4.3　天然氣的開采和運輸

4.3.1　天然氣的開采

除了氣田氣之外，天然氣勘探方式與石油勘探相似，尋找油藏與油層試鉆的技術(shù)基本上可用于勘探天然氣，對天然氣勘探評價的內(nèi)容與方法也基本與石油相同。

把天然氣從地層采出的全部工藝過程簡稱采氣工藝。它與自噴采油法基本相似，都是在探明的油氣田上鉆井，并誘導(dǎo)氣流，使氣體靠自身能量（源于地層壓力）由井內(nèi)自噴至井口。天然氣密度極小，在沿著井筒上升的過程中能量主要消耗在摩擦上，摩擦力與氣體流速的平方成比例，因此管徑越大，摩擦力越小。在開采不含水、不出砂。沒有腐蝕性流體的天然氣時，氣井上有時甚至可以用套管生產(chǎn)，但在一般情況下仍需下入油管。

天然氣被發(fā)現(xiàn)后，由于生產(chǎn)井場都處于偏遠地區(qū)，又缺乏長距離輸送管道，天然氣很難進入城市。直到1925年以后，有了大直徑鋼管，創(chuàng)建了長距離輸氣管線和大型的地上、地下儲存設(shè)施，天然氣工業(yè)才得到充分發(fā)展。隨著現(xiàn)代科學(xué)和工程技術(shù)的發(fā)展以及世界各國對天然氣需求量的增加，天然氣管道開始向大口徑、高壓力、長距離和向海洋延伸的跨國管網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)展。

天然氣密度小，具有較大的壓縮性和擴散性，采出后只需簡單處理就可經(jīng)管道輸出作為燃料，也可經(jīng)壓縮后灌入容器或制成液化天然氣使用。有時只進行化學(xué)處理，清除硫化氫和二氧化碳后，就可送入輸氣管道，作為燃料或石油化工及化肥原料。開采天然氣的氣井存在壓力差，利用這種壓力差可以在不影響天然氣開采和使用的情況下發(fā)電。

4.3.2　天然氣的加工

天然氣的加工是將開采出來的天然氣經(jīng)過脫水、脫硫、脫酸和凝液回收等工序，將天然氣中所含的有害組分除去。

（1）天然氣的脫水

所有的天然氣都在某種程度上含有水蒸氣，如果不將這些水分除去，將會造成：①天然氣中的水蒸氣在管線中凝析，造成凍堵，影響平穩(wěn)供氣；②當(dāng)天然氣中含有CO₂和H₂S時，這些物質(zhì)溶解在液態(tài)水中，使之具有腐蝕性，侵蝕管路和設(shè)備；③水和天然氣在低溫下能形成天然氣水合物，會造成管道堵塞。

天然氣脫水在工藝上主要有：冷卻法、液體脫水劑法、固體脫水劑法及氯化鈣法。

（2）天然氣的脫硫和脫酸

采出的天然氣中一般含有H₂S、CO₂、COS等酸性氣體，還含有其他有機硫化物。所以天然氣加工除了脫除硫化氫和二氧化碳外，還需同時脫除有機硫化物。

H₂S是毒性最大的一種酸性氣體，有一種類似臭雞蛋的氣味，具有致命的毒性。很低的含量都會對人體的眼、鼻和喉部有刺激性。另外，H₂S對金屬具有一定的腐蝕性。

CO₂也是酸性氣體，在天然氣液化裝置中，CO₂易成為固相析出，堵塞管道。

脫硫方法目前一般分為濕法和干法兩種。濕法包括采用溶液或溶劑作脫硫劑的化學(xué)吸收法、物理吸收法、聯(lián)合吸收法及直接轉(zhuǎn)化法。干法是指采用固體床脫硫的海綿鐵法、分子篩法等。

（3）天然氣凝液回收

天然氣中除了甲烷外，還含有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及更重的烴類，有時還可能含有少量非烴類，需要將這些寶貴原料予以分離與回收。從天然氣中回收凝液的過程稱為天然氣凝液回收，回收方法基本上可分為吸附法、油吸收法和冷凝分離法三種。

4.3.3　天然氣的運輸

目前天然氣實際應(yīng)用或具有應(yīng)用前景的儲運方式有：通過管道高壓輸送天然氣；利用低溫技術(shù)將天然氣液化（LNG），以液體的形式進行儲存、運輸；利用多孔介質(zhì)的吸附作用儲存天然氣；利用氣體水合物高儲量的特點儲存天然氣等。

（1）管道儲運方式

用管道將氣田天然氣輸送到城市用戶，是人們大規(guī)模使用天然氣的最初選擇。1952年美國鋪設(shè)第一條天然氣長輸管道，管道全長達到347km。它的建成使天然氣第一次作為大宗商品推向市場，開創(chuàng)了人類利用天然氣的新時代。之后隨著天然氣管道的不斷建設(shè)，天然氣的利用規(guī)模和應(yīng)用領(lǐng)域不斷擴大，人們對天然氣的認識也逐步提高。

據(jù)最新統(tǒng)計，世界在建和計劃建造的油氣管道有96×10⁴km以上，其中絕大多數(shù)管道工程都用來輸送天然氣。隨著天然氣消費的增長，未來10年內(nèi)，天然氣管道總長還將快速增加。從南美洲的玻利維亞到巴西的輸氣管道的第一期工程已經(jīng)開工，這是目前世界上在建的和設(shè)計中的輸氣管道中長度最長的一條管道，總長3165km，工程費用預(yù)計20億美元。目前約有占世界總量75%的天然氣采用管道方式輸送。

我國在1961年建設(shè)了巴縣石油溝至重慶化工廠的第一條長距離天然氣管道。截至2004年底我國輸氣管道總長達到21861km，主要分布在四川盆地、東北地區(qū)和華北地區(qū)。未來幾年內(nèi)，西起新疆、東到上海，連接準(zhǔn)噶爾、塔里木、吐哈、青海、鄂爾多斯和四川的幾大天然氣產(chǎn)地，以及連接蘭州、西安、鄭州、武漢、南京、上海等中心城市，與陜京管道聯(lián)網(wǎng)，連通京、津等城市的基干管網(wǎng)即將形成，以這一基干管網(wǎng)為骨架，逐步拓展延伸，從而形成全國天然氣集輸網(wǎng)絡(luò)。

（2）LNG儲運方式

管道輸送方式應(yīng)用雖然廣泛，但在某些情況下，如由于海洋、高山等阻隔，導(dǎo)致無論從技術(shù)還是從經(jīng)濟方面考慮都不適合鋪設(shè)輸氣管道，液化天然氣輸送技術(shù)解決了這個問題。液化天然氣（liquefied natural gas），簡稱LNG，是將天然氣低溫冷卻液化后得到的產(chǎn)品。LNG液化后的體積遠比氣體小，在運輸方面具有極大的優(yōu)勢。

（3）NGH儲存方式

天然氣水合物（NGH）儲存技術(shù)是近幾年國外研究發(fā)展的一項新技術(shù)，由于NGH蘊藏量豐富，應(yīng)用前景廣闊，近十多年來，世界上許多國家都加強了對天然氣水合物的研究。

NGH的儲存較壓縮天然氣、液化天然氣壓力低，增加了系統(tǒng)的安全性和可靠性。但目前對NGH的勘探開發(fā)和儲運技術(shù)的研究都處于實驗階段。

（4）幾種儲運方式的對比

管道輸送技術(shù)成熟，但受氣源、距離及投資等條件的限制，且越洋運輸不易實現(xiàn)，輸送壓力高，運行、維護費用較大。

LNG輸送方式在大規(guī)模、長距離、跨海船運方面應(yīng)用廣泛，其儲存密度高、壓力低，系統(tǒng)的安全性和可靠性比較高，但建設(shè)初期成本巨大，而且由于要采用低溫液化，因而運營費用較高。

天然氣水合物儲存密度高，費用低，具有巨大的應(yīng)用市場和發(fā)展?jié)摿Γ珒\技術(shù)目前還不成熟，處于研究發(fā)展階段。

4.3.4　天然氣液化和儲運

天然氣被冷卻至約-162℃變成液態(tài)，將使其體積減少約至原來的1/600，這樣便于儲存和運輸。LNG技術(shù)主要分兩部分：液化與儲運。

天然氣的液化一般包括天然氣凈化和天然氣液化兩步。

（1）天然氣凈化

天然氣的凈化是經(jīng)過預(yù)處理，將天然氣中不利于液化的組分除去，這些組分包括水、酸性物質(zhì)、較重的烴類和汞等。這些處理過程與天然氣加工的過程是類似的，但必須深度脫除H₂O、CO₂、H₂S等雜質(zhì)，并逐級冷凝分離出丙烷以上的烴類，以防止低溫下形成固體堵塞管線和設(shè)備。同時微量汞對后續(xù)設(shè)備有腐蝕作用，也應(yīng)加以脫除。

（2）天然氣液化

天然氣的液化過程實質(zhì)就是通過換熱不斷從天然氣中取走熱量最后達到液化的過程。

天然氣液化工藝主要采用復(fù)迭式循環(huán)（串聯(lián)式液化循環(huán)）、混合制冷劑循環(huán)（MRC）、膨脹機循環(huán)三種液化流程。

①復(fù)迭式循環(huán)　復(fù)迭式循環(huán)始于20世紀60年代。天然氣經(jīng)過丙烷、乙烯或乙烷和甲烷制冷循環(huán)逐級冷卻、液化、過冷。經(jīng)典的復(fù)迭式循環(huán)一般由丙烷、乙烯和甲烷三個梯級制冷階（蒸發(fā)溫度分別為-38℃、-85℃、-160℃）的制冷循環(huán)串接而成。第一級丙烷制冷循環(huán)為天然氣、乙烯和甲烷提供冷量；第二級乙烯制冷為天然氣和甲烷提供冷量；第三級甲烷制冷循環(huán)為天然氣提供冷量。通過九個換熱器的冷卻，天然氣的溫度逐步降低直到液化。圖4-4給出了復(fù)迭式循環(huán)液化過程。

丙烷經(jīng)壓縮后為1.3MPa，經(jīng)節(jié)流后壓力降到0.14MPa，然后丙烷流過三個換熱器，依次冷卻乙烯、甲烷和天然氣。乙烯經(jīng)壓縮后為2.1MPa，經(jīng)丙烷預(yù)冷和節(jié)流后壓力降到0.14MPa，然后流過兩個換熱器，依次冷卻甲烷和天然氣。甲烷經(jīng)壓縮后為3.3MPa，經(jīng)丙烷、乙烯預(yù)冷和節(jié)流后壓力降到0.14MPa，然后流進換熱器冷卻天然氣。經(jīng)過這四個步驟后，最后將LNG增壓至3.8MPa，溫度最終降至-161℃。

復(fù)迭式循環(huán)各級制冷劑回路分開控制，各級制冷回路均有自己的壓縮機和制冷劑儲罐。復(fù)迭式循環(huán)的優(yōu)點為：能耗低，技術(shù)成熟，操作穩(wěn)定；制冷劑為純物質(zhì)，無配比問題。

但復(fù)迭式循環(huán)液化工藝的缺點也很明顯：機組多，附屬設(shè)備多；流程比較復(fù)雜，管道和控制系統(tǒng)比較復(fù)雜，維護不便。

②混合制冷劑循環(huán)　混合制冷劑循環(huán)（MRC）始于20世紀70年代，采用氮氣和烴（通常為C₁～C₅）的混合物制冷劑。一般混合制冷劑中各組分的摩爾比是：CH₄ 0.2～0.32，C₂H₆ 0.34～0.44，C₃H₈ 0.12～0.20，C₄H₁₀ 0.08～0.15，C₅H₁₂ 0.03～0.08及N₂ 0～0.03。混合制冷劑的平均分子量隨著天然氣的平均分子量的增加而變化，一般在24～28之間。冷劑中氮的含量則由天然氣液化所需的過冷度決定，并隨天然氣中氮含量的增大而變化。圖4-5描述了混合制冷劑循環(huán)的工藝過程。

在MRC循環(huán)中，天然氣首先經(jīng)過丙烷預(yù)冷器，然后流經(jīng)各換熱器逐步被冷卻，最后經(jīng)節(jié)流閥4降壓，從而使液化天然氣在常壓下儲存。混合制冷劑經(jīng)兩級壓縮機壓縮至高壓，先用水冷卻，帶走一部分熱量，然后通過丙烷預(yù)冷器預(yù)冷，再經(jīng)各多股流換熱器為天然氣提供冷量。在預(yù)冷循環(huán)中，丙烷通過三個溫度級的換熱器為天然氣和混合制冷劑提供冷量。丙烷經(jīng)壓縮機壓縮至高溫高壓，經(jīng)冷卻后流經(jīng)節(jié)流閥降溫降壓，再經(jīng)分離器產(chǎn)生氣液兩相，氣相返回壓縮機，液相分成兩部分，一部分為天然氣和制冷劑提供冷量，另一部分為后續(xù)流程提供制冷劑。

MRC循環(huán)的優(yōu)點一個是機組設(shè)備少，流程簡單，這樣管理方便，同時投資比較省；另一個是混合制冷劑的組分大都可以直接從天然氣中提取和補充。但該工藝能耗較高，相對于復(fù)迭式循環(huán)要高10%～20%，同時對混合制冷劑的合理配比存在一定的困難。

③膨脹機循環(huán)液化　膨脹機循環(huán)液化是將高壓天然氣通過膨脹機膨脹，對外輸出做功，同時使氣體自身冷卻和液化。膨脹機循環(huán)根據(jù)制冷劑的不同，可分為氮氣膨脹機循環(huán)和天然氣膨脹機循環(huán)。膨脹機循環(huán)液化在流程上最為簡單，與復(fù)迭式循環(huán)和MRC循環(huán)相比較，膨脹機循環(huán)啟動、停車更為簡單，適用于頻繁開關(guān)的調(diào)峰型液化站。膨脹機循環(huán)制冷劑總是以氣態(tài)存在，換熱器操作溫度范圍大，工藝穩(wěn)定，對進氣組成與溫度條件有較好的操作彈性。

（3）液化天然氣的儲存和運輸

液化后的天然氣要儲存在液化站內(nèi)的儲罐或儲槽內(nèi)。由于天然氣是易燃易爆的物質(zhì)，LNG的儲存溫度很低，對其儲存設(shè)備和運輸工具提出了很高的安全要求。目前一般用來儲存和運輸?shù)挠腥N方法：液化天然氣儲罐（槽）、液化天然氣運輸船、液化天然氣槽車。

①液化天然氣儲罐（槽） 液化天然氣儲罐內(nèi)罐和外殼均用金屬材料。一般是采用耐低溫的不銹鋼或鋁合金。對于大型的儲罐外殼則采用預(yù)應(yīng)力混凝土。

液化天然氣儲罐的結(jié)構(gòu)一般有立式液化天然氣儲罐、球形液化天然氣儲罐、典型的全封閉圍護系統(tǒng)液化天然氣儲罐。

為了更好地觀察了解液化天然氣儲罐內(nèi)的情況，利用探測器浸入到低溫的液化天然氣儲罐內(nèi)，將儲罐內(nèi)及周圍的圖像清晰地攝錄并顯示在屏幕上。這樣就能很方便地監(jiān)控儲罐的運行了。

②液化天然氣運輸船　隨著天然氣貿(mào)易的快速增長，液化天然氣船運業(yè)務(wù)開始蓬勃發(fā)展。現(xiàn)在國際貿(mào)易中LNG大多采用運輸船來完成。

液化天然氣船體一般為雙層結(jié)構(gòu)，船外殼與液化天然氣罐之間具有儲水空間，在發(fā)生擱淺或相撞事故時可減輕儲罐破裂的危險，液化天然氣運輸船的儲存系統(tǒng)要求在常壓下溫度保持在-163℃。這樣靠儲罐自身的隔熱性能及甲烷氣化使液化天然氣保持在低溫液態(tài)。

根據(jù)儲存天然氣的內(nèi)殼結(jié)構(gòu)不同分為隔膜式和自立式兩種：隔膜式的船內(nèi)殼結(jié)構(gòu)為整體儲存容器，罐壁的第一層為不銹鋼板，第二層為可承載隔熱層的特殊鋼材。儲罐載荷直接作用在船殼體上，各個儲罐都是在船上現(xiàn)場制作的；自立式儲存容器自成一體，儲罐外表面是非承載隔熱層。自立式儲罐一般在專業(yè)廠整體式分體預(yù)制，然后在船上安裝或組裝，如圖4-6和圖4-7所示。

③液化天然氣槽車　由LNG接收站或液化裝置儲存的LNG，一般由LNG槽車載運到各地，供用戶使用。

液化天然氣槽車為了確保能安全地運輸，必須采用合適的隔熱方式。用于液化天然氣槽車隔熱的主要有三種方式：真空粉末隔熱、真空纖維隔熱、高真空的多層隔熱。

選擇哪一種隔熱方式的原則是經(jīng)濟高效、隔熱可靠、施工方便。真空粉末隔熱具有真空度要求不高、工藝簡單、隔熱效果好的特點，其制造工藝也日趨成熟。高真空多層隔熱近年來因其獨特的優(yōu)點，加上工藝逐漸成熟，為一些制造商所看好。

④液化天然氣的運輸　液化天然氣運輸船的管理和操作對其工作人員都有嚴格的要求，因為稍有不慎就會造成不可估量的損失。從事液化天然氣的工作人員必須充分了解安全措施及事故處理步驟，認識到所運貨物危險性和裝卸程序。液化天然氣的裝卸港口和轉(zhuǎn)運終端要有專門的安全保障措施。在許多液化天然氣港口，只有白天才允許通航，而且配備較多的護航拖輪和引水船。在液化天然氣運輸船通過時要禁止其他船只進港。各港都制定并實施船只泊靠和起錨的規(guī)定，這些規(guī)定對風(fēng)浪、海潮條件下船只的停泊作出了限制。

裝運液化天然氣的車輛技術(shù)狀況應(yīng)符合下列要求。

a.裝運LNG的罐（槽）應(yīng)適合所裝貨物的性能，具有足夠的強度，并應(yīng)根據(jù)需要配備泄壓閥、防波板等設(shè)施，必須保證所裝天然氣不發(fā)生“跑、冒、滴、漏”；配備遮陽物、壓力表、液位計、導(dǎo)除靜電等相應(yīng)的安全裝置；罐（槽）外部的附件應(yīng)有可靠的防護。

b.機動車輛排氣管必須裝有有效的隔熱和熄滅火星的裝置，電路系統(tǒng)應(yīng)有切斷總電源和隔離電火花的裝置。

c.車輛左前方必須懸掛黃底黑字“危險品”字樣的信號旗。

液化氣體罐車運輸時，托運人應(yīng)派人押運。押運人應(yīng)熟悉天然氣的物理性質(zhì)、化學(xué)性質(zhì)，了解罐車的構(gòu)造及附件性能以及發(fā)生故障的處理方法，經(jīng)主管部門考試合格并取得鐵路認可的押運證后方可擔(dān)任押運工作。押運人應(yīng)堅守崗位，全程押運，并就沿途溫度（外溫）、壓力變化等作好記錄。

充裝液化氣體時，還必須用軌道衡對空、重罐車分別檢衡，確定罐內(nèi)余液及實際充裝量。嚴禁超裝超載。