天然气的开发与处理

天然气的开发与处理（精选9篇）

天然气的开发与处理 篇1

美国著名学者罗伯特曾说:全球天然气时代仅仅处在萌芽时期, 开发利用类似“香水”。也就是说, 目前的能源局势已经由石油时代进入了后石油时代, 全球能源以煤炭和石油为主, 将转变为更清洁、更环保、分子结构更简单的天然气时代。

天然气是一种混合气态化石燃料, 它主要存在于油田、气田、煤层和页岩层, 其中甲烷占绝大多数, 与煤炭、石油等能源相比, 它具有安全、清洁、热值高的特点。我国是世界上最早发现并对其进行利用、开发的国家, 但对其处理则发展的比较晚。伴随着我国社会主义现代化的发展, 为了能够满足社会与工业的需要, 我国的天然气的开发与处理等相关配套技术也得到了提升。

1 关于天然气开发

我国是天然气开发较早的国家, 并随之发展到现在已经形成了一个较为完善的科研、设计与建设、生产体系, 并已经接近国外相应的水平。然而, 在这发展的历史进程中, 也存在着一些需要改进的缺陷, 若这些弱点不及早克服, 就难以适应我国的天然气工业的生产、技术更进一步发展。

我国是一个天然气资源十分丰富的国家, 并有着巨大的生产发展潜力, 所以, 为了能够实现天然气开发的深化发展, 就需要转变意识, 优化工艺, 研发低成本的开发配套技术。

1.1 实现天然气有效开发的外在条件

从目前的发展局势开看, 天然气的利用与开发已经发展成为了全社会都广泛关注的问题, 所以, 实现天然气有效开发便具有了良好的外在条件。一方面在于国家政府的大力支持。有了国家政府的支持, 就能够为提供天然气开发大量的资金、政策支持, 还能够为天然气开发、勘探创造良好的理论、技术等条件。另一方面, 能够较为有效的借鉴国际石油公司先进的技术。不断借鉴、引入它国先进石油开发技术, 就能够优化自身的石油开发技术, 形成为了优良的石油开发、利用工艺。

1.2 优化自身天然气技术开发

要想实现自身天然气技术开发优化具有更好的效益, 就需要建立一个具有行业性、先导性、科研型、权威性的天然气开发中心。这就能够明显突出其具有较为优越的技术与知识体系优势, 它不仅能够实现优秀人才的网罗, 还能够实现为天然气技术开发提供优质的人才与信息技术累积。所以, 在这种天然气技术开发中心引导下, 就能够有力承担难点技术、关键开发技术的研究, 实现天然气开发新工艺、新技术的探究。另外, 在实现新开发技术研究的条件下, 还能够建立一个较为完善的技术推广系统, 从而使天然气的开发工艺能够实现优质化发展。

2 关于天然气处理

天然气的处理加工是天然气工艺的一个重要组成部分, 也是整个天然气生产链接中的一道重要环节。在进行天然气处理时, 通常组要满足三种应用要求, 首先要到液化天然气厂进行原材料处理, 其次, 要在天然气凝析液厂进行液相处理, 最后, 要对天然气进行销售管输标准化处理。下面, 就对其处理工艺的具体技术进行探讨, 从而找出最经济适用的处理工艺。

2.1 天然气的脱酸处理

为了应对天然气处理越来越要求经济、环保化的需要, 所以, 温式溶剂吸收工艺的利用便是目前最经济、最有效的一种天然气脱酸处理方式。现阶段溶剂吸收工艺存在三种方式, 一种是物理吸收型工艺, 它是借助溶剂能够对酸性气体具有选择性的性质进行处理;一种是化学性的吸收工艺, 也就是利用化学反应的作用实现脱酸处理;最后, 也就是综合性的处理方式, 它能够将以上两种优点结合, 从而实现脱酸的目的, 这种方式不仅有效, 还应用的范围较为广泛。

2.2 天然气的脱硫处理

目前, 最佳、最经济的一种天然气脱硫处理方式是利用克劳斯废气处理工艺进行脱酸处理, 它能够根据进料气中的含硫量进行选择的性质, 从而使得有机硫和硫化氢转换成元素硫, 以实现脱硫处理。若天然气的含硫量比较少, 就可以利用其它工艺替代克莱斯废气处理方式, 但这种工艺在天然气处理装置上的经验较少。另外, 还有一种方式即是先对硫化氢进行浓缩, 之后再将其导入硫磺回收装置中, 实现脱硫的目的。

2.3 天然气的焚烧处理

对天然气废气进行焚烧处理是为了保证天然气能够满足环保要求, 并避免不安全事故发生而进行处理。当再生器废气只含有二氧化碳时, 便可以直接进行防空, 但若里面含有二氧化硫或者含有芳香烃时, 就必须进行焚烧处理, 无论其含量的多少, 及时是利用克劳斯装置进行处理也必须把废气焚烧掉, 这样才能够最大化的减少不安全事故产生的可能性。

2.4 天然气的脱水处理

脱水处理是天然气处理的一到重要工序, 目前在工业上常用的脱水处理方式主要有四种。一种是利用三甘醇进行脱水, 也就是利用这种材料将水进行吸收处理。第二种是利用分子筛进行脱水处理, 也就是利用干燥剂, 将水进行吸附, 从而实现脱水的作用, 第三种方式即是冷却法, 它是通过将其中的水分子冷化、凝固成液相, 并加入甘醇以防止其形成水合物或者结冰, 从实现脱水的目的。最后一种方式即是利用烃分子与水分子穿过透型聚合物膜的速度差来实现水分子的脱离。但, 为了能够实现真正意义上的经济化, 就需要更深一步的对分子筛的吸附、再生与机型老化进行研究。

2.5 天然气的脱汞处理

对天然气进行脱汞处理是实现天然气环保化的重要途径, 目前通常采用的脱汞处理方式是通过分子筛脱汞或者利用固定床进行吸附, 并且现阶段在贡元素的检查上也已经取得了较大程度的进步, 实现了将金属贡的含量脱到了检测范围之内的成效。

天然气的开发与处理是实现天然气有效利用的两大重要工序, 也是推进天然气工艺实现经济、环保、实用的重要环节, 所以, 为了使天然气更好的满足现在以至将来的需求, 就需要不断优化与改进天然气的开发, 不断对其处理工艺进行了解与研究, 从而推进天然气的开发与处理工艺走向专业化、科技化、经济化。

摘要：随着经济的发展, 科学技术的进步, 为了缓解能源紧张的现状, 减少能源对环境的污染, 便开始广泛利用天然气。目前, 能源发展的总趋势是实现高效、清洁、廉价, 而天然气则是符合这发展趋势的一种矿物能源与优质化工原料, 所以, 在这全世界对生态环境、气候变化以及能源安全等问题的高度重视的条件下, 就需要能够实现天然气的有效开发与高效处理。

关键词：天然气,开发,处理

参考文献

[1]袁士义, 胡永乐, 罗凯.天然气开发技术现状、挑战及对策[J].石油勘探与开发.2005 (06)

[2]匡建超, 李克纯, 周娟.合理利用四川天然气资源[J].天然气经济.2005 (01)

[3]管丙金.浅谈天然气开采技术[J].化工之友.2007 (13)

天然气的开发与处理 篇2

浅析西部天然药物开发的现状与问题

西部地区是我国重要的天然药物宝库,也是我国民族药业的.主要集中地,西部开发政策促进了西部各省区将天然药物开发和中医药的发展列为该地区的主要发展方向.近几年西部地区诞生了一批以中药为主的大型企业,成为了天然药物开发的主力;西部地区在特色中药材的种植、人工培育与大规模种植工作取得了进展,中药材的规范化、标准化种植正逐步成为西部开发中的一个重要投资领域.文章在阐述了西部天然药物开发现状的同时,对其发展过程中存在的问题进行揭示,并提出了一些相应的建议.

作 者：张仕元  作者单位：西南证券研究发展中心, 刊 名：世界科学技术-中药现代化  ISTIC英文刊名：WORLD SCIENCE AND TECHNOLOGY-MODERNIZATION OF TRADITIONAL CHINESE MEDICINE 年，卷(期)： 3(5) 分类号：F4 关键词：西部开发   天然药物   GAP标准   资本   产业经济  

天然气发动机活塞环的设计与开发 篇3

国外研究发展天然气发动机已经有100年的历史,但我国在使用天然气方面起步较晚,天然气发动机的应用还处于初级阶段,基本上是在原型发动机的基础上进行改进,所以在实际使用过程中存在一些问题。作为活塞环的专业生产厂家,我们必须针对天然气发动机的特点及目前存在的问题,对活塞环进行专门设计。

1 天然气发动机与柴油机的主要差别

1.1 燃料供给系统

取消了原柴油机的燃油喷射系统相关的零部件,增加了蒸发调压器、减压器等供给气体的相关零部件。

1.2 点火系统

柴油机是压燃式发动机,天然气发动机由于受燃料特性限制(抗爆振性能)采用的是与汽油机一样的点燃方式。在取消了喷油器后,将原缸盖上的喷油器孔改为了火花塞孔,增加了以点火模块、点火线圈及火花塞等零件组成的点火系统。

1.3 控制系统

天然气发动机采用电控,与原机械式柴油机相比,各工况点的空燃比、点火提前角、增压压力都实现了更精确的控制。

1.4 压缩比

压缩比的选取与燃料的抗爆震性能密切相关,抗爆震性能是用燃料的辛烷值来衡量,辛烷值越高抗爆震性能越好,常用的几种燃料按辛烷值高低排序依次为:柴油、CNG(甲烷)、丙烷、丁烷和汽油。所以天然气发动机的压缩比比柴油机的小,活塞燃烧室形式与柴油机不同。在柴油机的基础上改进设计的天然气发动机,为了降低压缩比就需要加大燃烧室容积。

除此之外,天然气发动机还有一个更显著的特点,就是存在燃烧室高温、尾气中氮氧化物含量高和润滑难,即所谓的“两高一难”的润滑特点,这样会使普通机油氧化过快,导致机油品质下降或失效过快,不利于对发动机的润滑和保护;同时,高温下普通机油的高灰分添加剂极易在发动机部件表面生成坚硬沉积物。所以天然气发动机中活塞环的润滑条件较差,存在易磨损的倾向。

2 活塞环的设计

针对天然气发动机活塞环在工作时面临的高温、润滑困难等特点,活塞环必须从结构、材料、表面处理、参数等方面进行专门设计,才能更好的满足其需求。

2.1 结构

第一道气环:通常直接采用原柴油机环结构(双梯、单梯、矩形),镶嵌偏桶结构。优化的偏桶面,既可以保证漏气量又可以保证机油耗;同时由于采用镶嵌结构,则避免了活塞环外圆的下倒角,明显减少了漏气通道,同时也使活塞环的最终控油得到了加强,机油耗明显降低(见图1)。

但是如果对漏气量、机油耗有更高要求(如减小怠速窜油),则可采取矩形结构。矩形环端面与环槽接触面积大,可以有效的密封及控制向上泵油,同时也利于高温的传递。台架试验表明,天然气发动机燃烧非常干净,没有像柴油机那样的明显积碳,在冷却良好的情况下,活塞环不会出现积碳卡死,所以可以不采用梯面环。

第二道气环:采用外鼻形锥度刮油环,加强刮油性能。通常在一个环组中,越在下面的活塞环,所供给的机油越多,所以第二道环在下降行程中刮下来的油难以及时溢走,致使挤入活塞环下面小间隙中的油压升高,因而使机油向上倒窜,降低刮油效果。而外鼻形锥度环,由于其外圆下部凹切,则环下部的间隙增大,因而使油压升高减小,从而减少了机油的倒窜。当然这种环的缺点是容易导致发动机漏气量增加,但目前我们所开发的天然气发动机都是增压机,爆发压力较大,本身第二道环在设计时就要考虑泄压,所以这种缺点此时并不会导致发动机漏气量增大,反而有利于漏气量的控制。

第三道油环:采用钢带组合油环。

钢带组合油环如图2所示,它由两个刮片和一个衬簧构成,这种环的特点不仅在于接触压力高,而且由于上下刮片能够分别动作,所以对正圆度较差的气缸来说,也具有良好的适应性。更重要的是每个刮片不仅与气缸之间的滑动面处保持密封,而且也在环槽的上下端面之间保持对机油的气密作用。通常,在发动机中发生窜油的通路有两条:即除了通过滑动面窜油之外,还通过活塞环槽和环端面之间的间隙。当在汽车上用发动机制动时,进气真空度较大,机油在真空度的作用下,通过后一条通路被吸到上方,产生明显的“窜油”。为了防止这种现象,在提高滑动面密封性的同时,也要提高环槽侧面与环端面之间的密封性。钢带组合油环可以很好的满足这种需求。

第一道环采用高强度球铁KV4,加FTC铬基陶瓷复合镀表面处理,提高了环的端面耐磨性与环外圆的耐磨性。高强度球铁KV4和普通球铁KV1相比,基体硬度有明显提高,KV1基体硬度通常在25~42HRC,而KV4基体硬度通常在40~46HRC。FTC铬基陶瓷复合镀相比普通硬铬,其铬层硬度显微硬度高达900~1200HV0.1,而普通硬铬显微硬度为750~1100HV0.1。同时由于FTC层具有网纹结构(见图3),使其具备了一定的储油能力,这种特点尤其适合应用于高负荷及润滑条件差的发动机,使其拥有比普通硬铬优越很多的抗拉缸性能。

快速摩擦试验结果显示,FTC层有比普通硬铬更好的与缸套的匹配能力及更小的活塞环磨损(见图4)。

第二道环采用高强度耐磨合金铸铁。高强度耐磨合金铸铁F14与普通合金铸铁K1相比,其基体硬度高达109~116HRB,抗弯强度≥650MPa,弹性模量130~160GPa;而普通合金铸铁K1,其基体硬度为96~108HRB,抗弯强度≥410MPa,弹性模量85~115GPa。这些更高的机械性能,保证了其较高的耐磨性及材料强度,更好的满足了现代高负荷发动机的需求。

油环采用不锈钢材料,表面氮化处理,提高了表面硬度,同时氮化工艺更环保,符合发展趋势。

2.3 活塞环参数选择

根据天然气发动机的特点,主要优化了闭口间隙、侧隙、背隙、面压及柔性的设计,减少了泄漏通道。因为天然气燃烧很清洁,不会像柴油机那样会产生很多的积碳,所以各环的侧隙及第一道环的闭口间隙可以进一步减小,以减少泄漏通道。

3 实际运用

近年来我公司先后为东风南充、上柴、玉柴、一汽锡柴、一汽大柴等主机厂完成了天然气发动机活塞环的优化改进工作,很好的解决了原发动机存在的机油耗大、怠速窜油等问题。以某公司13L发动机为例,原机采用的是柴油机活塞环,市场反馈机油耗大,怠速窜油明显。经过对活塞环组进行改进,1000小时台架考核表明,改进后的活塞环组成功的解决了原机存在的机油耗大、怠速窜机油的问题,活塞环的外圆及平面磨损非常理想(见附表一、图5、图6)

1000小时可靠性试验后第一道气环,外圆磨损量很小,偏桶形状仍然明显(见图5)。

1000小时可靠性试验后第二道气环,磨损量很小,锥度仍然很明显(见图6)。

4 总结

(1)天然气发动机存在润滑困难、易产生磨损、燃烧清洁、怠速易机油倒窜等显著特点,活塞环的设计必须与柴油机的区分开;

(2)优化改进的活塞环组,从材料、结构、表面处理、参数选择等方面都很好的满足了天然气发动机的使用要求,并解决了原来存在的突出问题。

参考文献

[1]《活塞环》上海内燃机配件厂译

[2]《GOETZE PISTON RING HANDBOOK 2008》

天然气的开发与处理 篇4

因此,笔者建议对于外购设备等、可以在借鉴国外一些作法的同时,根据我国的实际情况做出诸如“一般情况下应予以费用化处理、但将来明确有其他用途的,应予以资本化并将研究与开发期间应分摊的部分一次性计入当期损益”的规定。在具体操作中可按如下方式处理:1购入后只用于某项研究与开发的设备等,购入后用于不同研究与开发,附带用于其他方面的,应进行费用化处理;2购入后一定期间内用于研究与开发之后用于其他领域并且可以明确其研究与开发期间的,将其资本化并将研究与开发期间应分摊的部分计入当期损益,剩余部分在用于其他方面时,在其使用年限内予以摊销;3购入后主要用于其他方面的附带用于研究与开发的,应予以资本化并在其使用年限内于以摊销。

二、信息的披露与成本的管理

只要存在会计信息的供给和需求双方,会计信息就能得到充分供给,但有以下三个因素导致市场失灵:1由于会计信息的公共产品性质使它具有外部性,信息供给者不能让所有信息使用者付费,故而企业将减少信息生产,因为生产成本不能全部得到补偿。2鉴于投资者的“非理性”和不能充分掌握分析资料、促使那些经济效益差的企业可能多报不确实的信息,反过来又迫使经济效益好的企业为了争取顾客而追加信息成本。3会计信息存在不均等或不对称性。虽然相关会计规范对披露的最低限度提出了要求、管理人员仍拥有很大的选择余地,所以,披露质量是体现企业会计质量的一个重要方面。

天然气的开发与处理 篇5

1 超声流量计的测量原理

气体超声波流量计是利用超声脉冲在气流中传播的速度与气流的速度有对应的关系,即顺流时的超声脉冲传播速度比逆流时传播的速度要快,这2种超声脉冲传播的时间差越大,则流量也越大的原理。在实际工作过程中,处在上下游的换能器将同时发射超声波脉冲,显然一个是逆流传播,一个是顺流传播。气流的作用将使2束脉冲以不同的传播时间到达接收换能器。由于2束脉冲传播的实际路程相同,传输时间的不同直接反映了气体流速的大小。

超声气体流量计由流量计表体、超声换能器及其安装部件、信号处理单元和流量计算机组成,标准管段式超声气体流量计通常还有一副带球阀的套筒,供换能器安装和检修。高精确度的气体流量计所采用的声道布置通常采用平行对称布置和交叉反射布置。

2 管路安装及投运要求

2.1 管路安装

紧邻超声流量计的上、下游安装一定长度的直管段。上游条件较为理想时,要求上游直管段为10倍的流量计内径(用10D表示),下游直管段为5D(推荐上游直管段为20D,下游直管段为5D)。双向流动时,上、下游直管段均应至少10倍管道直径。超声流量计表体安装各厂家要求各不相同,一般应保证表体水平安装,有的还应将表体法兰上定位销孔与上、下游直管段相应销孔对齐。安装时应留有足够的检修空间。超声流量计的内径、连接法兰及其紧邻的上、下游直管段应具有相同的内径,其偏差应在管径的±1%以内;与超声流量计匹配的直管段,其内壁应无锈蚀及其它机械损伤,应除去超声流量计及其连接管内的防锈油或沙石灰尘等附属物。使用中也应随时保持介质流通通道的干净、光滑。对单向流测量,应将温度计插孔设在超声流量计下游距法兰端面2~5D之间;对双向流进行测量,温度计插孔应设在距超声流量计法兰端面至少3D的位置。

2.2 超声波流量计的投运

流量计投用以前应该按国家标准或规程进行检定或实流校准。检查各种信号线,电源线连接完好。先打开进口旁通阀,给管道缓慢充气,然后缓慢打开进口截止阀(至少持续1min),避免流量计过高压差或过高流速,给管道缓慢加压,达到流量计的运行压力。检查所有的法兰连接处和引压接头及温度传感器的插入接头处是否有气体泄漏。对照厂家提供的系统接线图,检查所有接线无误。流量计最高流速不超过30m/s。流量计在启用前要求进行零流量测试,现场不具备条件应进行工况条件下的零流量测试(零流量测试就是关闭超声流量计的上、下游阀门,使流过流量计的气体流速为零,等管道内气体温度稳定后,读取零流速读数,每个声道的气体流速至少记录30s,要求零流速读数应小于12mm/s)。

3 故障排查与维护处理

3.1 天然气正常流动,超声流量计没有流量显示

故障分析:信号电缆及接头、直流电源的电压、电源线及用户一端的接口有无断路或接触不良;保险丝是否烧断;超声换能器或显示单元是否损坏。维护处理:检查控制器的显示(LED、LCD),查看有故障代码显示,根据故障代码的提示进行调整;用欧姆表排查接口、保险丝,根据结果,更换保险丝、连接断路或接触不良接口;查看显示单元及换能器是否异常,根据异常处,更换与其相同型号规格或厂家推荐型号的显示单元或换能器。

3.2 测量误差超差

故障分析:确认管道状态和安装数据是否满足设计要求;管道内壁是否有附着物或锈蚀层;检查管道内是否有堆积物;直管段是否满足要求。

维护处理:重新确认管道材质、内径、壁厚、管道内衬材质及厚度;附着物锈蚀层使管道内径变化截面积变小产生流量误差,视情况去除附着物、改变设置的内径尺寸或更换管道;管道内出现堆积物时被测流体的截面积变小,但流量计仍是按着没有堆积的截面积进行计算,所以测量的流量偏大,要去除堆积物或更换到其他地点安装;直管段短时被测流体的流态不能得到充分稳定,受流态的影响误差会增大,更换到直管段满足要求的地方;若上述操作不能排除问题,则认为是流量计调整、设定存在问题,建议请厂家来维护。

3.3 天然气在静止状态下流量指示不为零

故障分析:检查阀门是否完全关闭;检查管道内是否有对流现象;流量计零点调整是否存在问题。维护处理:阀门虽然关闭了,但经常有未完全关闭到位的情况,将阀门关闭到位;由于管道各部位的温度不同,管道内会产生对流现象,提高零流量门槛电压来调整;在流体完全静止状态下重新进行零点调整。

4 应用案例

某刚投产长输管道输气站采用DN100的超声流量计,进行计量后向省管网供气,最大工作压力为10MPa。进站压力为5.4MPa,出站压力为2.5MPa,流量计安装正确。投产初期,发现流量计计数与下游管网首站同类型超声流量计偏差超过10%。

由于投产前用水作为试压介质对管道进行了通球清管。试压、清管结束后未干燥彻底,管道内残留部分湿空气。站内管道裸露在空气中,且输气压力较高,导致了管道内积水结冰。通过注醇、在裸露管道上增加保温层、淸管,降低了天然气的水露点,提高管内气体温度,减少了管道内积水,有效解决了冰堵,使流量计测量误差控制在双方商定范围之内。

5 使用注意事项

(1)超声流量计在应用中应注意保持探头清洁,当增益值/噪声或信噪比/信号质量等反映探头清洁程度的技术指标接近或达到界限值时,超声流量计的计量结果不准确,当表体和直管段脏污时也会影响计量结果。因此,气体超声流量计探头、表体及上下游直管段的清洗是维护保养的一项重要工作。

(2)用于贸易交接计量的超声流量计及其二次仪表应按照相关规程的要求进行周期检定。气体超声流量计的检定分为离线检定和在线校准。

参考文献

[1]GB/T17283-1998用气体超声流量计测量天然气流量[S].

[2]JJG1030-2007超声流量计[S].

[3]黄黎明,陈赓良,张福元,等.天然气能量计量理论与实践[M].北京:石油工业出版社,2010.

[4]王辉.气体超声流量计故障分析与校准[J].计量技术,2011(1):59-61.

天然气的开发与处理 篇6

关键词：矿区权益,会计,税法

一、矿区权益的初始计量

《企业会计准则第27号——石油天然气开采》中规定, 为取得矿区权益而发生的成本应当在发生时予以资本化。在取得矿区权益过程中会涉及申请取得矿区权益的成本 (包括探矿权使用费、采矿权使用费、土地或海域使用权支出、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他申请取得支出) 和购买取得矿区权益的成本 (包括购买价款、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他购买取得支出) 。根据《财政部、国家税务总局关于开采油 (气) 资源企业费用和有关固定资产折耗摊销折旧税务处理问题的通知》, 油气企业在开始商业性生产前发生的矿区权益支出, 可在发生的当期, 从本企业其他油 (气) 田收入中扣除;或者自对应的油 (气) 田开始商业性生产月份的次月起, 分3年按直线法计提的折耗准予扣除。其中矿区权益支出, 是指油气企业为了取得在矿区内的探矿权、采矿权、土地或海域使用权等所发生的各项支出, 包括有偿取得各类矿区权益的使用费、相关中介费或其他可直接归属于矿区权益的合理支出。因此, 对于矿区权益的会计初始计量和税法是一致的。

例1:某石油公司在申请某矿区权益时支付探矿权使用费10万元, 中介费5万元, 购买矿区权益价格为200万元, 其他相关费用10万元, 以银行存款的方式进行支付。其相应的会计与税法处理如下:

此项业务不会产生所得税差异。

二、矿区权益的后续计量

(一) 矿区权益计提折耗

企业应当采用产量法或年限平均法对探明矿区权益计提折耗。计提的矿区权益折耗需计入相关损益科目。企业所得税法实施条例并未对矿区权益计提折耗的相关处理给予具体规定。从理论上讲, 矿区权益计提折耗的税务处理是按直线法进行摊销。所以, 对于矿区权益的计提折耗和税法处理是一致的。

例2:某石油公司2012年年初探明矿区权益的账面价值为300万元, 该项探明矿区权益的折耗率为5%。其相应的会计与税法处理如下:

2012年探明矿区权益折耗额=探明矿区权益账面价值×探明矿区权益折耗率, 即2012年探明矿区权益折耗额=3000000×5%=150000元。

此项业务不会产生所得税差异。

(二) 矿区权益减值

1.探明矿区权益减值。对于探明矿区权益的减值, 按照《企业会计准则第8号——资产减值》处理。企业会计准则规定, 有迹象表明探明矿区权益可能发生减值时, 需要对其可变现净值或可收回金额低于账面价值的差额, 计提减值准备, 并计入当期损益。而《企业所得税法实施条例》第五十六条第三款规定, 企业持有各项资产期间资产增值或者减值, 除国务院财政、税务主管部门规定可以确认损益外, 不得调整该资产的计税基础。

例3:2012年11月, 某石油公司对探明矿区权益进行检查时发现其可能发生减值。该探明矿区权益的公允价值为200000元, 其中归属于该探明矿区权益的处置费用为30000元, 预计未来现金流量的现值为250000元。假设2011年该公司利润总额为400000元, 该公司的所得税税率为25%。其相应的会计与税法处理如下:

由于探明矿区权益的未来现金流量现值大于公允价值减去处置费用后的金额, 所以该探明矿区权益的可收回金额为250000元。假定该探明矿区权益的账面价值为300000元, 而且之前公司并未对其计提减值准备。此时, 该探明矿区权益需计提减值准备金额为300000-250000=50000元。但是税法规定不允许对其计提减值准备, 因此该探明矿区权益的计税基础为300000。

2.未探明矿区权益减值。未探明石油天然气矿区权益的减值, 适用《企业会计准则第27号——石油天然气开采》。该准则规定, 对于未探明矿区权益, 应当至少每年进行一次减值测试。未探明矿区权益公允价值低于账面价值的差额, 应当确认为减值损失, 计入当期损益。未探明矿区权益减值损失一经确认, 不得转回。但根据税法的相关规定, 对于未探明矿区权益公允价值低于账面价值的差额, 可以特殊考虑改变其计税基础。此时, 未探明石油天然气矿区权益减值与税法处理无差异。

例4:2012年, 某石油公司发现其未探明矿区权益的公允价值为180000元, 而该未探明矿区权益经过过去累计折耗后账面价值为150000。其相应的会计与税法处理如下:

此项业务不会产生所得税差异。

(三) 矿区权益转让

1.转让探明矿区权益。企业会计准则规定, 转让全部探明矿区权益的, 将转让所得与矿区权益账面价值的差额计入当期损益。转让部分探明矿区权益的, 按照转让权益和保留权益的公允价值比例, 计算确定已转让部分矿区权益账面价值, 转让所得与已转让矿区权益账面价值的差额计入当期损益。根据税法相关规定, 得知转让探明矿区权益的, 需将转让所得计入当期应纳税所得额。

例5:某石油公司转让了其拥有的部分探明矿区, 转让部分探明矿区的公允价值为20万元, 转让所得25万元。该探明矿区的整体账面原值为90万元, 已计提减值准备20万元, 目前账面价值为60万元, 公允价值为80万元。假设2012年该公司利润总额为30万元, 该公司的所得税税率为25%。

已转让部分探明矿区权益账面价值=20÷80×60=15万元, 已转让部分探明矿区权益计提资产减值准备=20÷80×20=5万元

按会计处理计算的处置资产应当计入当期损益的金额为15万元, 但由于税法规定不允许对探明矿区权益计提减值准备, 所以转让该部分探明矿区权益的计税基础金额为10万元。

2.转让单独计提减值准备的全部未探明矿区权益。转让单独计提减值准备的全部未探明矿区权益的, 转让所得与未探明矿区权益账面价值的差额, 计入当期损益。根据税法相关规定, 得知转让探明矿区权益的, 需将转让所得计入当期应纳税所得额。

例6:某石油公司拥有未探明矿区权益, 已知该未探明矿区权益的原值为100万元, 已计提减值准备20万元, 以120万元的价格转让给另一石油公司。相关会计与税务处理如下:

此业务不会产生所得税差异。

3.转让以矿区组计提减值准备的未探明矿区权益。企业会计准则规定, 转让以矿区组为基础计提减值准备的未探明矿区权益的, 如果转让所得大于矿区权益账面原值, 将其差额计入当期损益;如果转让所得小于矿区权益账面原值, 以转让所得冲减矿区权益账面原值, 不确认损益。根据税法相关规定, 转让以矿区组为基础计提减值准备的未探明矿区权益的, 将其转让所得纳入当期应纳税所得额;将其转让损失在计算应纳税所得额时予以扣除。

例7:某石油公司拥有未探明矿区A1和A2, 其中A1未探明矿区权益账面原值为100万元, A2未探明矿区权益账面原值为80万元, 未探明矿区组已计提减值准备20万元 (其中A1计提减值准备为12万元, A2计提减值准备为8万元) , 目前未探明矿区组账面价值为160万元。现在该石油公司转让未探明矿区A1, 转让所得120万元。2012年该公司利润总额为100万元, 其所得税税率为25%。

由于转让所得大于未探明A1矿区权益的账面原值, 该石油公司应将其差额确认为收益。相关账务处理如下:

按会计处理计算的A1未探明矿区应当计入当期损益的金额为20万元, 但由于税法规定允许对未探明矿区权益计提减值准备, 所以转让该部分探明矿区权益的计税基础金额为32万元。

例8:假如转让所得为80万元, 则转让所得小于未探明矿区A1的账面原值, X公司应将转让所得冲减矿区组权益的账面价值。相关账务处理如下:

此时由于转让所得小于矿区权益账面原值, 不确认损益。而税法的处理是把转让损失在应纳税所得中扣除, 所以会产生所得税差异。此业务会计上确认的损失为0元, 而从税法处理上讲, 转让该部分探明矿区权益导致8万元的财产转让损失。

参考文献

[1]财政部.企业会计准则 (S) .北京:经济科学出版社, 2006.

[2]财政部.企业会计准则第27号——石油天然气开采.2006.

[3]财政部.企业所得税法实施条例.2007.

天然气的开发与处理 篇7

现在采气区普遍采用的天然气处理方法是低温分离法, 这种方法的原理就是保持不同天然气组分在相同压力条件下, 对其进行冷却, 温度降至露点温度以下, 含轻烃物质就会在这个阶段被分离出来。该方法的特点比较明显, 无论是在投资还是维护上的成本相对较低, 而且可以顺便解决当地气田脱水的难题。低温分离工艺大致可以分为两个阶段, 分别是低温形成阶段和气体与液体的分离阶段。

2 低温的形成阶段

2.1 在形成低温的阶段, 必须要确定合理的分离温度。

国内比较成熟的低温分离工艺主要是用于回收天然气凝液, 大都利用的是使用外部冷源进行分离, 这种方式属于低温深冷分离。长庆当地的天然气组分中含有的凝析油很少, 需要用浅冷低温分离的方式来控制烃类物质和水的露点温度, 从而达到分离气液的目的。

2.2 控制低温分离温度。

因为集气站拥有数目众多的辖井, 而每个位置的温度、压力和各自的产量都无法控制一致, 很难通用单一的分离工艺一劳永逸, 因此需要有针对性地调整分离工艺。开发年限越长, 气井内部的生产压力就会随之下降, 所以要想在不同的生产阶段达到同一个分离温度, 同样需要有针对性地使用合适的分离工艺, 保证有稳定的低温分离温度。

3 气液的分离阶段

分离产生液滴的原理有以下几点:一是反应容器中的液体受到各种力学因素影响 (喷雾、飞溅、泡沫) 形成10μm粒径的雾粒, 此时使用重力筛能够除去大约99.5%的雾;二是饱和或者过饱和状态下的气体会发生相变化, 液滴要想形成就必须有晶核, 整个过程还需要通过冷却冷凝、压缩、化学反应等各种阶段的反应;若产生的液滴的直径在0.1-10μm, 无法仅仅依靠重力、机械和丝网的传统手段做到有效的分离, 此时可以使用静电分离或者纤维聚结法。实际应用过程中通常为了达到有效分离液滴的目的, 一般会将重力分离法和曝气液聚结分离法交替使用, 实现气-液分离的最佳效果。

4 低温分离工艺存在的问题及解决措施

4.1 控制混合气的温度较难

天然气的开采过程中往往会遇到低压低产井和高压高产井同时出现的情况, 这无形中就增加了生产管理的难度。气井不同, 它们具有的压力和产量也都有所差异, 进行节流操作之后得到的气体温度也不同, 对这种现象, 可以合并那些温度相近的气井, 将其接入相同的加热设备, 也可以按照产量进行合并。

4.2 水合物抑制剂消耗高

部分天然气中所含的凝析油不多, 对这部分气体使用低温分离工艺通常是为了控制它的烃露点, 不过工艺操作过程中析出的自由水往往会令水合物抑制剂用量上升。所以, 实际生产中我们使用甲醇雾化技术来解决这个问题, 做法就是在注入口增设甲醇雾化设备, 让甲醇在正式反应前实现雾化, 以便增加和天然气的相对接触面积, 提高甲醇的利用率。

4.3 大压差节流有一定局限性

气井的开采年限都是有限的, 一旦到达开采后期, 能够利用的地层压力日益减少, 我们要做的就是尽量延长低温分离技术的使用周期, 这一领域尚处于研究阶段。

5 含醇污水预处理工艺

5.1 预处理剂选用

通过对气田排出废水的水质情况进行分析, 同时根据相关法律法规对排放要求的规定, 我们进行了多次现场试验和对比分析, 最终制定了甲醇预处理剂以及药物标准

5.1.1 质量分数为10%的氢氧化钠, 用以调节废液的p H值。

对气田污水中含有的CO2和H2S气体进行去除, 增加污水的p H值, 还可以避免出现沉淀物质, 使污泥更加容易分离。实验证明, 当污水的p H值处于7 5-8.5之间时, 施药量为5升/立方米, 可以达到最佳的预处理效果。

5.1.2 使用过氧化氢作为氧化剂。

排出的污水内部会有较多的甲醇和Fe2+, 无法通过普通的混凝法来除去。根据Fe2+的化学特性可知, 其在碱性条件下, 很容易被氧化成Fe3+, 而Fe3+具有较好的絮凝效果。所以, 进行p H值的调节过程中可以加入过氧化氢作为氧化剂, 把Fe2+转化成Fe3+, 一边在后续操作中进行沉淀, 而且这种做法也不会对水质造成不良的影响。

5.1.3 有机阳离子絮凝剂2B。

通过过氧化氢作用的废水, 其中的Fe2+已经被转换成了Fe3+, 紧接着加入有机阳离子絮凝剂2B之后就能发生沉淀反应, 强化了混凝效果。

5.2 含醇污水预处理应用效果

废水经过预处理操作之后, 能够很大程度上减低产品的返回处理几率, 长庆地区各净化厂现在年平均处理含醇污水约4104立方米, 使回收质量分数达到了95%以上, 平均回收甲醇大约2110 t, 帮天然气开采单位节省了至少250万元。还减轻了各类设备和管道的老化程度, 增加了设备的使用寿命, 一年可节约材料成本和维修费用约为10万元。

6 结语

从长庆地区现在勘测到的天然气储量来看, 很多气田都具有很多相似的特征, 所以低温分离技术可以进行大范围的普及应用, 同时对现有技术进行总结和进一步探索就显得额外重要。为了响应国家节能减排的号召, 众多天然气开采单位都对天然气生产过程中产生的含醇污水进行了有效的处理, 避免对环境造成不必要的污染, 做到了社会、环境和效益之间的统一, 也对我国其他气田有了一定的借鉴意义。

参考文献

[1]王素贞.某天然气处理厂低温分离工艺的HAZOP分析[D].中国石油大学, 2011.

[2]曹洪琴, 黄湛, 李栋, 黎安桉.含醇污水预处理工艺优化[J].石油化工应用, 2009, 06:64-68+89.

天然气加工技术与处理分析 篇8

1天然气的特性与种类

天然气的形成因素有着许多不同的说法,但是大部分科学家认为天然气的由来是在远古时期甚至更早的时期有大量的生物遗骸被沉积在某一个地方,随着地壳的变动和自然环境的改变,这些遗骸被一直深埋在地底,在经过变质裂解生成了碳氢化合物。这些气体始终蕴藏于地下,然而随着石油资源被开发,天然气就会随着油井采油一起溢出。而天然气的主要成分是甲烷,甲烷的密度要比空气轻,并且五色、无味且没有毒性。与我们在20世纪80、90年代时一直使用的煤气相比使用天然气更具有安全性。

天然气根据其不同的蕴藏状态可以将其分为不同的种类,大概能够分为构造性天然气、水溶性天然气、煤矿天然气三种。构造性天然气又可分为伴随原油出产的湿性天然气、与不含液体成份的干性天然气。

2天然气气加工处理目的分析

天然气的生产总量关系着人们的生产和生活,它是我国经济发展不可或缺的能源资源。由于易燃易爆的特性,所以在存储、运输和应用时要格外小心,时刻注意安全,不可马虎大意。为降低其危险性,进行加工处理是必不可少的。只有这样,才能提高人们的安全感,确保他们放心大胆的使用。对于天然气进行加工处理,主要有四个目的,具体分析如下。

首先,我们都清楚天然气当中有着一定含量的二氧化碳和硫化氢,这两种气体中二氧化碳无法被燃烧,而硫化氢在燃烧后会产生一定的有毒气体,因此这两种气体必须将其从天然气当中脱除,这一过程对于防止温室效应以及防止环境污染有着较为积极的作用,天然气处理的第一个目的就在于其能够对环保进行贡献。

其次,天然气当中的水和重烃遇冷后会发生冷凝现象,并且为了将天然气进行液化我们必须对天然气进行脱水和重烃处理。天然气如果想要进行远距离的运输,就必须先将天然气从气态向液态转换,这样方便于储存和运输。这种转换在跨海类长途运输中显得尤为重要,能够提高运行效率,并且能够对运输的安全性与可靠性提供一定的保证。天然气液化最大的好处就在于其体积变得非常小,正常温度条件下天然气气态与液态的体积差距高达百625%倍。其由于形态转化对交通运输带来的方便也就可想而知了,因此我们可以说对天然气进行加工处理的第二个目的就在于其能够节省天然气的运输空间和运输的安全性。

最后,对于天然气进行加工处理目的可谓是一举数得,加工后的天然气不仅能够大量的进行天然气供应,使得相关企业有充足且高纯度的原料进行尿素、制氢和甲醇的生产,同时还可以在这个过程中对于天然气当中的轻烃进行回收,回收后的轻烃可以作为脱氢、裂解、异构化和氧化等化学产品的生产材料使用。

3天然气的加工

天然气加工其实就是将凝析液从天然气当中提取出来,这应当算是一个化工领域的工艺流程。天然气加工过程中最终采用的方案取决于生产所需或者产生的液体产品商品价值。以液化天然气加工为例,主要的装置有气体加工、储存以及液化和产品送出等步骤。

3.1清除杂质

在天然气加工过程中,我们首先要做的就是对天然气当中的二氧化碳等杂质进行清除。其清除的方式大多以氨基当作溶剂,并且应适当地加入其他添加剂。将氨基加入其中能有效地降低清除杂质所消耗的能源,并且可以避免发生腐蚀情况,最主要的是氨基溶液能够有效地降低天然气中二氧化碳的浓度。

3.2清除分子筛杂质

天然气经过氨基处理之后,能够有效地去除掉其中的水和二氧化碳及一些杂质。分子筛利用分子筛床层可以让分子筛与脱水工作同时进行。在这个过程中,天然气当中的二氧化碳含量如果不大于1%,则无需在进行氨基处理,可以通过分子筛将其于的水域二氧化碳直接去除。

3.3液化设备

我们在实践当中经常能够看到很多小型的天然气液化设备其采用的系统都是相对简单的单极混合制冷,其作用原理是在天然气进入小型液化设备的换热器当中,在温度达到零下五十摄氏度至零下一百摄氏度之后,天然气当中的烃就会被分离出来,然后再进入主换热器对其进行再次冷却、液化,并且从设备引出送到储罐之中。

4天然气处理

4.1气态与液态天然气的分离

气态与液态天然气的分离通常采用两种技术,一种是在爱常温状态下的分离技术,另一种技术则是在低温状态下进行分离。这种分离技术是利用加热原理来防止水合物的形成。来自井口的天然气,先加热,后节流降压,再进入分离器。

需要注意的是,气态天然气与液态天然气在分离后进行计量时需要分别进行计量,其加热和降压是完全取决于井口的温度和井口的压力。

4.2天然气脱水工艺

天然气的脱水工艺主要是用应用甘醇来完成,一般我们使用的是三甘醇或者是二甘醇,这两种甘醇可以作为吸湿剂来使用。

甘醇进入脱水塔之后其运动方向是自上而下的,其方向与天然气的流动方向正好相反,当两者逆流接触之后,甘醇就能吸收天然气当中的水分,使天然气的露点降低至符合输气要求,并送往输气系统或下一工序。吸水后的醇由塔底流出,经换热、加热,气提干天然气,浓度提高后,用泵送往脱水塔循环使用。

4.3天然气脱硫工艺

对天然气进行脱硫处理主要是为了防止其在燃烧过程中产生有毒有害气体对自然环境造成破坏。天然气脱硫工艺主要有化学吸收法、物理吸收法与液相直接氧化处理法,这三种不同的方法对于天然气脱硫都有着较为明显的作用,但是由于篇幅所限,笔者在此就不再一一赘述了。

5结束语

对天然气加工技术与处理的分析是一件极为有意义的事情,近年来我国一直提倡节能环保和可持续性发展战略,天然气作为一种清洁能源受到了国家的高度重视,并且这也使得天然气成为了未来能源中的一个主角。天然气虽然在燃烧过程中十分环保,不会对环境造成破坏,但是其在加工和处理过程中如果不进行良好的处理,那么很可能对环境造成污染,也就失去了使用天然气这种清洁能源的意义。本文笔者对于天然气加工技术以及处理的分析也仅仅是管中窥豹,并不算成熟的讨论,希望本文作为抛砖引玉之作,能够让更多的专家学者来关注天然气加工与处理。

参考文献

[1]朱利凯,陈赓良.低温下甲烷-二氧化碳体系相平衡的模型研究[J].石油学报,2008(02).

[2]戴金星.国家85天然气科技攻关丰硕成果[M]天然气工业,1996(16).

[3]陈萍.甲烷催化部分氧化制合成气及甲烷催化裂解制碳纳米管的研究[M].厦门大学,1997.07

[4]刘有民,李多金.泰安深燃天然气液化工艺研究[A].中国城市燃气学会LNG专业委员会2009年煤层气液化主题年会论文集[C],2009.

天然气的开发与处理 篇9

1 天然气液化的主要工艺

目前, 无论是基本负荷型LNG生产厂还是调峰型LNG生产工厂, 其对天然气液化所采用的工艺可分为三种:单一制冷剂液化工艺、膨胀制冷液化工艺、混合制冷剂液化工艺。以下就对各液化工艺加以介绍。

(1) 单一制冷剂液化工艺。

单一制冷剂液化工艺也叫阶式制冷液化工艺或串级液化工艺。其特点是液化时所用制冷剂为单一组分, 一般为甲烷、乙烯或丙烷;制冷系统和液化系统相互独立。它是最早开发的液化工艺, 具体流程如下:经净化后的天然气原料气依次进入分别由丙烷、乙烯、甲烷为制冷剂的三个独立制冷循环系统中被逐级冷却, 温度依次达到-30℃、-90℃、-150℃左右, 再经冷凝、液化、过冷等过程后节流降压得到常压液化天然气。该方法在上世纪四十年代开始研究, 六十年代用于工业化生产。它的优点是适合高压天然气源、各制冷系统相对独立因此相互影响小、操作稳定;但也同时存在工艺流程较长、制冷机组多、对制冷剂的纯度要求高且不能应用于含氮气较多的天然气液化等缺点, 因此该工艺的应用逐渐减少。

(2) 膨胀制冷液化工艺。

膨胀制冷液化工艺是一种无制冷剂的液化工艺, 该工艺的特点是天然气原料气经压缩后再经节流后温度下降从而实现部分液化。在该工艺中膨胀制冷大多采用逆式布雷顿循环方式, 具体流程:原料气先经压缩机等熵压缩, 再经冷却器冷却后进入透平膨胀机进行等熵绝热膨胀, 同时对外做功从而获得液化所需制冷量使天然气液化。

该工艺的液化效率主要由膨胀效率和膨胀比决定, 特别适用于原料气输送压力高, 中间需要降压的气源。其优点是流程短、能耗低、投资省、操作灵活等, 但液化效率较低。要提高其液化效率就必须提高逆式布雷顿循环的效率, 随着新型透平机和换热器如高速气体轴承透平膨胀机和高效紧凑换热器的研制并应用, 效率已经有了显著的提高, 制冷温度可以达到很低, 制冷量范围也大幅提高。在该工艺的基础上又发展出氮膨胀制冷工艺、氮气—甲烷膨胀制冷工艺、气波制冷机—透平膨胀机联合制冷工艺等液化技术。与直接膨胀制冷液化相比, 氮膨胀法具有液化能力高、流程简单、运行操作灵活简单等优点, 但能耗比还较高;氮气—甲烷膨胀制冷法则因加入了制冷剂甲烷从而节省了10%-20%左右的动力消耗, 但该技术尚未用于商业化生产。此外, 多级膨胀制冷液化技术也随着具有高可靠性、低振动、长寿命、低重量等优点的膨胀透平机的研发成功而日趋成熟, 在液化量日趋加大的需求下, 膨胀制冷液化工艺有很大的优势, 具有很好的发展潜力。

(3) 混合制冷剂液化工艺。

该工艺中制冷剂的组成依原料天然气的组成和压力而定, 一般由烃类混合物如 (C1、C2、C3、C4、C5、N2) 等组成。其依据的原理为冷凝时混合物中的重组分先冷凝而轻组分后冷凝, 通过依次冷凝、分离、节流、蒸发等过程而得到不同温度级的冷量。

由于采用了混合溶剂制冷, 制冷温度范围包含了天然气液化所需的全部温度范围, 从而对制冷剂纯度的要求不高且可用一台压缩机压缩, 因此该工艺具有流程短、设备少、投资低等优点;但能耗比高, 对混合制冷剂组分的配比要求高, 设计时计算较为困难。根据制冷剂是否与原料气混合分为开式和闭式两种工艺。闭式工艺中制冷剂自成一个单独的循环系统, 制冷剂经压缩机压缩后在不同温度下逐级冷却从而冷凝分离, 再经节流后进入换热器的不同部位 (不同温度段) 以逐级冷却原料气;原料气经此冷却冷凝后再经节流、降压即得液化天然气。开式工艺的启动时间较长且存在操作困难、技术尚不完善等缺点从而应用较少。在实际运行中由于单级混合制冷剂工艺的能耗高, 因此多采用多级循环的方式, 随着级数的增加可使能耗降低, 通过经济、技术优化, 认为三级循环液化较为合理。

除了上述三种液化工艺外, 还有一种吸收式制冷液化工艺也很有发展前途。该工艺是利用溶液浓度的变化来制冷。制冷剂在一定压力下蒸发吸热, 其蒸气进入吸收器被吸收剂吸收, 形成的浓溶液再进入蒸发器蒸发并产生高压蒸气冷却回用。其核心为吸收器和蒸发器代替了压缩机, 热能作为驱动力。该热能一般可以是太阳能、地热、工业废热等低品位热源, 因此在环保、节能降耗等方面有巨大的开发应用潜力, 随着新型制冷剂和吸收剂的不断开发, 很有希望成为一种新的节能、高效的天然气液化工艺。

2 天然气液化工艺在我国的应用现状

我国的LNG生产实践开始于上世纪90年代初期, 先是在陕北靖边长庆油田建立了一个小型的LNG示范装置, 该装置采用的液化工艺为天然气膨胀制冷液化。具体流程如图1所示:

含甲烷95.3%的原料气先经低温甲醇洗涤及分子筛吸附净化处理, 再进入气波制冷机和透平联合制冷系统获得低温, 再经深冷换热和气液分离后得到LNG产品。该示范装置的产能为2×104m3/day;除了上述小型示范装置外, 中国科学院低温中心又与四川省绵阳燃气集团总公司、吉林油田管理局等单位联合研制了两个天然气液化装置, 一个产量为0.3 m3/h LNG, 采用天然气自身压力膨胀制冷液化工艺;另一个产量为0.5 m3/h LNG, 采用氮气膨胀闭式制冷液化工艺。上述小型示范装置的建成为我国的天然气液化技术的研发与应用积累了宝贵的经验, 之后, 在立足于我国气源特点的基础上, 并引进国外先进技术, 先后建成了几个工业化规模的天然气液化装置即天然气液化工厂。这些天然气液化工厂根据产能、用途等的不同可分为基本负荷型和调峰型两类。下面就天然气液化工艺在几个有代表性的LNG工厂的实际应用加以介绍。

(1) 河南中原油田基本负荷型LNG工厂。

2001年, 在河南濮阳中原油田建成了我国第一座天然气液化装置, 标志着我国LNG工业化生产的开始。该装置属于基本负荷型的, 其LNG产能为15.0×104m3/d, 所用天然气原料在净化后甲烷含量为93.4%～95.8%。根据该气源压力高的特点, 采用的工艺路线为丙烷+乙烯制冷并利用天然气压力节流膨胀的阶式制冷液化工艺, 并结合了法国索菲公司的技术。

压力达120bar、温度为27℃的天然气先进入分液罐去除液体后进入过滤器以滤掉大粒径的液体和固体颗粒, 再进入脱碳罐利用MEA法脱除CO2;脱碳后的气流再进入分子筛脱水塔脱水后作为洁净气源进入液化装置;净化后的天然气先用丙烷制冷第一次冷却, 经节流降温后气相再进入乙烯换热器和中压LNG换热器进一步冷却, 再经节流降压降温后产生的液相经终冷及节流后进入储罐。在储罐中为防止空气及水分渗入内、外罐间的绝热层, 内外管间绝热层内要充微量氮气以保持微小正压。目前该工厂生产的LNG供应山东、江苏等省市。

(2) 上海浦东调峰型LNG工厂。

该LNG工厂是我国第一个用于事故调峰用的天然气液化装置, 主要用于当东海天然气因不可抗拒因素造成停产、故障或冬季调峰时为用户提供可靠供应。该装置的液化能力为165 m3 /d, 采用的液化工艺为混合制冷剂液化工艺, 具体流程为引进法国燃气公司开发的整体结合式级联型液化流程即CII液化流程。工作流程如图2所示:

1.分馏塔;2.冷箱;3.低压压缩机;4.高压压缩机;5、6、 7、8.气液分离器;9、10、11.节流阀;12、13.冷却器

该装置液化部分的核心设备包括混合制冷剂压缩机、混合制冷剂分离塔、高效钎焊铝板翘式整体冷箱三部分。其优点是:设备少、流程简单;冷箱效率高占地小;压缩机等动力设备数量少、运行可靠, 投资低、维护费用低。

(3) 新疆广汇基本负荷型LNG工厂。

该LNG工厂位于吐哈油田鄯善火车站附近, 采用的也是混合制冷剂液化工艺, 产能为150×104m3/d, 于2005年8月投产, 引进德国林德公司的SMRC流程。该项目所产LNG拟供应的地区为:新疆天山地区及华北地区;以江西景德镇为中心并辐射湖南、湖北等华中地区;从福州到厦门等沿铁路线的14个闽东南城市。产出的LNG70%通过铁路输送;30%由公路撬车输送。

继上述三个具有代表性的LNG工厂之后, 我国已经建成了多个商业规模的LNG工厂。

3 展望

LNG生产在我国是一个新兴产业, 不仅面临极好的发展机遇, 同时也有诸多挑战。由于LNG生产装置的投资巨大, 因此建设该类项目应持谨慎态度, 遵循整体规划、合理布局;明确定位, 因地制宜;多远引进, 适度竞争等原则。总之, 随着我国能源结构的调整和对清洁能源的需求日益扩大, 将天然气进行液化处理不仅有利于能源安全供应, 对绿色、低碳及生态环境保护也有重要作用。

摘要：介绍了当今世界上成熟的单一制冷剂液化工艺、混合制冷剂液化工艺、膨胀制冷液化等天然气三大液化工艺, 并对其优缺点进行了阐述;对我国天然气液化工业的发展及典型的工业化装置采用的流程进行了介绍并对我国天然气液化工业的发展提出了展望。

关键词：液化天然气,技术开发,工艺流程,应用

参考文献

[1]钱成文, 姚四容, 孙伟, 等.液化天然气的储运技术[J].油气储运, 2005, 24, (5) :9-62.

[2]黄帆.我国液化天然气现状及发展前景分析[J].天然气技术, 2007, 1, (1) :68-71.

[3]顾安忠, 石玉美, 汪荣顺.中国液化天然气的发展[J].石油化工技术经济, 2004, (1) .