【導讀】中，以提高各有關處理設備的處理效率，保護設備和井口管線，以及延長設備的使用壽命等。表2-4-1列舉了幾種常用的化學藥劑類型及其作用。系統(tǒng)內的生長；防凍劑常用在天然氣系統(tǒng)中。家在選用時參考。不同的油田由于原油。性試驗篩選出效果最好，用量最少的原油破乳劑。油少，脫水成本低，僅為離子型的幾十分之一。非離子型破乳劑按溶解性又可分為水溶性、油溶性和混合溶性三大類。可能高于任何一種單獨作用的效果。原油脫水對破乳劑的要求有以下幾點：。有一定的通用性，即原油乳狀液性質改變時仍能保持較高的脫水效果。泡劑的作用是破壞泡沫的穩(wěn)定性，使泡沫迅速破裂，提高油氣分離效果。消泡劑由于能使泡沫迅速破裂，故其加入量相對較少。油井產出的流體可能含有H2S和CO2，它們是兩種強腐蝕物質，會腐蝕相關的處理設備，蝕損壞，因此必須采取必要的措施。防止腐蝕的方法有很多，主要有投加防腐劑、電化學保

　　

【正文】 性很強的硫磺和硫酸，會對渦輪發(fā)動機和往復式發(fā)動機造成損害。 鈉和鉀可與其它化合物結合，如硫、釩等，這樣就產生了腐蝕性極強的酸。鈉和鉀的存在增加了二氧化硫向三氧化硫和硫酸轉化的速度，并加快了堿性金屬硫酸鹽的生成；另外，堿性硫酸鹽與水結合形成堿性金屬氫氧化物和硫酸的速度較 SO2快得多。因此，必須分別測出燃料氣中鈉和鉀的含量，并對它們加以限制，可大大降低燃料中硫的影響。 2) 氫和一氧化碳 在平臺上，氫和一氧化碳在燃料氣中并不常見，氫和一氧化碳含量的 大小會直接影響材料的選擇和安全。 容器中氫含量超過 4%（體積），就要考慮材料對氫脆裂度的要求；如果氫含量在 4% ~ 9%之間或一氧化碳含量在 % ~ 18%之間，就必須使用特殊的啟動、洗滌系統(tǒng)；氫含量大于9%或一氧化碳含量大于 18%時，必須使用標準燃料來啟動和加速，之后才能轉換到使用含氫或一氧化碳的燃料；如果氫含量在 40%以上或一氧化碳含量在 %以上時，必須提供特殊的安全保護。 3) 固體顆粒和水 燃料氣中的固體顆粒（也稱為粉塵），一般指固態(tài)惰性顆粒、油、或水溶性金屬化合物，它們會磨損燃料系統(tǒng)的 關鍵元件，堵塞過濾器及燃料噴嘴，還會使控制閥、密封裝置和發(fā)動機葉片發(fā)生故障。某些可溶性金屬化合物會對發(fā)動機的高溫部分造成腐蝕。儲罐和濾網上沉積物的聚集也會妨礙燃料從儲罐流到密封燃燒器中。 燃料氣中若含有水會對儲罐和設備造成腐蝕，水還會促使微生物的生長而造成過濾器堵塞，并加速對燃料罐的腐蝕。 總之，在使用燃料氣之前，先要進行組份分析，對燃料氣中存在的污染物進行處理，并在發(fā)動機的選材、啟動、加速和正常的操作中采取相應的安全保護措施，以延長設備使用壽命并保護人員的安全。 3. 燃料氣的質量要求 1) 渦輪發(fā)動機對 燃料氣的一般技術要求： 天然氣作為燃料首先必須滿足各燃料用戶對其的質量要求，不同的供貨商以及同一個供貨商不同型號的渦輪發(fā)動機對燃料都有不同的要求，為了合理地確定燃料的使用量和技術要求，應與發(fā)動機廠商進行磋商，但作為初步的設計計算，可按一般的燃料要求進行設計： (1) 燃料氣低熱值（ LHV），在 8010kcal/Sm3 ~ 12470 kcal/Sm3之間， (2) 總的含固體量和液態(tài)烴量少于 20ppm， (3) 99%的固態(tài)顆粒直徑必須小于 10μ m，最大液態(tài)烴顆粒直徑不大于 52μ m， (4) H2S 濃度不能大于 1%（體積比）， (5) 燃料氣的含鈉量必須小于 1ppm， (6) 燃料氣不能含有任何游離水， (7) 燃料氣的露點應低于供氣溫度，還要考慮環(huán)境溫度。要求當溫度下降時，氣體中不會形成水合物或凝結出其它固體或半固體的的碳氫化合物。實際生產中燃料氣的供氣溫度高于烴露點溫度 5℃左右較多，具體的溫度差應與用戶進行討論。 (8) 燃料氣的供應溫度范圍應在 0℃ ~ 71℃ ， (9) 所需的供氣壓力可根據(jù)燃料氣熱值來確定。 2） 往復式發(fā)動機對燃料氣的一般技術要求： 每個往復式發(fā)動機的制造商對燃料氣的 要求都有所不同，發(fā)動機的壓縮比、設計特性及所使用的金屬都對燃料氣的質量有所制約，必須向制造商進行咨詢，以獲得準確的燃料用量和技術要求。但作為初步的設計計算，可按一般的燃料要求進行設計： (1) 燃料氣低熱值在 7120kcal/ Sm3 ~ 10690kcal/ Sm3， (2) 供給溫度 0 ~ 93℃ ， (3) 供氣壓力可根據(jù)需要來定， (4) 根據(jù)發(fā)動機壓縮比，燃料氣的辛烷值在 85 ~ 110 之間， (5) 燃料氣含 H2S 的量須小于 %（體積）， (6) 燃料氣必須進行凈化和過濾， (7) 總的液態(tài)烴（ C+5）含量少于 2%， (8) 氫含量須小于 12%， (9) 總的惰性氣體，如氮、二氧化碳的含量須小于 25%。 3） 明火加熱器對燃料氣的一般技術要求： 與發(fā)動機相比，明火加熱器對燃料氣的要求并不十分嚴格，許多制造商對明火加熱器所使用的燃料氣不做要求。 2. 燃料氣熱值和抗爆性的確定 天然氣的主要成分是烷烴中的輕組分，基本由甲烷 CH4（ 82%～ 98%） 、 乙烷 C2H6（ 6%）、丙烷 C3H8（ %）和丁烷 C4H10(約 1%)組成。油 田 伴生天然氣 與 氣田天然氣 相比， 甲烷含量差別相當大 ， 氣 田天然氣中的甲烷含量多在 90%以上，而油田的伴生天然氣中的甲烷含量則為70%～ 80%， 有的甲烷含量更低，并且含有較重的烴類，如丁烷、戊烷和已烷等。 1) 燃料氣的熱值確定 燃料氣的燃燒會施放出大量的燃燒熱，可直接轉化為熱能、動能或電能。所以，燃料氣熱值的高低將直接決定燃料氣用量的多少，熱值較高的燃料氣用量會相對減少，可減少相關設備的尺寸，這對空間和面積都較為緊張的海洋平臺尤為重要。 燃燒每標準立方米的燃料氣所釋放出來的能量就是燃料氣的熱值，但在確定燃料氣的用量時，一般都用低熱值來估算，這是由于排煙溫度較高 ，水的氣化潛熱這部分熱量未能利用上。根據(jù)天然氣的組成，將每個組份的摩爾百分數(shù)乘以該組份低熱值的總和，即可求得燃料氣的低熱值。 所謂低熱值（低發(fā)熱量），是指單位體積天然氣完全燃燒后，煙氣被冷卻到原來的天然氣溫度，但燃燒生成的水蒸氣不冷凝所釋放的熱量，有時稱凈熱值。天然氣的高、低熱值之差等于水的氣化潛熱。表 248 列出了燃氣組分在 0℃ ， 1atm 下的低熱值。 一般情況下，渦輪發(fā)動機要求燃料氣低熱值在 8010kcal/Sm3 ~ 12460 kcal/Sm3之間；往復式發(fā)動機要求燃料氣的低熱值在 7120kcal/Sm3 ~ 10680kcal/Sm3；明火加熱器與發(fā)動機相比對燃料要求不十分嚴格。 表 248 燃氣組分在 0℃ ， 1atm 下的低熱值 2) 燃料氣抗爆性的確定 燃料氣的抗爆性是衡量燃料氣點燃、燃燒快慢和抗爆性能的一種尺度，如果燃料氣抗爆性太低，它就不能迅速點燃和燃燒，發(fā)動機也就不能正常運轉。燃料氣抗爆性常用馬達法辛烷值表示，近年多采用甲烷值表示。 (1) 馬達法辛烷值（ MON） 燃料氣的抗爆性在過去常用 辛烷值 表示。馬達法辛烷值其實一直是汽油燃料的抗爆性 指標，即將汽油燃料中抗爆性較好的異辛烷視為 100，將抗爆性極弱的正庚烷視為 0。以甲烷為主要成分的天然氣具有很高的抗爆性，若以 辛烷值 來推定，甲烷和以甲烷為主的天然氣的辛烷值 都超過 120，因此，沿用汽油 辛烷值 試驗來標定天然氣 辛烷值 ，評價其抗爆性，對含甲烷高的天然氣就不太適宜；而且采用試驗法來確定天然氣 辛烷值 十分不便。目前發(fā)表的甲烷、乙烷等氣體燃料的即辛烷值也都是近似值。 往復式發(fā)動機有很高的壓縮比，通常需要燃料氣有較高的辛烷值，一般在 85 ~ 110 之間。表 2410 列出了燃料氣馬達法辛烷值的計算方法（來自美 國雪夫龍公司《海上油氣工程設計實用手冊》）。 表 2410 燃料氣馬達法辛烷值計算表 (2) 甲烷值 除了用馬達法辛烷值（ MON）來衡量天然氣的抗爆性外，近年來多用甲烷值（ MN）來衡量天然氣的抗爆性，特別是 MON 高于 120 的天然氣的抗爆性。 奧地利的李斯特內燃機及測試設備公司早于 60 年代 就提出了用 甲烷的抗爆能力為 100來衡量其它氣體燃料的抗爆性 ； 我國 石油工業(yè)標準化技術委員會自 2020年 10 月成立 后， 首次承擔了國際標準《天然氣 —— 甲烷值的計算方法》的起草工作。 甲烷值 [1]系以純甲烷作為抗爆性的基 準，定其甲烷值為 100，把氫氣作為抗爆性極弱的基準，定甲烷值為 0。表 2411 列出了幾種可燃組分的甲烷值。 表 2411 幾種可燃組分的甲烷值 組分 100%甲烷 100%乙烷 100%丙烷 100%丁烷 100%氫氣 甲烷值 100 44 32 8 0 GRI 利用試驗數(shù)據(jù)，建立了甲烷值與馬達法辛烷值關系式： MON = MN + (2452) MN = MON – (2453) 3. 流程設計 燃料氣處理流程應根據(jù)用戶的要求進行設計，使處理后的燃料氣滿足各個用戶的質量要求和標準，典型的燃料氣處理流程圖參見圖 2420。燃料氣處理流程的基本設計步驟如下： 1) 在燃料氣用戶表中列出用戶的類型、功率或熱負荷值，以求得燃料氣的需求總量， 2) 燃料氣的來源應首先考慮閃蒸汽，可以從單個或多個低壓分離器中獲得足夠的閃蒸氣。這主要是因為從低壓氣液兩相分離器中分出的 閃蒸汽， H2S 的含量比生產氣中的少。若閃蒸汽還需要冷卻、加熱或閃蒸氣量不夠時，也可以考慮使用脫水氣體或高壓濕氣。 3) 如果燃料氣中含有低量的 H2S，可采用小的吸收裝置，如使用氧化鐵或氧化鋅溶液作為吸收劑，在燃氣機前使用氧化鋅溶液已成為燃料氣脫硫的最普遍的方法，這是因為溶液的再生和替換比氧化鐵或海綿鐵中的固體顆粒容易的多。具體辦法可參考“氣體脫硫”部分的有關章節(jié)。但必須注意 CO2的存在將抑制氧化鋅吸收 H2S 的能力，同時也會抑制對硫醇的吸收能力。 4) 確定燃料氣的供氣壓力，計算燃料氣的最高露點溫度。在供 氣壓力下，通過燃料氣的組分可計算出燃料器的水露點；通過上游油氣分離器的溫度和壓力可確定其烴露點。即計算燃料氣的水露點和烴露點，取一個最高值作為燃料氣的最高露點溫度。 燃料氣的供氣壓力應根據(jù)用戶的要求來定，如果燃料氣的氣源壓力較低（比如低壓閃蒸氣），不能滿足用戶要求的最低供氣壓力，就需要對氣源氣進行增壓；如果燃料氣的氣源壓力較高，就需要進行節(jié)流降壓。 天然氣在節(jié)流過程中的降壓膨脹，會造成溫度下降；壓降越大，溫降就越大，很有可能生成水合物。所以，必須控制每次節(jié)流的壓降，以保證溫降后的溫度高于水化物的形成溫度；必 要時還可以考慮先加熱，再進行二次節(jié)流降壓到供氣壓力，即在進行二次節(jié)流降壓前，先對前一次節(jié)流降壓后的天然氣進行氣液分離，將分出的氣體加熱后再進行二次節(jié)流降壓，加熱的溫度應足夠高，確保不會在二次節(jié)流降壓后出現(xiàn)水合物。 5) 提高供氣溫度與露點之間的溫差。當燃料氣通過發(fā)動機汽化器或噴嘴時，壓力會減小溫度也隨之降低，就有可能出現(xiàn)液體凝結，對發(fā)動機造成損害。為了防止液體凝結，燃料氣的露點應低于供氣溫度（水露點和烴露點，取一個最高值）。在 實際生產中，燃料氣的供氣溫度多高于烴露點溫度 5℃左右，具體的溫度差應與用戶進行討 論 。 可采用以下幾種方法來提高供氣溫度與露點之間的溫差： (1) 改變供氣溫度。普通方法是燃料氣經過氣滌器分離后，對其進行加熱。這樣做雖不會降低露點（露點與燃料氣氣滌器的溫度相同），但能提高供氣溫度，這樣就提供了供氣溫度和露點所要求的溫差，參見圖 2420。 如果露點溫度與廠商提供的發(fā)動機所能承受的最高供氣溫度較為接近，此時即便是加熱燃料氣到最高供氣溫度也無法提供所需要的溫差，就需要在氣滌器前先對天然氣進行冷卻，然后在低溫下分離，從而降低了燃料氣的露點，最后再加熱到需要的供氣溫度，從而增加了供氣溫度與露點 之間必要的溫差。 (2) 脫水。經過三甘醇脫水后的干氣要遠遠低于要求的水露點，但必須注意對烴露點進行嚴格控制。圖 2421 就使用了部分脫水后的干氣。 (3) 使用高壓濕氣。采用焦耳 —— 湯姆遜效應對高壓濕氣進行冷卻，然后分離，最后再加熱到需要的供氣溫度。圖 2423 中來自一級分離器的天然氣就使用了這種流程。 圖 2424 是天然氣隨給定壓降下的溫降圖，可快速求得天然氣溫降的近似值。必須要對溫降后是否形成水合物進行判斷，可參見本指南第二篇第二章第四節(jié)的有關內容。 圖 2420 所示的是燃料氣處理系統(tǒng)的基本 流程：來自生產分離器的天然氣經過濾分離器分離和過濾后，經過加熱器加熱到發(fā)電機要求的供氣溫度，然后再提供給用戶。圖 2420 的流程中燃料氣的烴露點溫度為 34℃，為用戶提供的供氣溫度為 45℃，高于烴露點 11℃。 如果烴露點溫度與燃料氣用戶要求的供氣溫度相當，在圖 2420 所示的流程中就需要在過濾分離器前增加燃料氣冷卻器對天然氣先進行冷卻，然后分離和過濾，最后再加熱到用戶要求的供氣溫度，以確保供氣溫度高于烴露點。 過濾分離器去閉式排放燃料氣加熱器TC去透平發(fā)電機去熱介質爐來自生產分離器 圖 2420 燃料氣處理系統(tǒng) 基本流程示意圖 圖 2421 是平湖油氣田 DPP 平臺燃料氣系統(tǒng)流程圖：燃料氣的來源共有兩個，一個是來自低壓壓縮機的天然氣，另一個是三甘醇脫水后的干氣經過減壓閥降壓后的天然氣。該流程中，干氣作為燃料氣的來源之一是其主要特點，氣滌器在這的作用也主要是緩沖和過濾。 三甘醇脫水后干氣去閉式排放去高壓火炬來自低壓氣體壓縮機去主電站氣滌器 圖 2421 平湖油氣田 DPP 平臺燃料氣系統(tǒng)流程圖 圖 2422 所示的是文昌 131/132 油田 FPSO 燃料氣系統(tǒng)基本流程：來自一級分離器的天然氣先進入氣滌器進行分離和過濾， 然后經過壓縮機增壓到用戶要求的供氣壓力，再經過冷卻、分離和過濾，最后再加熱到用戶要求的供氣溫度，以確保供氣溫度高于烴露點。 圖 2422 的流程中燃料氣的烴露點溫度為 40℃