4.3 天然气的开采和运输
4.3.1 天然气的开采
除了气田气之外，天然气勘探方式与石油勘探相似，寻找油藏与油层试钻的技术基本上可用于勘探天然气，对天然气勘探评价的内容与方法也基本与石油相同。
把天然气从地层采出的全部工艺过程简称采气工艺。它与自喷采油法基本相似，都是在探明的油气田上钻井，并诱导气流，使气体靠自身能量（源于地层压力）由井内自喷至井口。天然气密度极小，在沿着井筒上升的过程中能量主要消耗在摩擦上，摩擦力与气体流速的平方成比例，因此管径越大，摩擦力越小。在开采不含水、不出砂。没有腐蚀性流体的天然气时，气井上有时甚至可以用套管生产，但在一般情况下仍需下入油管。
天然气被发现后，由于生产井场都处于偏远地区，又缺乏长距离输送管道，天然气很难进入城市。直到1925年以后，有了大直径钢管，创建了长距离输气管线和大型的地上、地下储存设施，天然气工业才得到充分发展。随着现代科学和工程技术的发展以及世界各国对天然气需求量的增加，天然气管道开始向大口径、高压力、长距离和向海洋延伸的跨国管网系统发展。
天然气密度小，具有较大的压缩性和扩散性，采出后只需简单处理就可经管道输出作为燃料，也可经压缩后灌入容器或制成液化天然气使用。有时只进行化学处理，清除硫化氢和二氧化碳后，就可送入输气管道，作为燃料或石油化工及化肥原料。开采天然气的气井存在压力差，利用这种压力差可以在不影响天然气开采和使用的情况下发电。
4.3.2 天然气的加工
天然气的加工是将开采出来的天然气经过脱水、脱硫、脱酸和凝液回收等工序，将天然气中所含的有害组分除去。
（1）天然气的脱水
所有的天然气都在某种程度上含有水蒸气，如果不将这些水分除去，将会造成：①天然气中的水蒸气在管线中凝析，造成冻堵，影响平稳供气；②当天然气中含有CO2和H2S时，这些物质溶解在液态水中，使之具有腐蚀性，侵蚀管路和设备；③水和天然气在低温下能形成天然气水合物，会造成管道堵塞。
天然气脱水在工艺上主要有：冷却法、液体脱水剂法、固体脱水剂法及氯化钙法。
（2）天然气的脱硫和脱酸
采出的天然气中一般含有H2S、CO2、COS等酸性气体，还含有其他有机硫化物。所以天然气加工除了脱除硫化氢和二氧化碳外，还需同时脱除有机硫化物。
H2S是毒性最大的一种酸性气体，有一种类似臭鸡蛋的气味，具有致命的毒性。很低的含量都会对人体的眼、鼻和喉部有刺激性。另外，H2S对金属具有一定的腐蚀性。
CO2也是酸性气体，在天然气液化装置中，CO2易成为固相析出，堵塞管道。
脱硫方法目前一般分为湿法和干法两种。湿法包括采用溶液或溶剂作脱硫剂的化学吸收法、物理吸收法、联合吸收法及直接转化法。干法是指采用固体床脱硫的海绵铁法、分子筛法等。
（3）天然气凝液回收
天然气中除了甲烷外，还含有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及更重的烃类，有时还可能含有少量非烃类，需要将这些宝贵原料予以分离与回收。从天然气中回收凝液的过程称为天然气凝液回收，回收方法基本上可分为吸附法、油吸收法和冷凝分离法三种。
4.3.3 天然气的运输
目前天然气实际应用或具有应用前景的储运方式有：通过管道高压输送天然气；利用低温技术将天然气液化（LNG），以液体的形式进行储存、运输；利用多孔介质的吸附作用储存天然气；利用气体水合物高储量的特点储存天然气等。
（1）管道储运方式
用管道将气田天然气输送到城市用户，是人们大规模使用天然气的最初选择。1952年美国铺设第一条天然气长输管道，管道全长达到347km。它的建成使天然气第一次作为大宗商品推向市场，开创了人类利用天然气的新时代。之后随着天然气管道的不断建设，天然气的利用规模和应用领域不断扩大，人们对天然气的认识也逐步提高。
据最新统计，世界在建和计划建造的油气管道有96×104km以上，其中绝大多数管道工程都用来输送天然气。随着天然气消费的增长，未来10年内，天然气管道总长还将快速增加。从南美洲的玻利维亚到巴西的输气管道的第一期工程已经开工，这是目前世界上在建的和设计中的输气管道中长度最长的一条管道，总长3165km，工程费用预计20亿美元。目前约有占世界总量75%的天然气采用管道方式输送。
我国在1961年建设了巴县石油沟至重庆化工厂的第一条长距离天然气管道。截至2004年底我国输气管道总长达到21861km，主要分布在四川盆地、东北地区和华北地区。未来几年内，西起新疆、东到上海，连接准噶尔、塔里木、吐哈、青海、鄂尔多斯和四川的几大天然气产地，以及连接兰州、西安、郑州、武汉、南京、上海等中心城市，与陕京管道联网，连通京、津等城市的基干管网即将形成，以这一基干管网为骨架，逐步拓展延伸，从而形成全国天然气集输网络。
（2）LNG储运方式
管道输送方式应用虽然广泛，但在某些情况下，如由于海洋、高山等阻隔，导致无论从技术还是从经济方面考虑都不适合铺设输气管道，液化天然气输送技术解决了这个问题。液化天然气（liquefied natural gas），简称LNG，是将天然气低温冷却液化后得到的产品。LNG液化后的体积远比气体小，在运输方面具有极大的优势。
（3）NGH储存方式
天然气水合物（NGH）储存技术是近几年国外研究发展的一项新技术，由于NGH蕴藏量丰富，应用前景广阔，近十多年来，世界上许多国家都加强了对天然气水合物的研究。
NGH的储存较压缩天然气、液化天然气压力低，增加了系统的安全性和可靠性。但目前对NGH的勘探开发和储运技术的研究都处于实验阶段。
（4）几种储运方式的对比
管道输送技术成熟，但受气源、距离及投资等条件的限制，且越洋运输不易实现，输送压力高，运行、维护费用较大。
LNG输送方式在大规模、长距离、跨海船运方面应用广泛，其储存密度高、压力低，系统的安全性和可靠性比较高，但建设初期成本巨大，而且由于要采用低温液化，因而运营费用较高。
天然气水合物储存密度高，费用低，具有巨大的应用市场和发展潜力，但储运技术目前还不成熟，处于研究发展阶段。
4.3.4 天然气液化和储运
天然气被冷却至约-162℃变成液态，将使其体积减少约至原来的1/600，这样便于储存和运输。LNG技术主要分两部分：液化与储运。
天然气的液化一般包括天然气净化和天然气液化两步。
（1）天然气净化
天然气的净化是经过预处理，将天然气中不利于液化的组分除去，这些组分包括水、酸性物质、较重的烃类和汞等。这些处理过程与天然气加工的过程是类似的，但必须深度脱除H2O、CO2、H2S等杂质，并逐级冷凝分离出丙烷以上的烃类，以防止低温下形成固体堵塞管线和设备。同时微量汞对后续设备有腐蚀作用，也应加以脱除。
（2）天然气液化
天然气的液化过程实质就是通过换热不断从天然气中取走热量最后达到液化的过程。
天然气液化工艺主要采用复迭式循环（串联式液化循环）、混合制冷剂循环（MRC）、膨胀机循环三种液化流程。
①复迭式循环 复迭式循环始于20世纪60年代。天然气经过丙烷、乙烯或乙烷和甲烷制冷循环逐级冷却、液化、过冷。经典的复迭式循环一般由丙烷、乙烯和甲烷三个梯级制冷阶（蒸发温度分别为-38℃、-85℃、-160℃）的制冷循环串接而成。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量；第二级乙烯制冷为天然气和甲烷提供冷量；第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量。通过九个换热器的冷却，天然气的温度逐步降低直到液化。图4-4给出了复迭式循环液化过程。
图4-4 复迭式循环液化过程
丙烷经压缩后为1.3MPa，经节流后压力降到0.14MPa，然后丙烷流过三个换热器，依次冷却乙烯、甲烷和天然气。乙烯经压缩后为2.1MPa，经丙烷预冷和节流后压力降到0.14MPa，然后流过两个换热器，依次冷却甲烷和天然气。甲烷经压缩后为3.3MPa，经丙烷、乙烯预冷和节流后压力降到0.14MPa，然后流进换热器冷却天然气。经过这四个步骤后，最后将LNG增压至3.8MPa，温度最终降至-161℃。
复迭式循环各级制冷剂回路分开控制，各级制冷回路均有自己的压缩机和制冷剂储罐。复迭式循环的优点为：能耗低，技术成熟，操作稳定；制冷剂为纯物质，无配比问题。
但复迭式循环液化工艺的缺点也很明显：机组多，附属设备多；流程比较复杂，管道和控制系统比较复杂，维护不便。
②混合制冷剂循环 混合制冷剂循环（MRC）始于20世纪70年代，采用氮气和烃（通常为C1～C5）的混合物制冷剂。一般混合制冷剂中各组分的摩尔比是：CH4 0.2～0.32，C2H6 0.34～0.44，C3H8 0.12～0.20，C4H10 0.08～0.15，C5H12 0.03～0.08及N2 0～0.03。混合制冷剂的平均分子量随着天然气的平均分子量的增加而变化，一般在24～28之间。冷剂中氮的含量则由天然气液化所需的过冷度决定，并随天然气中氮含量的增大而变化。图4-5描述了混合制冷剂循环的工艺过程。
图4-5 混合制冷剂循环工艺过程
在MRC循环中，天然气首先经过丙烷预冷器，然后流经各换热器逐步被冷却，最后经节流阀4降压，从而使液化天然气在常压下储存。混合制冷剂经两级压缩机压缩至高压，先用水冷却，带走一部分热量，然后通过丙烷预冷器预冷，再经各多股流换热器为天然气提供冷量。在预冷循环中，丙烷通过三个温度级的换热器为天然气和混合制冷剂提供冷量。丙烷经压缩机压缩至高温高压，经冷却后流经节流阀降温降压，再经分离器产生气液两相，气相返回压缩机，液相分成两部分，一部分为天然气和制冷剂提供冷量，另一部分为后续流程提供制冷剂。
MRC循环的优点一个是机组设备少，流程简单，这样管理方便，同时投资比较省；另一个是混合制冷剂的组分大都可以直接从天然气中提取和补充。但该工艺能耗较高，相对于复迭式循环要高10%～20%，同时对混合制冷剂的合理配比存在一定的困难。
③膨胀机循环液化 膨胀机循环液化是将高压天然气通过膨胀机膨胀，对外输出做功，同时使气体自身冷却和液化。膨胀机循环根据制冷剂的不同，可分为氮气膨胀机循环和天然气膨胀机循环。膨胀机循环液化在流程上最为简单，与复迭式循环和MRC循环相比较，膨胀机循环启动、停车更为简单，适用于频繁开关的调峰型液化站。膨胀机循环制冷剂总是以气态存在，换热器操作温度范围大，工艺稳定，对进气组成与温度条件有较好的操作弹性。
（3）液化天然气的储存和运输
液化后的天然气要储存在液化站内的储罐或储槽内。由于天然气是易燃易爆的物质，LNG的储存温度很低，对其储存设备和运输工具提出了很高的安全要求。目前一般用来储存和运输的有三种方法：液化天然气储罐（槽）、液化天然气运输船、液化天然气槽车。
①液化天然气储罐（槽） 液化天然气储罐内罐和外壳均用金属材料。一般是采用耐低温的不锈钢或铝合金。对于大型的储罐外壳则采用预应力混凝土。
液化天然气储罐的结构一般有立式液化天然气储罐、球形液化天然气储罐、典型的全封闭围护系统液化天然气储罐。
为了更好地观察了解液化天然气储罐内的情况，利用探测器浸入到低温的液化天然气储罐内，将储罐内及周围的图像清晰地摄录并显示在屏幕上。这样就能很方便地监控储罐的运行了。
②液化天然气运输船 随着天然气贸易的快速增长，液化天然气船运业务开始蓬勃发展。现在国际贸易中LNG大多采用运输船来完成。
液化天然气船体一般为双层结构，船外壳与液化天然气罐之间具有储水空间，在发生搁浅或相撞事故时可减轻储罐破裂的危险，液化天然气运输船的储存系统要求在常压下温度保持在-163℃。这样靠储罐自身的隔热性能及甲烷气化使液化天然气保持在低温液态。
根据储存天然气的内壳结构不同分为隔膜式和自立式两种：隔膜式的船内壳结构为整体储存容器，罐壁的第一层为不锈钢板，第二层为可承载隔热层的特殊钢材。储罐载荷直接作用在船壳体上，各个储罐都是在船上现场制作的；自立式储存容器自成一体，储罐外表面是非承载隔热层。自立式储罐一般在专业厂整体式分体预制，然后在船上安装或组装，如图4-6和图4-7所示。
图4-6 隔膜式LNG运输船
图4-7 自立式LNG运输船
③液化天然气槽车 由LNG接收站或液化装置储存的LNG，一般由LNG槽车载运到各地，供用户使用。
液化天然气槽车为了确保能安全地运输，必须采用合适的隔热方式。用于液化天然气槽车隔热的主要有三种方式：真空粉末隔热、真空纤维隔热、高真空的多层隔热。
选择哪一种隔热方式的原则是经济高效、隔热可靠、施工方便。真空粉末隔热具有真空度要求不高、工艺简单、隔热效果好的特点，其制造工艺也日趋成熟。高真空多层隔热近年来因其独特的优点，加上工艺逐渐成熟，为一些制造商所看好。
④液化天然气的运输 液化天然气运输船的管理和操作对其工作人员都有严格的要求，因为稍有不慎就会造成不可估量的损失。从事液化天然气的工作人员必须充分了解安全措施及事故处理步骤，认识到所运货物危险性和装卸程序。液化天然气的装卸港口和转运终端要有专门的安全保障措施。在许多液化天然气港口，只有白天才允许通航，而且配备较多的护航拖轮和引水船。在液化天然气运输船通过时要禁止其他船只进港。各港都制定并实施船只泊靠和起锚的规定，这些规定对风浪、海潮条件下船只的停泊作出了限制。
装运液化天然气的车辆技术状况应符合下列要求。
a.装运LNG的罐（槽）应适合所装货物的性能，具有足够的强度，并应根据需要配备泄压阀、防波板等设施，必须保证所装天然气不发生“跑、冒、滴、漏”；配备遮阳物、压力表、液位计、导除静电等相应的安全装置；罐（槽）外部的附件应有可靠的防护。
b.机动车辆排气管必须装有有效的隔热和熄灭火星的装置，电路系统应有切断总电源和隔离电火花的装置。
c.车辆左前方必须悬挂黄底黑字“危险品”字样的信号旗。
液化气体罐车运输时，托运人应派人押运。押运人应熟悉天然气的物理性质、化学性质，了解罐车的构造及附件性能以及发生故障的处理方法，经主管部门考试合格并取得铁路认可的押运证后方可担任押运工作。押运人应坚守岗位，全程押运，并就沿途温度（外温）、压力变化等作好记录。
充装液化气体时，还必须用轨道衡对空、重罐车分别检衡，确定罐内余液及实际充装量。严禁超装超载。