边远分散单井天然气经处理后可得到干气、LPG 和轻油等产品。LPG 可直接

输出作民用和车用燃料, 轻油也可输出作为汽油调和组分，但干气的利用仍存在

困难, 必须寻找一种好的储存运输方式。边远分散单井天然气利用的一项技术就

是把天然气进行压缩 , 然后作压缩天然气汽车的燃料。目前国内已有相当完备

的压缩天然气 (CNG)技术,四川和重庆两地已建成CNG加气站30余座, 路上行驶

的压缩天然气汽车已达2000多辆。因而, 利用边远分散单井天然气作压缩天然

气汽车燃料在技术上已不存在问题。但是, 建 CNG 加气站需很高的投资, 如要

建一个年产 280×104m3 固定式 CNG加气站需投资230万元, 占地 1000m2。即

使建一个流动式加气站仍需近120万元的投资, 并且高压钢瓶的安全也是人们

所特别关注的, 所以人们正在积极寻找更加经济安全的储存方法。

目前, 对天然气的储存研究较为活跃的领域是吸附剂吸附储存法( 简记作ANG), 国内外已开发出不少专用吸附剂, 可望在不久的将来实现商业化。此外 , 还有用近临界流体储存天然气和用天然气水合物储存天然气的, 但都还处于探索阶段。

3.1.2作化工原料

回收的 NGL 除作为燃料之用外, 还可用作化工生产的原料, 如裂解制烯烃、芳构化制取芳烃、醚化生产 MTBE 和TAME 等混醚燃料等, 轻油还可用于生产 30 号、 60 号和120 号溶剂油。天然气是优良的化工原料, 主要用于生产合成氨( 进一步生产尿素)和甲醇。根据边远分散单井的具体特点, 设计一种橇装式装置生产合成氨 ( 尿素)和甲醇是十分必要的。

3.2 天然气利用与天然气消费

天然气利用与天然气消费是两个不同的概念。从文字意义上看，“天然气利用”是指使天然气这种物质发挥效能的有关业务活动；“天然气消费”应当是指一切为了生产或生活需要而使天然气减少的行为，不论这种减少是因为使用还是受损失，从这个意义上讲，那些没有发挥天然气效能的消耗以及生产运行过程中的跑、冒、滴、漏均在天然气消费之列。

除了文字意义上的差别外，天然气利用与天然气消费还有以下区别：①从范围界定上来看，根据中国现行的天然气利用政策【3】，天然气利用业务可分为城市燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用气。从其列举的事项来看，工业燃料中并未包括原油及天然气开采过程中的自用气。其他用气也仅仅包括分布式能源、运输船舶、应急和调峰、煤层气发电、热电联产以及用于天然气调峰和储备的小型天然气液化设施的用气。而就天然气消费而言，由于一切为了生产或生活需要消耗天然气的行为都可以称为天然气消费。因此，上述列举的天然气利用范围均包括在天然气消费范围之内。②二者强调的侧重点不同。天然气利用强调的重点是天然气对人类所发挥的作用或贡献，人为限定了利用的区域或范围，更加强调了积极的一面。而天然气消费则主要强调天然气数量的减少，而不管减少的过程是否有积极意义。③天然气利用向外界宣示传递的是政府或社会的一种政策导向，而天然气消费体现更多的是一种

客观现象的描述。

3.3 中国天然气利用业务发展态势

在本节讨论之前，首先需要指出的是，本文有关分析数据的主要来源方———《中国统计年鉴》中提到的“天然气消费量”实际上是天然气终端用户的使用量。根据本文上节讨论天然气利用与天然气消费区别所得出的结论，《中国统计年鉴》数据所指的“天然气消费量”应该是“天然气利用量”。为了尊重相关数据来源方并为其他章节分析作铺垫，在本节讨论过程中仍然要提到天然气消费。同时，为了准确表达笔者主张及见解，下文中所指天然气利用量均来自《中国统计年鉴》中的“天然气消费量”数据。

3.4 天然气产量、进口量及供应量、消费量变化情况

下游的天然气用气市场是天然气工业发展的根本【4】

。陕京管道系统和西

气东输管道系统在中国天然气利用业务发展历程中具有里程碑的意义。以其为基点和节点，可以纵览中国天然气利用业务近２０年的发展情况。一方面，国内天然气产量由１９９４年的１６６．６６×１０８ｍ３增至２０１１年的１０２５．３×１０８ｍ３，复合年均增长率为１１．２８％。其中： 1９9４年—１９９７年复合年均增长率为１０．０７％；１９９８年—２００４年复合年均增长率为１０．６５％；２００５年—２０１１年复合年均增长率达到１１．２３％。由此可见，国内产量增长比较稳定的。另一方面，天然气进口业务自２００６年开始以来呈现爆炸式增长态势，至２０１１年的复合年均增长率达到９５．４１％。国内天然气供应量（包括国内产量及进口量）已在２０１０年突破千亿立方米。１９９４年—２０１１年国内天然气供应量复合增长率达到１３．０９％，高于同期国内天然气产量复合年均增长率，进口天然气在满足国内需求方面愈益发挥重要作用［５－８］。国内天然气消费量（实为天然气利用量）由１９９４年的１７３．４２×１０８ｍ３增至２０１１年的１３０５．３×１０８ｍ３，复合年均增长率达到１２．６１％；其中：１９９４年—１９９７年复合年均增长率仅为４．０７％；１９９８年—２００４年复合年均增长率为１１．８５％，２００５年—２０１１年复

合年均增长率为１８．１８％。陕京一线通气前，国内天然气消费量量复合年均增长率明显低于国内天然气产量复合年均增长率，天然气消费增长异常缓慢。而在陕京一线投产特别是西气东输工程投产后，国内天然气消费需求量迅速增长。

3.5 天然气各类利用业务发展情况

依据国家现行天然气利用政策规定，天然气利用领域分为：城市燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和其他用户５类。为了研究方便，将《中国统计年鉴》中有关天然气消费的分类重新整理，即：化学原料及制品制造应为化工用气；电力热力生产和供应为发电用气；交通业用气为车用气；批发及零售餐饮用气为商服用气；生活消费用气为生活用气。由于国家天然气利用政策中并未将原油及天然气开采中使用的自用气作为工业燃料看待，因此我们把工业用气中除原油及天然气开采用气、化工用气、发电用气以外的其他工业用气均视为工业燃料。将车用气、商服用气和生活用气纳入城市燃气范畴（表2）.

表2 1994-2011年天然气利用量一览表

第四章天然气利用业务发展展望

4.1 城市燃气为主的天然气利用模式将得以确立

城市燃气作为天然气利用业务中的一支重要力量，在２０１１年的天然气利用结构中已经占１／３。但与欧盟、美国、俄罗斯相比，城市燃气的比例依然偏低【5】。随着中国城镇化进程的加快以及国家对城市“煤改气”政策的调整和积极推进，城市燃气定会继续保持高速发展态势。城市燃气涉及人民群众的基本生活，但在天然气利用业务中其价格承受力最强，随着人民群众收入水平的增加，社会公众对天然气价格的承受能力会更强。预计到２０２０年以前，城市燃气仍将处于快速发展阶段，城市燃气利用量复合年均增长率在２０％以上。以２０１０年为基数进行测算，预计２０２０年城市燃气用气量将达到２２３０×１０８ｍ３，在天然气利用结构中的比例将接近５０％，中国天然气利用业务以城市燃气为主的模式将初见雏形。２０２０年以后，中国城市燃气业务进入稳定发展期，城市燃气用气量增速也将逐渐放缓，以城市燃气为主的天然气利用模式得以确立。

4.2 工业燃料用气具成长性但空间有限

进入２１世纪以来，工业燃料增速加快，即便是在２００８年金融危机以后，工业燃料的增长也是非常显著的。与煤炭和燃料油相比，天然气作为一种高效、优质、清洁的能源，已经作为节能减排的一种有效方案被推广。但天然气作为燃料，其使用量仍将受到煤炭、燃料油和电等其他可替代能源价格的影响。虽然其价格承受力在天然气利用业务中仅次于城市燃气，但就长期来看，国内天然气价格会继续攀升并最终实现与国际价格接轨，对天然气作为工业燃料使用具有一定的抑制作用。预计到２０２０年，工业燃料用气

量会达到８５０×１０８ｍ３，在天然气利用业务结构中的比例将会接近２０％。

4.3 化工用气颓势明显但会维持一定规模

进入２１世纪后，中国化工用气的增速明显要快于２０世纪。这主要是由于近年来一些以天然气为原料生产甲醇和以天然气为原料生产氮肥的项目不断发展的结果。但这仍然改变不了化工用气在天然气利用结构中所占比例逐步变小的趋势。特别是２０１２年新版国家天然气利用政策的出台，使天然气制甲醇项目被禁止。国家应限制化肥用气的无序增加【6】，但是中国是农业大国、人口大国的现实，决定了国家从战略上必须维持一定的氮肥生产能力。预计到２０２０年，中国化工用气将达到４００×１０８ｍ３左右，化工用气在天然气利用业务结构中的比例将不足１０％。

4.4 发电用气始终摆脱不掉调峰用气定位

天然气发电作为可中断用户，在天然气利用业务中具有重要而特殊的地位。发展天然气发电有利于中国提高天然气管道投产初期的输量，缩短投资回收期，并有利于天然气管网季节调峰和安全供气。但是，中国毕竟是煤炭大国，而天然气属于稀缺资源，考虑到成本问题，不可能大规模地使用天然气发电。适地、适量建设天然气调峰电站应作为中国天然气利用业务发展过程中的一个战略选择。预计到２０２０年，中国天然气发电用气将达到９００×１０８ｍ３左右，在天然气利用结构中的比例将不会超过２０％。在天然气利用业务中，天然气发电从一开始就注定了其调峰的定位，这一定位随着天然气利用量的增大，季节峰谷差的拉大，而显得更加突出。

4.5 ＬＮＧ总体应用前景看好，发展仍有阻力

目前内河船舶及载重汽车主要以柴油为动力，废气排放量大，对环境造成一定影响。ＬＮＧ用于运输，可以有效地提高运输效率经进行量产并投入使用。各地ＬＮＧ加注站或Ｌ－ＣＮＧ站正在陆续投入使用。影响ＬＮＧ用于交通运输的两个关键因素，一是价格，另一个是ＬＮＧ加注站的网络化。ＬＮＧ价格主要是与汽柴油的比价，只有ＬＮＧ价格有优势才能促成更多“油改气”。随着天然气门站价格调整的逐步到位，以管道天然气为气源的ＬＮＧ

工厂正在面临“开工即赔”的尴尬局面。而沿海的ＬＮＧ即使“液来液走”是否能真正解决价格倒挂问题，也需要进一步论证。对一个同时拥有加油站、ＣＮＧ站、ＬＮＧ站的能源企业，如何谋划布局，做好成品油零售和天然气加气站业务是一个值得研究的课题。

结语

在可以预见的将来,天然气市场将保持高速增长的势头。天然气的化工利用是解决边远地区天然气资源区域性过剩的有效办法,当天然气储量远离用户或市场时,无论以气体还是以液体形式输送都是昂贵的。在达不到经济起输量的地区, 应就地加工,发展石油化工,这不仅可充分利用本地资源,而且可以提高产品的附加值,减少运费在产品售价中的比例。在其它地区,能否更多地对天然气进行化工利用,关键在于天然气在当地的价格。如作为乙烯原料 ,则天然气的价格必须低于石脑油才可能具有竞争力。因此,新建的天然气化工项目,应尽可能考虑建在靠近气田的地方,以减少管输费用,降低成本。新建氮肥项目,应以天然气原料为首选方案,现有以石脑油、重油为原料的化肥企业,随着天然气价格的下降 ,可以考虑改造成以天然气为原料。天然气汽车在未来一段时间内将逐渐被人们所认识。与传统的汽油车相比,天然气的环保效益明显优于汽油燃料 , 而即将实施的“费改税”制度 ( 即将养路费改为燃油消费税 ) , 将使天然气作为车用燃料的经济性大大优于汽油。中国的电力需求大于供应的状况在今后相当长一段时期内仍将继续存在。发展天然气发电 ,将成为提高供电量、缓解能源紧缺、降低燃煤发电比例从而减少环境污染的有力补充。预计在今后o r 年内天然气发电的比例将有所上升。

总之,天然气的需求量取决于国民经济的发展和人们生活水平的提高,而它的可能供应量反过来又影响着国民经济的发展。所以,因地制宜地从民用、化工、汽车、电力等几个方向去积极引导和合理利用天然气资源,将是发展天然气利用 ,并提高其经济和社会效益的必然途径。

参考文献

【1】颜廷昭徐荣.边远分散单井天然气的处理、加工与利用.油气田地面工程( OGSE) 第 20 卷第 1 期( 2001 . 1)

【2】颜廷昭徐荣.边远分散单井天然气的处理、加工与利用.油气田地面工程( OGSE) 第 20 卷第 1 期( 2001 . 1)

【3】国家发展和改革委员会．中华人民共和国发展和改革委员

会令（第１５号）［ＥＢ／ＯＬ］．２０１２－１０－１４．

【4】2严铭卿，焦文玲，展长虹，等．我国城市燃气的发展模式［Ｊ］．油气储运，２００１，２９（７）：１０－１２．

【5】胡国松，张欢．世界天然气消费趋势及我国天然气消费的策略［Ｊ］．天府新论，２０１０（１）：７７－８１．

【6】庞军，张婷婷，冯相昭，等．“十二五”期间我国天然气利用政策的思考［Ｊ］．环境经济，２０１１（９）：４２－４６．