2023年天然气期末考.docx

1. 国内外自然气资源状况第一章 概论世界自然气资源：比石油资源丰富，国际自然气工业联合会供给的数据显示，全球已探明的自然气储 量为 152 万亿立方米，按目前的消费水平，可供开采 65 年，而探明的石油可供开采期为 43 年自然气水合物〔俗称“可燃冰”〕是自然气与水的非化学计量型晶体化合物，主要贮存于海洋底部，是自然气的另一种存在形式水合物的储量是常规能源储量的两倍，可使用近 100 年我国自然气资源： 我国自然气资源量达 56 万亿立方米，其中 59%的资源分布在中西部的川渝、陕甘宁、青海和疆四大气区，四大气区内自然气资源量约为 22.4 万亿立方米据专家分析,青藏高原盆地和东海、南海、黄海的大陆坡及其深海,都可能存在体积巨大的水合物2. 自然气的根本组成及分类 P2自然气组成：自然气中的烃类根本上是烷烃，通常以甲烷为主其组成如下：CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5+ N2CO2 H2O H2S He Ar Xe (70-95%) C2+ (5-30%) 少量 微量1) 在 C6+ 的组分中，还包括：①环烷烃〔甲基环戊烷、环己烷等〕； ②芳烃〔苯、甲苯、二甲苯等〕。

2) 自然气的组成并不是固定不变的，不仅不同地区油、气藏中采出的自然气组分差异很大，甚至同一油、气藏的不同生产井自然气组成也会不同3) 世界上有少数的自然气中含有大量的非烃组分，甚至主要成分是非烃气体自然气分类：v 按自然气的来源可分为：① →气田气〔气藏气；气层气〕：地下储层中呈均一气相存在, 采出地面仍为气相的自然气主要成分是甲烷和乙烷② →伴生气：在地下储层中伴随原油共生，或呈溶解气形式溶解在原油中，或呈自由气形式在含油储层游离存在的自然气与油共生，甲烷含量一般为 70～80％v 按甲烷含量可分为：① →干气〔贫气〕 一般甲烷含量在 90％以上，轻烃含量少② →湿气〔富气〕 一般甲烷含量在 90％以下，轻烃含量较高3. 自然气加工的主要产品种类液化自然气(LNG) ：C1、C2、C3 ； 自然气凝液(NGL) ，俗称“轻烃”：C2、C3、C4、C5+； 液化石油气(LPG) ：C3、C4； 自然气油 (稳定轻烃)，也称凝析汽油：C5 及以上的烃类； 压缩自然气(CNG) ：C1 4. 自然气烃露点和水露点的概念烃露点 ：在确定压力下自然气中烃类开头冷凝的温度为防止自然气在管输过程中有液烃析出，烃露点应低于当地环境最低温度。

水露点〔也称露点〕：在确定压力下，自然气中水开头冷凝的温度为防止自然气在管输或加工过程中有水析出，水露点应低于当地环境最低温度5. 热值〔发热量〕：假设两种燃起的热值和相对密度均不一样，但只要他们的华白指数相等，就能在同一燃气压力下和在同一燃具或燃烧设备上获得统一热负荷其次章 自然气的相特性1. 把握临界冷凝压力与临界冷凝温度的概念及与临界温度〔 Tc〕与临界压力〔 Pc〕的区分² 两组分体系：在相包络区〔由泡点线、临界点和露点线构成〕气液能够平衡共存的最高压力〔温度〕，称临界冷凝压力〔温度〕〔PN TM〕；、² 纯组分体系： 任何气体在一点温度和压力下都可以液化，温度越高，液化所需要的压力也越高，但是当温度超过某一数值时，即使在增加多大的压力也不能液化，这个温度叫临界温度〔TC〕，在这一温度下最低的压力就叫做临界压力〔PC〕；² 对于两组分体系来说临界点、临界冷凝温度点及临界冷凝压力点并不重合； 但对于纯组分体系而言，这三点是完全重合的2. 理解反凝析现象l 由于两组分体系的临界点 C、临界冷凝温度点 M 及临界冷凝压力点 N 并不重合，在临界点四周引起了反凝析现象l 即在临界点四周的相包络区内，等压下上升温度时可以析出液体，而等温下降低压力时则会使蒸气 冷凝。

l 对于纯组分，是完全不行能的3. 理解原油、凝析气和自然气的储层特征Ø 原油储层：在泡点线上边，储层为液体，即原油层Ø 凝析气储层：在露点线外，气体储层，开采中〔降压〕有液体析出，所以叫凝析气储层Ø 自然气储层：DD’线有液体析出，称为富自然气层；EE’线为“干”〔或“贫”〕自然气层4. 把握自然气中水的危害及水含量的推想方法v 自然气中水的危害：① 降低了自然气的热值和输气管道的输送力气② 当温度降低或压力增加时，自然气中的水会呈液相析出，在管道或设备中造成积液，增加流淌压降，加速自然气中酸性组分对管道和设备的腐蚀③ 液态水在冰点时会结冰，在高压低温下形成水合物，堵塞管道或阀门因此，在自然气的加工处理过程中，首先要除去自然气中的水v 推想方法：5. 把握水合物的构造、类型、形成条件及推想方法² 构造：自然气水合物是一种非化学计量型笼形晶体化合物，即水分子〔主体分子〕借氢键形成具有笼形空腔〔空穴〕的晶格，而尺寸较小且几何外形适宜的气体分子〔客体分子〕则在范德华力作用下被包围在晶格的笼形空腔内，几个笼形晶格联成一体成为晶胞或晶格单元² 类型：① dmax>0.69nm 的分子，不能形成水合物，例：戊烷。

② dmax<0.59nm 的分子，能形成Ⅰ型水合物，例：甲烷③ 0.59

固体二氧化碳形成条件推想：将形成固体 CO2 的近似条件图与 CH4—CO2 体系 V—L—S 平衡线图联系起来，该气—液—固平衡线是含有 10%或更少 CO2 的混合物固—气平衡线的上限高于这些压力，在液体中形成固体 CO2；低于这些压力，则在蒸气中形成 CO2第三章 防止自然气水合物形成的方法1. 把握热力学抑制剂的作用机理防止自然气水合物形成的主要方法有：① 脱除自然气中水分，使自然气水露点降低到操作温度以下；② 向气体中参与水合物抑制剂，抑制水合物的增长或使水合物的形成温度降低到操作温度以下² 方法① 需要建脱水装置，在气体处理规模较大且过程温度较低时才比较经济；² 方法② 中的抑制剂又分为热力学抑制剂和动力学抑制剂，目前以热力学抑制剂应用最多〔主要有甲醇、乙二醇、二甘醇等〕，动力学抑制剂因效率高正日益受到重视² 水合物热力学抑制剂是目前广泛承受的—种防止水合物形成的化学剂² 作用机理：转变水溶液或水合物的化学位，使水合物的形成的温度更低或压力更高2. 把握甲醇与甘醇类热力学抑制剂应用特点甲醇与甘醇类抑制剂的性能比较：①甲醇抑制剂投资费用低；但气相损失大，故操作费用高；甘醇类抑制剂投资费用高，但操作费用低；②甲醇的抑制效果最好，其次为乙二醇，再次为二甘醇；③为防止甲醇气相损失，甲醇适于低温操作；甘醇类抑制剂适合较高温度操作，低温可导致其粘度太大。

④当操作温度低于-10℃时，甲醇更适合；操作温度高于-7℃，首选二甘醇，它比乙二醇气相损失小⑤甲醇具有中等程度的毒性，可通过呼吸道、食道及皮肤侵入人体；而甘醇类抑制剂无毒 3. 了解热力学抑制剂的用量确定方法Ø 参与到体系中的抑制剂分别损失到气、液两相中Ø 在气相中损失的抑制剂量为 q g ，由于抑制剂蒸发而造成的Ø 在液相中损失的抑制剂量为 q l Ø 抑制剂的总消耗量〔 qt 〕为：qt = q l + q g Ø 注入抑制剂后，自然气形成水合物的温度降低，其温度降主要取决于抑制剂的液相用量，损失于气相的抑制剂量对水合物形成条件的影响较小4. 把握动力学抑制剂的作用机理和应用特点v 作用机理： 动力学抑制剂在水合物成核和生长的初期吸附于水合物颗粒的外表，防止颗粒到达临界尺寸或者使已到达临界尺寸的颗粒缓慢生长，从而推迟水合物成核和晶体生长的时间，因而可起到防止水合物堵塞管道的作用动力学抑制剂不转变水合物形成的热力学条件 v 应用特点：①动力学抑制剂注入后在水溶液中的浓度很低〔＜0.5％，热力学抑制剂为 10％～50％〕,综合本钱低于热力学抑制剂②对于海上油气田开采，动力学抑制剂可有效降低输送本钱 (用量少)。

③目前一些动力学抑制剂的过冷度不大于 8 ～ 9℃,还不能完全满足一些气田的需要 ④目前所开发的动力学抑制剂从构造上看还远远不是最正确的，还可能有其它抑制效果更好的动力学抑制剂有待进一步开发5. 把握防聚剂的作用机理和应用特点作用机理：防聚剂是一些聚合物和外表活性剂，使体系形成油包水〔W/O〕型乳化液，水相分散在液烃相中，防止水合物聚拢在管壁上粘附，而是成浆液状在管内输送，因而就不会堵塞管道应用特点：①防聚剂的注入浓度也较低〔＜0.5％〕；②只有当有液烃存在，且水含量〔相对于液烃〕低于 30％～40％时，承受防聚剂才有效果③防聚剂不受过冷度的影响，温度、压力范围更宽第四章自然气吸取法脱水1. 把握自然气确实定含水量、相对含水量和相对湿度的概念①自然气确实定含水量：每标准立方米自然气的实际含水量, g-H2O/Nm3, 用 e 表示②自然气的饱和含水量：在确定条件(T、P〕下，自然气与液态水到达平衡时气体确实定含水量，g-H2O/Nm3 ，用 es表示③自然气的相对湿度：自然气中实际含水量与饱和含水量之比，称为自然气的相对湿度，用φ表示2. 把握温度和压力对自然气含水量的影响sv 温度 T 确定时，上升压力 P，饱和含水量 esv 压力 P 确定时，降低温度 T，饱和含水量 e下降； 下降。

3. 把握甘醇吸取法自然气脱水的工艺流程及各设备的作用 P53 图主要设备：1.高压吸取系统：吸取塔→供给吸取气体的场所；进口气涤器→除掉进塔气体中的液体或固体杂质；2.再生系统：闪蒸分别器→低压下分出富甘醇中所吸取的重烃类气体，以防重烃使甘醇乳化， 且削减再生系统精馏柱顶的气体和甘醇损失；再生精馏塔→由吸取塔来的富甘醇在再生塔精馏柱和重沸器内进展再生；重沸器→用来供给热量将富甘醇加热至确定温度，使富甘醇中所吸取的水分汽化并从精榴柱顶排放，供给回流热负荷以及补充散热损失4. 把握温度、甘醇浓度和循环量对脱水过程影响Ø 温度：依据吸取过程原理，温度越低越有利于吸取一般吸取操作温度为 27～38℃温度过低〔＜21℃〕，甘醇溶液粘度过大。