西北油田，工程新技術為天然氣保供提供支持

江杰 李敏

10月20日，西北油田生產日報顯示，今年已向新疆當地供應優質天然氣10.74億立方米。進入深秋，也就到了供氣高峰。目前，該油田日產天然氣551萬方，自用63萬方，日供天然氣428萬方，天然氣主要通過管輸銷售到地方工業、民用并通過管網進入西氣東輸管道。的忙碌起來。

因為特殊的地質原因，西北油田生產的天然氣含硫化氫、有機硫、氮氣、汞等，天然氣凝液介質組分復雜，高效凈化處理難度大。這兩年，石油工程技術研究院地面規劃研究所多個技術團隊為了讓駐地各民族用上放心氣，不但立足于對老設備舊工藝進行改造，還努力進行新技術的引進和研發。

脫氮攻關，保證天然氣品質優良

油田在原油開發階段，因為工程技術需要，注入了大量氮氣替油。這樣就造成了伴生天然氣的氮氣含量較高，其中外輸氣中氮氣含量達到10-15%，部分注氮集中區域氮氣含量達到40%，影響了天然氣品質。

針對氮氣含量超標問題，技術團隊開展針對不同規模下的脫氮技術研究，形成了適應不同工況下的天然氣脫氮技術系列。在使用過區塊整體注氮開采的地區，需要進行大規模天然氣脫氮，采取低能耗深冷脫氮技術、溶劑吸收脫氮技術，可使脫氮成本小于0.2元/方。

針對區域性采取過注氮的地區，他們還進一步創新性地提出“分子門”與“膜分離”脫氮技術思路，研發儲備了高含氮天然氣優先吸附氮氣分離工藝、氮甲烷膜分離工藝，突破高含氮天然氣傳統工藝處理局限，國內首次突破高含氮天然氣高效脫除技術瓶頸，脫氮后天然氣含氮量小于5%。

該技術采用膜分離脫氮技術、分子門脫氮技術，就是根據氮氣、甲烷分子分子大小、形狀、冷凝性等性質的不同，特征不同，利用膜、分子門材料物理法低成本分離氮氣和天然氣，實現就地脫氮，以小投資解決整體含氮量超標問題。?不但解決了天然氣處理成本高、建設投資大的問題，而且解決了傳統天然氣脫氮技術凈化效果差的難題，提升了天然氣的質量品質。

脫硫技術，讓天然氣更安全清潔

10月18日，該所技術人員在西北油田二號聯合站，對自主研發的“高含硫天然氣復合胺脫硫技術”應用，進行了例行檢測。檢測發現該技術在應用中，復合胺吸收溶劑脫硫運行正常，脫硫效果明顯，各項數據均達到正常值要求。至此，今年秋天的常規技術巡查結束。

每年該所都要在夏初秋末兩次，對研發的新技術進行巡檢。

西北油田天然氣高含硫且硫組分復雜，除硫化氫外還含有機硫，如果不進行完全脫硫，天然氣根本無法使用。原來傳統的胺法化學脫硫工藝只能脫除硫化氫，不能有效脫除有機硫，導致外銷天然氣總硫超標、產品質量不合格，進而影響產品銷售。

為此，該所組織技術攻關，基于分子結構重組理念，以改善溶劑對有機硫吸收效率為出發點，以提高有機硫在溶劑中的溶解度與傳質速率為目標，設計開發了新型復合吸收脫硫溶劑。研發的天然氣脫有機硫復合脫硫溶劑在天然氣處理站首次進行了應用，實現了天然氣中硫化氫和有機硫同步高效脫除。相比傳統的胺法化學脫硫工藝，該技術可以提高凈化伴生氣質量，凈化天然氣產品總硫含量下降至60 mg/m3以內，滿足GB 17820-2018《天然氣》產品質量要求。每年增效2300萬元。讓用戶用上了安全氣，放心氣。

設備改造，提高天然氣產氣量

塔河油田一號聯合站共有30萬方、50萬方兩套輕烴裝置，主要擔負采油一廠所轄井、站來天然氣集中進行脫水、分餾等深加工處理，承擔著生產出合格的液化石油氣和穩定輕烴的重任。

但30萬方輕烴裝置，運行效率較低，產生天然氣產品效益差，技術人員將塔一聯30萬方輕烴裝置進行DHX工藝改造，新建重接觸塔1座、冷箱1臺、凝液增壓泵2臺，并對相應運行參數變動設備進行校核。改造后將大幅提高裝置C3+組分收率，原料氣C3+組分3.5%，外輸干氣組分<0.5%，按甲烷平衡法計算目前C3+收率72.62%。大幅提高輕烴、液化氣產量，每年增效300萬元，老裝置精細高效生產再上新臺階。