含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案

第一篇：含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案

含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案

2010-3-12 9:30:00 来源：上海朗瑞电子技术有限公司

1、概述

含硫天然气中含有硫化氢、有机硫（硫醇类）、二氧化碳、饱和水以及其它杂质，因此需将其中的有害成分脱除，以满足工厂生产和民用商品气的使用要求。各国的商品天然气标准不尽相同，主要是需满足管道输送要求的烃露点和水露点，同时对天然气中硫化氢、硫醇、二氧化碳的最高含量和低燃烧值有要求。原料天然气组成和商品天然气的要求不同，所选择的天然气净化工艺技术方案也是不同的，本文将结合哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的天然气的组成和需输往国际管道中的产品天然气的要求，提出含硫天然气脱硫天然气脱水工艺技术方案的选择方法。

2、原料天然气条件

哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的油田伴生天然气主要条件为：

1）处理量600×104m3/d（标准状态为0℃，101.325kPa，以下同）；

2）压力为0.7MPa，为满足管输压力和净化工艺需要，经增压站升压后进装置压力为

6.8MPa；

3）主要组成组分

组成（mol%）

C175.17C29.44C37.21C43.35C5+1.06CO20.71H2O0.51H2S36g/m3硫醇硫500mg/m33、商品天然气技术指标

该厂商品天然气将输往国际管道，需满足ОСТ51.40-93标准的要求，应达到的主要技术指标为：

1）出厂压力6.3MPa；

2）水露点≤-20℃；

3）烃露点≤-10℃；

4）硫化氢（H2S）≤7mg/m3；

5）硫醇硫（以硫计）≤16mg/m3；

6）低燃烧热值≥32.5MJ/m3。

4、工艺路线初步选择

根据原料天然气条件和商品天然气技术指标，工厂总工艺流程框图见图1。

油田伴生天然气经增压站增压后，至天然气脱硫脱水装置进行处理，需脱除天然气中绝大部分的H2S和RSH，以满足产品天然气中硫化氢和硫醇硫含量的技术指标；同时需脱除天然气中绝大部分的水，以满足产品天然气水露点的技术指标，同时为回收更多的液化气和轻油产品，脱水深度还需满足后续的轻烃回收装置所需的水露点≤-35℃的要求。而原料气中CO2的含量较低，为0.71%（mol），商品天然气的低燃烧热值≥32.5MJ/m3，可不考虑脱除。

经天然气脱硫脱水装置处理的干净化天然气经轻烃回收装置回收天然气中的轻烃（C3以上），生产液化气和轻油产品，并使商品天然气满足烃露点≤-10℃的技术指标。

脱硫装置脱除的酸性气体，主要由H2S、RSH、CO2、H2O等组成，输往硫磺回收装置回收硫磺，经硫磺成型设施生产硫磺产品，硫磺回收装置尾气经尾气处理装置处理后经燃烧后排放大气。

本文以下部分主要讨论脱硫脱水装置如何选择合理的工艺技术方案，以使脱硫脱水装置的产品气中硫化氢、硫醇含量合格，水露点能满足商品天然气和后续的轻烃回收装置的要求。

5、脱水工艺方案的初步选择

通常采用的脱水工艺方法有溶剂脱水法和固体干燥剂吸附法。溶剂吸收法具有设备投资和操作费用较低的优点，较适合大流量高压天然气的脱水，其中应用最广泛的为三甘醇溶液脱水方法，但其脱水深度有限，露点降一般不超过45℃。而固体干燥剂吸附法脱水后的干气，露点可低于-50℃。

由于本方案脱水装置产品天然气要求水露点≤-35℃，溶剂脱水法难以达到因此需采用固体干燥剂脱水工艺，如分子筛脱水工艺。

6、脱硫脱硫醇工艺方案的初步选择

本方案需处理的伴生天然气中H2S含量为36g/m3，硫醇含量为500mg/m3，而且天然气处理量达到600×104m3/d，规模较大，目前国内单套脱硫装置最大处理能力仅为400×104m3/d。

通常采用的脱硫脱硫醇的方法有液体脱硫法和固定床层脱硫法。

如果采用单一的固定床层脱硫法，如分子筛脱硫脱硫醇工艺，根据本方案需处理的天然气的流量和含硫量，按10天切换再生一次计算，10天内需脱除的硫化氢量为2.16×106kg，约需要DN3000的分子筛脱硫塔500座，这显然是不可行的。

目前国内较为成熟可行的液体脱硫工艺方法为醇胺法，因为含硫天然气中同时存在硫醇，所以可选择砜胺法来脱除硫化氢和硫醇。该工艺方法较为成熟，可把天然气中的硫化氢脱除至≤7mg/m3，同时对天然气中硫醇的平均脱除率为75%，则产品天然气中的硫醇硫含量为125mg/m3，尚不能达到硫醇硫≤16mg/m3的技术指标，此时可采用固定床层脱硫醇工艺，如分子筛脱硫醇工艺来脱除天然气中剩余的硫醇。

本方案还可以采用碱洗脱硫醇工艺来脱除天然气中的硫醇，为减少生产过程中碱的耗量和产生的废碱量，前面的醇胺法脱硫装置需采用一乙醇胺工艺，以脱除天然气中的大部分硫化氢和二氧化碳。

7、脱硫天然气脱水工艺方案的比选

由5和6所述，脱硫脱水工艺方案有以下两个较为可行的方案：

1）方案一：砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇

该方案工艺框图见图2，经增压站升压的含硫天然气进入砜胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和75%的硫醇，然后进入分子筛脱水脱硫醇装置脱除水分和剩余的硫醇，净化天然气经轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水脱硫醇装置的分子筛再生气需增压后再返回至砜胺法脱硫装置进行脱硫，是一个循环的流程。

2）方案二：一乙醇胺法脱硫+碱洗脱硫醇+分子筛脱水

该方案工艺框图见图3，经增压站增压的含硫天然气进入一乙醇胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和CO2，然后进入碱洗脱硫醇装置脱除几乎全部的的硫醇，脱除硫化物后的天然气进入分子筛脱水装置脱水，净化天然气输往轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水装置分子筛再生气需增压后返回脱水装置脱水，是一个循环的流程。

7.1方案一工艺特点

1）砜胺法脱硫装置，采用环丁砜和甲基二乙醇胺水溶液作脱硫剂，溶液的主要组成包括甲基二乙醇胺、环丁砜和水，其重量百分比为45:40:15，兼有化学吸收和物理吸收两种作用，而且还能部分地脱除有机硫化物（对硫醇的平均脱除率达到75%以上），溶液中甲基二乙醇胺对H2S的吸收有较好的选择性，减少对CO2的吸收，大大降低了溶液循环量，减小了再生系统的设备如再生塔、贫富液换热器、溶液过滤器、酸气空冷器等的规格尺寸，从而减少了投资，同时减少了再生所需的蒸汽量和溶液冷却所需的循环水量，节能效果更加显著。

2）分子筛脱水脱硫醇装置是利用分子筛的吸附特性，有选择性地脱除天然气中的水和硫醇。与传统的碱洗工艺不一样的是，分子筛工艺能有选择性地脱除硫化氢和硫醇，但不脱除CO2，这样可以使外输的天然气量比采用碱洗工艺时要增加2×104m3/d。

分子筛脱水和脱硫醇采用的分子筛是不同的，应用不同的两个分子筛床层，一般布置在同一座吸附塔内。

7.2方案二工艺特点

1）—乙醇胺法脱硫，为典型的化学吸收过程，此法只能脱除微量有机硫，对H2S和CO2几乎无选择性吸收，在吸收H2S的同时也吸收CO2，因此净化气中CO2含量很小，有利于后续的碱洗脱硫醇装置减少废碱的产生，降低碱耗量。但该方法溶液的酸气负荷较砜胺法低，因此所需的溶液循环量较大，溶液再生系统设备规格尺寸也较大，装置能耗也较高。

2）碱洗脱硫是一种比较传统的天然气脱硫工艺，MEROX法是目前运用较为广泛的碱洗脱硫技术，目前该技术多采用纤维膜技术来强化传质和分离过程。

碱液为NaOH水溶液，其和H2S、CO2以及硫醇（RSH）分别发生化学反应。其中NaOH和H2S、CO2反应生成的Na2S、Na2CO3溶解在碱液中不能再生，增加了碱液的耗量。而NaOH和RSH反应生成的硫醇钠（RSNa）可在催化剂的作用下和氧气、水反应转化为二硫化物和NaOH，完成碱液的再生，碱液只有很小部分的损耗。因此必须在前面的脱硫装置将天然气中H2S和CO2的含量脱除至最低，以减轻碱洗装置的负荷，为此在本方案中脱硫装置采用—乙醇胺法脱硫。

另外，碱洗装置会有大量的废碱液（约250m3/a）需要处理，拟输送至工厂附近的废碱处理装置进行处理，否则工厂需增设废碱液处理装置。

3）分子筛脱水装置主要是应用分子筛床层脱水，和脱水脱硫醇装置相比，吸附塔减少了分子筛脱硫醇床层。

8、结论

脱硫天然气脱水工艺方案是油气处理厂总工艺流程的核心部分，需根据原料天然气组成和商品天然气的技术指标要求，通过工艺方法特点、总工艺流程以及工程量、投资、能耗等技术经济指标进行对比确定。方案一和方案二相比，总工艺流程较为简单，工程量较小，一次投资较省，主要消耗指标及年操作费用较低，而且不产生废碱液，有利于环保，所以本工艺技术方案采用方案一工艺路线，即砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇。

第二篇：干法脱硫工艺技术分析

干法脱硫工艺技术分析

摘 要：火电厂排放的二氧化硫形成的酸雨已严重危害人类的生存环境，国家强制要求火电厂必须安装烟气脱硫装置。但是，受技术和经济等条件的限制，必须发展脱硫率高、系统可利用率高、流程简化、系统电耗低、投资和运行费用低的脱硫技术和工艺。在这种形势下，干法脱硫工艺应运而生。为此，结合国内外目前比较成熟、大型商业化运行的几种干法、半干法脱硫工艺，分析了干法、半干法脱硫工艺在大型化发展、控制调节、预除尘器和脱硫除尘器设置的技术要点，最后指出干法脱硫工艺具有广阔的应用前景。

关键词：烟气脱硫；干法脱硫工艺;技术要点；前景

1烟气脱硫技术的发展和现状

世界上烟气脱硫技术的发展经历了以下3个阶段：

a)20世纪70年代，以石灰石湿法为代表第一代烟气脱硫。

b)20世纪80年代，以干法、半干法为代表的第二代烟气脱硫。主要有喷雾干燥法、炉内喷钙加炉后增湿活化（LIFAC）、烟气循环流化床（CFB）、循环半干法脱硫工艺（NID）等。这些脱硫技术基本上都采用钙基吸收剂，如石灰或消石灰等。随着对工艺的不断改良和发展，设备可靠性提高，系统可用率达到97%，脱硫率一般为70%～95%，适合燃用中低硫煤的中小型锅炉

c)20世纪90年代，以湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展的第三代烟气脱硫。

由于技术和经济上的原因，一些烟气脱硫工艺已被淘汰，而主流工艺，如石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、炉内喷钙加炉后增湿活化、喷雾干燥法、气体悬浮吸收脱硫工艺（GSA）以及改进后的NID却得到了进一步的发展，并趋于成熟。这些烟气脱硫工艺的优点是：脱硫率高(可达95%以上)；系统可利用率高；工艺流程简化；系统电耗低；投资和运行费用低。从20世纪90年代开始，中国先后从国外引进了各种类型的脱硫技术，建成了6个示范工程项目，涉及湿法、半干法和干法烟气脱硫技术，见表1。

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本文根据几种干法、半干法脱硫工艺的基本原理，对干法工艺的几个重要方面进行分析。

2脱硫塔大型化的要点

2.1尽量使用单塔脱硫

随着机组容量的增大，脱硫塔的直径也随着增大。在能使用单塔的情况下，尽量不要使用双塔和多塔，因为单一吸收塔技术提高了系统的可靠性和脱硫率，而且初期投资费可降低30%～50%。脱硫副产品回收利用的研究开发，也拓宽了其商业应用的途径。

2.2脱硫塔大型化的主要问题

脱硫塔大型化最主要的问题是要保证塔内流场中温度的均匀性和调节的灵敏性。

a)塔内流场中温度均匀性的要求

在塔的高度方向的各个断面上，各点的温度趋于一致，不能有高、低温差异太大的情况出现。因为高温处的SO2吸收反应效果较差，高温时吸收剂的活性较小，反应温度与烟气露点温度的差值较大（AST），反应率就低；而低温处，尤其出现低于露点温度，即AST＜0时，容易出现局部的结露、粘连和筒壁腐蚀，这就是为什么有些脱硫工艺需要在反应塔内加装内衬的原因，其实，这种情况的危害性较大，反应塔可以通过内衬防腐，但烟气下游的设备和烟气管道却难以防腐，且花费较大。

b)脱硫塔调节的灵敏性要求

随着负荷、工况的变化，各参数的负荷应变时间短，较少滞后，使脱硫效率随着工况的变化而变化，从而保证各种工况下脱硫率稳定。 2.3循环流化床烟气脱硫塔

为保证脱硫反应塔温度的均匀性和调节灵敏性，要求塔内有良好的传质特性。物料的传质往往比传热更重要，而且能更快达到更好的效果，单纯的传热速度较慢，而且热力场有热力梯度，很难使各点的温度在短时间内很均匀，利用循环流化床的原理而设计的脱硫塔，在这一方面比较能够达到这一要求，它使反应塔内的传热传质非常强烈。 2.3.1循环流化床脱硫塔的特点

根据循环流化床原理而设计制造的脱硫反应塔，其烟气进入反应塔底部时，塔内文丘里的加速，将喷入塔内的吸收剂和循环回流的物料吹起，形成沸腾床体，气体和物料无论处于流化床的过渡段还是稳定段，都处于强烈的紊流状态，物料之间的碰撞、摩擦、反应、传热等物理化学过程非常强烈，任何工况变化所引起的波动都会在这个强烈的传热传质状态下迅速达到新的平衡。这样，布置在塔顶的温度测点产生假信号或几个测点的温度信号不一致而使控制系统无法及时进行各种物料的调节的可能性大为减少，同时也使脱硫设备出现低温、结露、腐蚀的概率大为减少。

2.3.2回流式循环流化床烟气脱硫塔的特点

尤其是德国WULFF公司的回流式烟气循环流化床（RCFB），其独特的流场和塔顶结构设计，在RCFB吸收塔中，烟气和吸收剂颗粒的向上运动中会有一部分因回流（Reflux）而从塔顶向下返回塔中。这股向下的回流固体与烟气的方向相反，而且，它是一股很强的内部湍流，从而增强了烟气与吸收剂的接触时间。实际上可以认为这是一种与外部再循环相似的内部再循环。在内部再循环的作用下，RCFB工艺的脱硫效率得到了优化。也许很多脱硫工艺都很难避免腐蚀情况的出现，但这种概率和趋向则可以把握。 2.4脱硫塔内烟气湿度的控制

温度的控制，实质上是对烟气湿度的控制。脱硫工艺中，烟气的湿度对脱硫效率的影响很大。例如炉内喷钙尾部增湿工艺，其炉内喷钙脱硫效率为25%～35%，尾部增湿效率为40%～50%，总效率为75%左右，这说明了烟气湿度对脱硫效率的影响。在相对湿度为40%～50%时，消石灰活性增强，能够非常有效地吸收SO2，烟气的相对湿度是利用向炉内给烟气喷水的方法来提高。半干法烟气脱硫工艺中，水和石灰以浆液的状态注入烟气，浆液中固态物的质量分数为35%～50%，而干法脱硫工艺，如RCFB和NID，加入的水量相同，但水分布在粉料微粒的表面，用于蒸发的表面积很大。烟气湿度的提高，可以使烟气脱硫操作温度接近或高于露点温度10～20 ℃(实践中，这一温度范围为65～75 ℃)，激活消石灰吸收SO2。SO2是烟气中反应较慢的成分，保持床温接近露点温度（即较高的相对湿度），可以保持微粒表面的湿膜有较长的停留时间，促进SO2和Ca2化学成分之间的反应，使吸收的程度和石灰的利用率达到最佳。SO3和卤化酸类（HCl、HF等）的酸性比SO2强，所以SO3，HCL，HF成分在装置中的去除率达99%，因其活性强，几乎能全部与SO2同时被吸收，适量的卤化酸类因钙的吸湿性、因雾滴在湿润环境中的干燥时间较长，有助脱除SO2，这也是采用接近露点温度的另一好处。

3干法脱硫工艺的运行调节

干法脱硫工艺的系统控制和调节主要取以下3个信号，用以前馈或反馈到各个调节回路，相互配合，达到脱硫的最佳工况条件，保证脱硫的效果。3.1控制好脱硫塔内的温度及高度重视塔内的加水方式

a)监测脱硫塔内的温度，以此来调节喷水系统的开度和喷水量的大小，保持适当的AST值，使床温在各种负荷和工况条件下，烟气的酸露点温度始终保持在较高处，这样，吸收剂的活性最佳，能够较好地捕捉SO2，并发生化学反应，提高脱硫率。

在大型化商业运行的脱硫塔中，温度的控制是比较困难的，它是制约脱硫装置大型化发展的主要因素之一。当脱硫塔直径越来越大时，要各个大面积截面上的温度保持均匀性，需采取大量的有效措施，目前，干法、半干法脱硫装置还没有在较大容量机组上使用的业绩，与此有很大关系。较为成熟的脱硫技术，如旋转喷雾法，GSA法，其单塔容量一般都在100 MW机组以下，单塔直径4 500 mm以下，而NID法则做得更小一些。各国公司都在围绕干法、半干法脱硫装置大型化发展进行开发和研究，德国WULFF公司利用流化床和带内回流的循环流化床技术（RCFB），在解决传热传质这一问题上，取得了一定的成绩，效果明显。目前，RCFB单塔用于奥地利1台300 MW机组烟气脱硫并获得成功。

b)给脱硫塔内加水的方式颇为讲究。在旋转喷雾，GSA半干法中，由于吸收剂以浆液形式喷入时带有水，运行时又需加调节，造成由温度信号而引起的水路调节变得复杂化，因为在喷浆工艺中，所加入的水与吸收剂的量有比例关系，使喷水调节受其它因素影响。NID法的水完全与吸收剂、再循环料一道加入反应塔（视垂直烟道为反应塔）。RCFB法吸收剂直接以干粉形态喷入，水路另外单独喷入，就喷水调温而言，RCFB法显然要更方便一些。 3.2监测SO2排放量

监测SO2排放量信号，用于调节脱硫剂的加入量。当SO2排放量较大时，就应加入更多的吸收剂去吸收更多的SO2；当SO2的排放量较小时，就应减少吸收剂的使用，使系统运行经济合理，降低成本。3.3监测吸收塔的压降

监测吸收塔的压降，用于调节再循环量的大小，使脱硫渣的循环量和循环次数控制在设计范围之内，这样既可控制下游脱硫除尘器的入口灰尘的质量浓度和烟囱烟尘质量浓度的排放，又可提高吸收剂的利用率，降低碱酸比。

控制这三个监测量及其相关的信号去调节各运行回路，使脱硫系统的运行达到最优化，这是干法、半干法脱硫工艺控制系统的基本要求。就控制的灵敏性、可靠性而言，如果三个控制回路能完全独立，各行其是，互不影响则最理想，而RCFB技术的控制原理最能符合这一要求，由于其吸收剂、水和脱硫渣的再循环是独立加入到脱硫塔的，这样就避免了其它工艺三者的互相牵连，避免了增加脱硫剂时附加了水而使温度下降或加水降温时附加了脱硫剂，从而增加再循环量而增大碱酸比的情况。当然，以上三个参数总是相互影响、协同调节的，但三路系统的参数分别调节，会更方便灵活一些。

4预除尘器设置的探讨

对于是否使用预除尘器，很多文献或资料并没有详细说明。据国外一些资料指出，一般干法或半干法都设有预除尘器，但国内很多电厂没有设预除尘器。不设预除尘器，笔者认为起码会影响以下2方面。 4.1不利于燃料灰和脱硫灰的再循环

根据计算，锅炉燃煤产生的燃料灰的量比较多，而用于脱硫产生的脱硫灰的量比较少，通常前者是后者的三倍左右。以200 MW机组为例，耗煤量约95 t/h，产生的燃料灰约22 t（灰分的质量分数以25%计），而脱硫灰量（硫的质量分数以0.85%计）约7 t；以300 MW机组为例，耗煤量约140 t/h，产生的燃料灰约32 t，而脱硫灰量约11 t。这就是说，如果没有预除尘器，当脱硫灰和燃料灰混在一起再循环时，将有75%的再循环物是燃料灰，而这些大量的燃烧灰对提高脱硫率和降低碱酸比值并没有帮助，还会减少吸收剂、脱硫灰与SO2的接触，消耗动力，增大反应塔容量；由于再循环量变大，还会提高烟气喷射的初始速度以达到同样的流化状态，这一初始速度的提高，还会带来以下2个问题：

a)减小烟气在塔内的停留时间，使气体很快通过吸收塔，降低了塔内的反应率，将部分脱硫反应留在了下游设备中。

b)一般燃料灰比脱硫灰要粗一些，燃料灰的平均粒径大致为15μm±5μm，脱硫灰的平均粒径大致为10μm±5μm；燃料灰的体积质量一般为700～1 000 kg/m3，而脱硫灰的体积质量一般为500～1 000 kg/m3，烟气流速的加大，将大量的细微粒带出了反应塔，不利于吸收剂的有效利用，影响了碱酸比。 4.2影响脱硫塔下游的脱硫除尘器

是否设置预除尘器，对脱硫塔下游的脱硫除尘器会产生较大的影响。如果没有预除尘，大量燃煤灰混在脱硫灰中一起循环，使得循环量变大，脱硫除尘器的入口质量浓度也随之增大，在除尘器排放指标一定的情况下，脱硫除尘器的入口质量浓度是有限度的，太高的入口粉尘质量浓度也会使除尘器的造价上升，这样势必减少循环次数，降低吸收剂利用率，使碱酸比值变大。如果有预除尘器，这一情况将得到改善。这就可以解释GSA，NID脱硫工艺，在没有预除尘器时，循环次数只有30～50次；而CFB，RCFB脱硫工艺，由于设置了预除尘器，循环次数就可以达到100～150次。

5脱硫除尘器的设置

干法、半干法脱硫用的除尘器有别于火力发电厂的常规除尘器，大型火力发电厂一般1台炉配2台除尘器，而脱硫装置如果是配单塔脱硫，则通常只配一台除尘器。除了设备数量的不同使得脱硫除尘器变大外，其差别还主要在于除尘器入口质量浓度的不同。火力发电厂所配除尘器的入口质量浓度通常在35 g/m3左

3右（标准状态），若烟尘排放标准以200 mg/m计（标准状态），则效率通常为99.4%左右，而脱硫除尘器的入口质量浓度由于脱硫渣的多次再循环而变得很大，3通常达到0.6～1 kg/m（标准状态）。要达到相同的排放质量浓度，除尘效率通常要求达到99.97%以上。如使用RCFB技术的广州恒运集团公司的以大代小1×210 MW机组的烟气脱硫系统，脱硫除尘器的入口质量浓度为800 g/m3（标准状态），除尘效率要求达99.975%；使用NID技术的浙江巨化股份有限公司的230 t/h烟

3气脱硫用除尘器的入口质量浓度为1 kg/m（标准状态），除尘效率要求达99.98%。凡利用循环技术进行干法、半干法脱硫的工艺，其脱硫除尘器的入口质量浓度都很高。如GSA，NID等工艺，由于循环量较大，一般循环次数为30～40次时，脱

3硫除尘器的入口质量浓度便达到了1 kg/m（标准状态）。如采用预除尘器，由于再循环量减少了大约70%，其循环次数在100～150次左右时，脱硫除尘器的3入口质量浓度可达到600～800 g/m（标准状态），如RCFB工艺。对于高粉尘质量浓度的除尘器，国外有用布袋式的，也有用静电式的。由于布袋除尘价格较高，检修强度较大，更换频率快，且系统压降较大，厂用电高，我国趋向于使用静电除尘器。静电除尘器处理高质量浓度粉尘在结构上有其特殊的地方，各种工艺所采取的办法也不尽相同，如GSA工艺，在烟气进静电除尘器之前，先通过旋风分离器进行机械预除尘；NID脱硫工艺，在静电除尘器上加一段机械预除尘和小灰斗；lurgi公司采用上进气方式，通过烟气回转折流预除尘；德国WULFF公司在进口及第一电场采取预除尘措施的同时，又在振打清灰，改善放电极线形式，加大放电强度，提高放电电流强度，防止二次飞扬等方面做工作，并取得了较好的效果，获得了很高的除尘效率。尽管脱硫除尘器的入口质量浓度很高，但由于脱硫灰分的组成主要是钙的化合物，不会有燃煤灰中的Al2O3和游离SiO2等难以捕捉的物质，且脱硫灰的粉尘较细、比电阻较小，含湿量相对高一些、温度较低等因素，还是对除尘有利。但是，脱硫除尘器是干法、半干法脱硫工艺一个非常主要的设备。因为不仅有部分脱硫反应在除尘器中完成，而且除尘器还与脱硫塔的再循环联系在一起。严格意义上讲，脱硫除尘器是干法、半干法脱硫工艺的一个组成部分，与脱硫塔密不可分，实际上，国外所讲的干法脱硫工艺系统，就包括了脱硫除尘器。

6结论

由于干法脱硫工艺在占地、造价、操作、调节、维护、副产品无二次污染等方面的优点，这种工艺越来越受到业主方的广泛青睐。现在各国都在积极研究干法脱硫技术，并使之逐步向设备大型化、系统简单化、控制自动化发展，所以国内干法、半干法应用的比例也在逐步提高。随着对干法脱硫工艺的深入认识、研究和改进以及对脱硫灰综合利用的开发，干法脱硫工艺将会有更加广阔的应用前景。

参考文献

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第三篇：干法脱硫工艺技术分析（xiexiebang推荐）

干法脱硫工艺技术分析

摘要：现代社会的发展，社会各界对于能源的需求十分巨大，天然气作为优质的清洁能源，其产业在良好的社会形势下，得到了快速稳定的发展。科学技术的提升，促进了其各项技术的发展，其中脱硫工艺技术语天然气生产过程中极为重要的技术之一，其对于天然气的质量有着决定性的作用。基于此，本文就干法脱硫工艺技术进行分析与研究。

关键词：干法；脱硫工艺；技术

一、碱法脱硫技术

碱法脱硫技术属于化学脱硫法的一种，是指使用酸碱度在9至11之间的强碱弱酸盐溶液作为吸收剂，将硫元素吸收，较为典型的即是碳酸盐法。如果是以碳酸钠作为溶液，在吸收塔内把原料气和碳酸钠溶液进行融合入，使之发生化学反应，其会生成碳酸氢钠（NaHCO3）及硫氢化钠（NaHS）。先将富液吸收大量的硫化氢，再采用真空碳酸盐法，利用蒸汽对其进行蒸馏，再次形成溶液，将该方法和克劳斯法有机结合，硫磺纯度可以达到99.6%左右，该过程中需要使用蒸汽及大量冷却水，能耗较大。热碳酸盐法是指在减少压力的情况下，利用蒸汽对其进行加热再生，使之透析出硫化氢气体，并生成碳酸钠（Na2CO3），如果原料中的氧气及二氧化碳较为丰富，即可以使用该方法。

二、物理吸收法

1.工艺概况

物理吸收法的吸收剂一般是使用较为特殊的有机复合物，其对于硫化氢等气体具有良好的溶解性，可以实现脱硫的目的。现代较为常用的物理吸收法有多乙二醇二甲醚法、低温甲醇法、N甲基吡咯烷酮法等，其中低温甲醇法的优势十分显著，运用的较为广泛。其又称为冷甲醇法，其基本原理是由于低温条件下，甲醇能够有效的吸收硫化氢等酸性气体，如果温度由20℃降低至零下40℃，二氧化碳在其中的溶解度会提升6倍左右；如果温度保持在零下40至零下50℃，硫化氢的溶解度则要超过二氧化碳，约为二氧化碳的6倍左右，可以利用该性质分别吸收硫化氢及二氧化碳。该工艺在脱硫的过程中不仅能够实现后期的净化目标，并能够分别将其中需要处理的各种成分一一进行回收处理，包括二氧化碳、硫化氢、羰基硫等，将二氧化碳进行回收后可以英语制作尿素；利用克劳斯法可以在硫化氢溶液中回收硫磺，充分利用资源。该方式对于天然气的净化效果十分限制，能够将硫含量降低至0.1μL/L以内，且反应的过程中不会出现气泡的现象，因此不会造成设备的腐蚀。但是由于甲醇具有一定的镀锌，应在设备中设置制冷装备，使得操作及维修工作存在一定的难度。

2.主要流程

首先需要把原料天然气中二氧化碳的含量控制到一定范围内，有计划的将硫化氢除去，并使用闪蒸再生塔系统脱去酸性组成成分，该工艺能够较为自主的选择脱去其中的有机硫，还可以改变天然气的烃露点，使之更加符合要求。

三、生物脱硫法

生物脱硫法是较为新型的天然气处理技术，主要是先利用某些微生物、细菌的特点，把硫化氢转变为单质硫，最后将其回收处理。现代使用的生物脱硫方法一般是在良好的环境中，使用有机微生物或酶，对硫成分形成催化反应，使得非水溶性硫化物转变为水溶性化合物，再脱去其中的硫成分。有学者运用Bio-SR工艺，将铁盐的吸收作用和氧化亚铁硫杆菌相结合，进行了硫化氢的脱除实验，实验效果较为良好，脱除效率高达98.4%。但是该项技术尚未成熟，在国内尚处于实验探索的过程中，如果将其应用于工业方面，其需要较长的时间进行初始化运行，微生物稳定也有难度，需要较高的技术。

四、烟气脱硫传统工艺

（一）湿法脱硫技术

烟气湿法脱硫技术是世界上广为应用的脱硫技术。到目前为止，可供选择的湿法脱硫技术较多，主要有石灰石/石灰—石膏法、氢氧化镁（氧化镁）法、氢氧化钠法、亚硫酸钠法、氨法、海水法等。其中，石灰石/石灰—石膏法因其工艺具有技术成熟、效率较高（﹥90%）、运行可靠、操作简单、烟气中的粉尘对脱硫过程影响小，以及原料来源丰富、成本低廉、运行可靠和钙利用率高（﹥90%）等优点，其装机容量占现有工业脱硫装置总容量的85%。但是，目前我国大型烟气脱硫装置一般采用国外低PH浆液空塔喷淋技术，运行过程液气比高、PH低，投资及维护成本高。除此之外还存在吸收剂消耗量大、生成物难处理、易产生二次污染等问题。除此之外，该方法易在设备内形成积垢，且存在堵塞、腐蚀与磨损的弊端。以500MW燃煤电厂为例，采用石灰石/石灰—石膏法每年消耗石灰6.1万t（或石灰石13.2万t），生成废渣43.8万t。即使是改良后的双碱法也由于Ｎa2SO4难以再生，需要不断向系统补充NaOH或Na2Co3，造成碱的消耗增多。

超重力脱硫技术是北京化工大学开发的一种湿法脱硫新工艺，于2010年在巨化硫酸厂实现工业化应用，形成了20万t/a硫酸工业尾气SO2深度脱除与资源化利用成套产业化装置和工艺。超重力技术利用强化宏观传质和微观混合过程的方法，减少设备内物料的停留时间，大幅缩小设备的尺寸与质量，生产强度得到提高、易于操作，开停车、维护与检修方便。超重力脱硫在巨化硫酸厂的运行结果表明：其脱硫效率高达98%以上，尾气排放的SO2浓度低于200mg/m3，是一种值得推广的湿法烟气脱硫技术，应用前景广阔。

（二）干法脱硫技术

干法脱硫工艺是在完全干燥、没有液相参与的状态下，通过应用一定的技术手段将烟气中的SO2分解或固定下来，以减少SO2的排放。

传统的干法烟气脱硫技术是将固体状态的石灰粉料直接喷射到炉膛或反应塔内，通过化学反应，吸收固定烟气中的SO2。干法烟气脱硫反应物和反应产物均为固态干粉，不存在腐蚀、结垢及废水处理等问题。传统的干法脱硫流程还具备设备简单、投资小、占地少、施工周期短、反应过程烟气温降小和有利于烟囱排气扩散等优点。但是由于反应发生在气固界面，受到扩散环节限制，其脱硫效率较低（一般仅有30%~60%）

（三）半干法脱硫技术

在湿法和干法脱硫技术基础上，结合湿法脱硫工艺反应充分、效率高，干法脱硫工艺投资少，无需废水处理的优势，开发出了半干法脱硫技术。它是除了湿法脱硫工艺之外，应用最广的脱硫技术，占市场份额的10%。半干法脱硫技术是将石灰浆液喷入反应塔中，借助烟气自身热量使吸收液中的水绝热蒸发后随烟气排出，烟气中SO2则以亚硫酸钙/硫酸钙的形式固定后外排。文献以氧化锌烟尘为吸收剂，浆化后吸收锌冶炼挥发窑烟气，二氧化硫以亚硫酸盐和硫酸盐的形式回收，二氧化硫回收率达到90%以上。

半干法工艺中，旋转喷雾干燥法使用最为广泛。该方法由美国JOY公司和丹麦NIRO公司合作开发，其核心设备喷雾干燥塔可以同时实现反应吸收和干燥两方面作用。为了保证干燥和吸收过程的充分进行，一般需保证烟气在塔中停留10~12s 结束语

由于干法脱硫工艺在占地、造价、操作、调节、维护、副产品无二次污染等方面的优点，这种工艺越来越受到业主方的广泛青睐。现在各国都在积极研究干法脱硫技术，并使之逐步向设备大型化、系统简单化、控制自动化发展，所以国内干法、半干法应用的比例也在逐步提高。随着对干法脱硫工艺的深入认识、研究和改进以及对脱硫灰综合利用的开发，干法脱硫工艺将会有更加广阔的应用前景。

参考文献：

[1]任丽.半干法脱硫副产物烧制硫铝酸盐水泥的试验研究[D].山东大学,2009.[2]张丽英.干法、半干法脱硫灰的性质及其用于生产蒸养砖的应用研究[D].武汉理工大学,2008.[3]刘孟贺.LIFAC干法脱硫灰的性能及其在水泥中的应用研究[D].西安建筑科技大学,2008.[4]王现菊.干法半干法脱硫灰渣在热利用过程中二氧化硫的逸出规律及机理分析[D].华南理工大学,2010.[5]张雷.循环悬浮式半干法烟气脱硫系统结构设计及分析[D].武汉理工大学,2011.[6]黄斌,张毅,李东旭.干法脱硫灰制备石膏砂浆及其性能研究[J].硅酸盐通报,2013,01:1-5.

第四篇：5 天然气泄漏处置方案

天然气泄漏应急措施

1.发现天然气泄漏后，公司员工应立即通知保卫武装部及机动能源部或当班领班，并马上赶到现场查看情况，必要时疏散人员，并禁用电气设备（包括手机、电话和对讲机）。

2.接报后，一方面立即派员前往现场支援，并通知工程人员，另一方面视情况通知天然气公司和消防支队。

3.工程人员接到通知后，急速赶赴现场，协助保卫武装部施救。

4.若天然气泄漏发生在室外，应马上疏散周围人员，建立警戒线，防止围观，并严禁烟火和使用电气设备。

5.若天然气泄漏发生在室内，要保持冷静，谨慎行事，切记现场不可按门铃、启闭照明灯、开换气扇、打报警电话、使用对讲机以及关闭电闸，也不要脱换衣服，以防静电火花引爆泄漏的气体。

6.施救人员进入室内前，应采取一定的防范措施，戴上防毒面具；没有防毒面具，则用湿毛巾捂住口鼻、尽可能屏住呼吸；进入室内后，应立即切断天然气总阀，打开门窗，加快气体扩散，并疏散现场范围内的非相关人员，协助救援、抢修的消防人员和维修人员维持现场秩序。

7.发现有中毒、受伤者，应立即小心、妥善地将受伤人员抬离现场，送往安全地区，必要时施行人工呼吸，并通知医疗部门前来救护或将受伤人员送往医院抢救。

8.保卫武装部和工程人员应详细记录天然气泄漏的时间、地点、故障情况和修复过程。若有人员伤亡，应详细记录伤亡人员的姓名、性别、年龄、时间和抢救医院。

9.保安员和设备巡检人员在平时巡逻时应提高警惕，遇有异常气味时，应小心处理，同时应掌握天然气总闸的位置和关闭方

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第五篇：陆上石油天然气建设项目安全设施设计专篇编写指导书高含硫

附件1

陆上石油天然气建设项目安全设施设计专篇 编写指导书（高含硫气田开发钻完井工程部分）设计依据

1.1 依据的批准文件

列出该建设项目初步设计所依据的批准文件和相关的合法证明文件名称、编制单位、发文单位、日期、文件号等相关内容。包括但不限于下列文件: 建设项目可行性研究报告（或开发方案）及批复文件;建设项目设计委托书（任务书、合同书）;建设项目安全预评价报告及备案文件等。1.2 遵循的主要法律法规

列出该建设项目初步设计应遵循的安全生产法律、行政法规、部门规章、地方法规和规范性文件：

《中华人民共和国安全生产法》； 《中华人民共和国消防法》； 《特种设备安全监察条例》； 《建设工程安全生产管理条例》；

《非煤矿矿山建设项目安全设施设计审查与竣工验收办法》(原国家安全监管局令第18号)等。

1.3 执行的主要标准规范 根据工程具体情况，列出该建设项目初步设计执行的国家或行业标准、规程和规范（如有修订以最新修订版本为准）。若文件较多，可分类列出。包括但不限于下列标准、规范：

1.3.1 石油天然气钻井完井井控标准、规范、规定 《钻井井控装置组合、配套、安装、调试与维护》(SY/T5964-2006)；

《节流和压井系统》(SY/T5323-2004)《钻具止回阀》(SY/T5215-2005)《钻井井控技术规程》(SY/T6426-2005)《固井作业规程》（SY/T5374-2006）《高压油气井测试工艺技术规程》(SY/T6581-2003)等。1.3.2 硫化氢监测及防护标准、规范、规定

《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》(SY/T6616-2005)《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》(SY6277-2005)《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》(SY/T5087-2005)《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》(SY/T6610-2005)《含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法》(SY6137-2005)1.3.3 其它HSE相关标准

《石油天然气安全规程》(AQ2012-2007)《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》(SY/T6283-1997)《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》(SY/T6276-1997)《石油工业动火作业安全规程》(SY/T5858-2004)《石油钻井队安全生产检查规定》(SY5876-93)《钻井作业安全规程》(SY5794-1994)《钻井井场照明、设备颜色、联络信号安全规范》(SY6309-1997)《油气井井喷着火抢险作法》(SY/T6203-1996)《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》(SY5742-1995)《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》(SY/T5225-2005)工程概述 2.1气田概况

2.1.1 区域构造、地理位置及周边环境情况

简述气田所处的地理和构造位置，交通、通讯状况，气象、水文情况，灾害性地质现象等，重点描述井区周围居民住宅、学校、厂矿、铁路、公路、桥涵、通讯设施、高压电气线路等的分布情况。

2.1.2 气田勘探开发简况

概述气田总体勘探开发布局及气田开发单位情况简介，以及已钻探情况（包括钻井复杂情况）。

2.1.3 气藏地质特征

气藏储层埋深、岩性、物性等，气藏压力特征、地层温度梯度情况等。2.1.4 气田产物分析

天然气、气田水等主要成分。2.2 开发方案概述

概述气田开发规模、开发井井网部署情况、开发井采用的井型以及气田水的回注层位选择等。

2.3 基本井身结构

2.3.1 已钻探井、评价井井身结构

对已钻探井、评价井采用井身结构的合理性进行简要分析。2.3.2 开发方案设计的开发井、回注井井身结构 说明开发井、回注井井身结构各层套管的作用。2.4 承担钻完井的主要设备 2.4.1 钻机

应根据气藏埋藏深度，按相关标准要求，明确钻机型号及主要配套设备相关参数，以及逃生系统配备等。

2.4.2 供电系统

包括生产、生活用电以及应急用电等。2.4.3 供水系统

说明生产用水和生活用水的供水方式以及应急抢险用水等。2.5 钻井完井液使用要求

说明开发方案设计的钻井完井液使用要求。2.6 固井要求

简述开发方案对设计气田固井要求，包括固井方式、套管选用等。2.7 完井方案

简述开发方案设计的气田完井方案及工艺程序，包括完井管柱、完井测试工艺流程等。

3危险有害因素分析

3.1 主要危险有害因素描述 可引用安全预评价报告中的内容，主要包括井喷及井喷失控的危害分析、井喷着火的危害分析、硫化氢等有毒有害气体物料的危害分析和自然环境的风险分析等。

3.2 研究课题结论性意见

安全预评价报告有时会提出一些需要进一步研究的课题，这些课题需要在设计阶段进行深入研究。在此说明研究结论和有关安全设计方案。3.3 补充风险分析

如工程采用了新工艺、新技术、新材料或新设备，应对其可能产生的危险有害因素进行重点分析。

根据工程具体特点，设计单位可对危险有害因素进行补充分析。4初步设计中采取的主要防护技术与措施

主要是分类说明在初步设计中采用的主要防护技术措施、选择依据以及与法律法规、标准规范的符合性。

4.1 安全距离

4.1.1 井场离永久性公共设施建筑的距离

明确修建的井场距离铁路、公路、高压线、学校、医院、油库、民居等公共设施、建筑的安全距离，以及确定依据。

4.1.2 丛式井组安全间距 若气田采用丛式井组开发，则应按相关标准对井间距作出相应规定，确保相邻两井不发生窜漏、井眼相碰等复杂事故。

4.1.3 放喷管线出口安全距离

放喷管线出口安全距离应根据行业标准，并结合气田的地理位置情况等综合考虑后确定。

4.2 工程质量要求 4.2.1 井身质量

明确直井和定向井(含水平井，以下相同)直井段井身质量控制要求，明确井斜、方位数据采集间距，并规定测量间距；明确定向井造斜井段和扭方位井段全角变化率。

4.2.2 固井质量

明确固井质量评价标准和水泥封固质量要求，包括表层套管、技术套管、生产套管水泥封固合格率，储层以上生产套管水泥封固质量优的连续井段长度，以及套管柱试压要求。

4.2.3 录取资料

为及时发现气侵、溢流等复杂情况，必须明确资料录取要求，包括岩屑录井、综合录井(包括气测、钻时、钻井参数、气体、钻井液参数等录井)，以及荧光录井要求、地层压力监测(dc指数等方法)等。

4.3安全设施 4.3.1 钻前工程

要根据钻机型号，按相关标准给出相应基础的要求，明确井场公路的修建要能满足石油钻探的大型车辆进出要求。4.3.2 井控装置

根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式，包括套管头材质、安装，钻井井控装置材质、配套及安装，钻井井控装置控制系统，采气井口装置配套、安装，钻具内防喷器工具，钻井井控装置及其控制系统试压，采气井口装置试压，井控监测设备及钻井液固控装置等。

4.3.3 完井安全设施

说明油层套管材质、强度要求，封隔器完井管柱结构、性能等，采气井口材质，完井测试地面流程，完井安全设施评价等。

4.3.4 硫化氢气体监测防护装置 硫化氢气体监测装置：固定式监测仪数量、监测探头的设置位置、主机安装位置、检查周期；便携式监测仪数量、监测位置、检查周期；硫化氢监测报警值的设置等。

硫化氢等有毒有害气体防护设施：正压式空气呼吸器、空气压缩机数量及配备要求，大功率防爆风扇数量及安装位置，以及设备的检查周期等。

救护器具：说明井场配备的急救箱、担架、氧气袋等救护设备。4.3.5 防火防爆相关设施

说明安全警示标志设置，关键部位冷却灭火装置的安装，可燃气体监测设备安装、报警值设置，井队消防器材的配备及检查等。

4.4主要安全技术措施

4.4.1 钻井井控主要安全措施

明确钻开油气层的准备和检查验收，包括油气层钻进钻井液必须具备的性能、高密度钻井液和加重材料的储备、钻井施工人员的技术交底、防喷演习及硫化氢等有毒有害气体的防护演习、各种钻井设备、安全设施等器材的检查，以及油气层钻进必须落实的相应制度等。

说明钻井过程中地层压力预测与监测措施、低泵冲试验与短程起下钻要求、起下钻过程中防止溢流和井喷的技术措施、正常钻进中气侵的处理措施、井漏和溢流的处理措施、测井和中途测试井控措施、取心作业井控措施和剪切闸板防喷器的使用原则等。

4.4.2 完井试油井控主要安全技术措施 说明完井试油作业前的检查和验收，包括完井试油作业前的技术交底、压井液的性能和储备、完井试油作业时的防喷演习及硫化氢等有毒有害气体的防护演习、地面测试流程各种设备、安全设施等器材 的检查，以及完井试油作业时必须落实的相应制度等。

说明射孔作业安全技术措施、封隔器管柱完井作业安全技术措施、酸化作业安全技术措施、放喷测试安全技术措施等。

4.4.3 防火防爆措施

说明井场上火源及易燃易爆物品的摆放要求、井场内动火原则。4.4.4 硫化氢防护措施

井场布置要满足硫化氢防护特殊要求，包括救护室、风向标和硫化氢警示牌设置。

说明井场人员硫化氢防护的培训，以及点火装置的配备情况。4.4.5 井场作业安全措施

说明进入井场人员安全防护用品的佩戴要求，井口作业人员各岗位安全措施，以及预防高处落物、物体打击、机械伤害、雷击、电气伤害及防山洪、地质滑坡等措施。

4.5 弃井要求

需要做弃井处理的(包括暂时弃井和永久弃井)，应有明确的封井质量要求和井口安全防护措施。

4.6 安全预评价报告建议措施采纳情况

分类列出建设项目安全预评价报告中提出的安全对策措施的采纳情况；对未采纳的或部分采纳的措施，说明原因。安全设施设计后的风险状况分析 5.1 安全预评价结论

若初步设计已落实了安全预评价报告中提出的安全措施，可摘录安全预评价报告中的相关结论。若安全措施有重大改变，在下一节论述。

5.2 变更部分重新论证

若初步设计对安全预评价报告中提出的安全措施有重大改变，应在本节对建设项目的风险进行定量分析并重新论证。

推荐对设计后存留的风险进行定量分析。6 安全管理与应急机构设置

6.1 钻完井作业关键岗位的配置 说明关键岗位人员文化程度、工作年限、持证要求（司钻操作证、井控操作证、HSE培训合格证、硫化氢防护培训合格证等）。

6.2 安全管理机构设置

说明建设单位、钻井公司（包括测井、测试公司等专业化特殊作 业公司）和钻井队（测井、测试队等专业化作业队伍）的安全管理模式和安全管理人员配置(包括驻井监督)。

6.3 应急救援预案要求

明确规定施工作业队伍必须制定切实可行的应急救援预案。6.3.1 应急救援机构设置

说明必须设置的应急救援机构、应急设备、应急人员的设置和组成情况。

6.3.2 应急救援预案分类

说明钻井作业过程中应制定的应急救援预案，包括井喷及井喷失控应急救援预案、硫化氢中毒应急救援预案、火灾应急救援预案、现场人员伤亡急救预案、重大疫情应急预案、交通事故应急救援预案等。

6.3.3 应急救援预案启动

明确应急预案的启动原则和现场应急救援队伍的工作程序。6.3.4 应急培训及演练

明确应急培训及演练应达到的要求。7单井钻完井安全专用投资概算 给出工程概算总投资，列表说明用于安全的专用投资及其占总投资的比例。用于安全的专用投资包括但不限于以下内容：

7.1 井控装置租用及易损件消耗费用 7.2 监测设备租用及易损件费用 7.3 防护设备租用及易损件费用 7.4 应急培训及演练费用 7.5 安全宣传、教育费用 8 主要结论和建议 8.1 主要结论

归纳设计所采用的安全设施和采取的安全措施，明确安全预评价报告书的安全措施是否得到了落实；说明设计是否满足国家法律法规、标准规范的要求。

8.2 建议

为进一步降低风险，根据同类建设项目的管理情况和发展趋势，说明还需要改进或增加的其他内容和建议，如已运行正常的同类建设项目的经验，需要开展专题攻关研究的内容，在施工过程中需进一步落实的问题等。

附件

设计单位资质复印件 开发气田区域位置图 开发气田井位部署图