西北油田，工程新技术为天然气保供提供支持

江杰 李敏

10月20日，西北油田生产日报显示，今年已向新疆当地供应优质天然气10.74亿立方米。进入深秋，也就到了供气高峰。目前，该油田日产天然气551万方，自用63万方，日供天然气428万方，天然气主要通过管输销售到地方工业、民用并通过管网进入西气东输管道。的忙碌起来。

因为特殊的地质原因，西北油田生产的天然气含硫化氢、有机硫、氮气、汞等，天然气凝液介质组分复杂，高效净化处理难度大。这两年，石油工程技术研究院地面規划研究所多个技术团队为了让驻地各民族用上放心气，不但立足于对老设备旧工艺进行改造，还努力进行新技术的引进和研发。

脱氮攻关，保证天然气品质优良

油田在原油开发阶段，因为工程技术需要，注入了大量氮气替油。这样就造成了伴生天然气的氮气含量较高，其中外输气中氮气含量达到10-15%，部分注氮集中区域氮气含量达到40%，影响了天然气品质。

针对氮气含量超标问题，技术团队开展针对不同规模下的脱氮技术研究，形成了适应不同工况下的天然气脱氮技术系列。在使用过区块整体注氮开采的地区，需要进行大规模天然气脱氮，采取低能耗深冷脱氮技术、溶剂吸收脱氮技术，可使脱氮成本小于0.2元/方。

针对区域性采取过注氮的地区，他们还进一步创新性地提出“分子门”与“膜分离”脱氮技术思路，研发储备了高含氮天然气优先吸附氮气分离工艺、氮甲烷膜分离工艺，突破高含氮天然气传统工艺处理局限，国内首次突破高含氮天然气高效脱除技术瓶颈，脱氮后天然气含氮量小于5%。

该技术采用膜分离脱氮技术、分子门脱氮技术，就是根据氮气、甲烷分子分子大小、形状、冷凝性等性质的不同，特征不同，利用膜、分子门材料物理法低成本分离氮气和天然气，实现就地脱氮，以小投资解决整体含氮量超标问题。 不但解决了天然气处理成本高、建设投资大的问题，而且解决了传统天然气脱氮技术净化效果差的难题，提升了天然气的质量品质。

脱硫技术，让天然气更安全清洁

10月18日，该所技术人员在西北油田二号联合站，对自主研发的“高含硫天然气复合胺脱硫技术”应用，进行了例行检测。检测发现该技术在应用中，复合胺吸收溶剂脱硫运行正常，脱硫效果明显，各项数据均达到正常值要求。至此，今年秋天的常规技术巡查结束。

每年该所都要在夏初秋末两次，对研发的新技术进行巡检。

西北油田天然气高含硫且硫组分复杂，除硫化氢外还含有机硫，如果不进行完全脱硫，天然气根本无法使用。原来传统的胺法化学脱硫工艺只能脱除硫化氢，不能有效脱除有机硫，导致外销天然气总硫超标、产品质量不合格，进而影响产品销售。

为此，该所组织技术攻关，基于分子结构重组理念，以改善溶剂对有机硫吸收效率为出发点，以提高有机硫在溶剂中的溶解度与传质速率为目标，设计开发了新型复合吸收脱硫溶剂。研发的天然气脱有机硫复合脱硫溶剂在天然气处理站首次进行了应用，实现了天然气中硫化氢和有机硫同步高效脱除。相比传统的胺法化学脱硫工艺，该技术可以提高净化伴生气质量，净化天然气产品总硫含量下降至60 mg/m3以内，满足GB 17820-2018《天然气》产品质量要求。每年增效2300万元。让用户用上了安全气，放心气。

设备改造，提高天然气产气量

塔河油田一号联合站共有30万方、50万方两套轻烃装置，主要担负采油一厂所辖井、站来天然气集中进行脱水、分馏等深加工处理，承担着生产出合格的液化石油气和稳定轻烃的重任。

但30万方轻烃装置，运行效率较低，产生天然气产品效益差，技术人员将塔一联30万方轻烃装置进行DHX工艺改造，新建重接触塔1座、冷箱1台、凝液增压泵2台，并对相应运行参数变动设备进行校核。改造后将大幅提高装置C3+组分收率，原料气C3+组分3.5%，外输干气组分<0.5%，按甲烷平衡法计算目前C3+收率72.62%。大幅提高轻烃、液化气产量，每年增效300万元，老装置精细高效生产再上新台阶。