气田外输天然气水露点确定研讨
准确测量天然气水露点技术应用
1071 水露点测试方法及原理水露点的检测方法有电解法、电容法、冷却镜面式和阻容法4种。
目前我们使用的是电解法和电容法，使用的测试仪器分别是微量水分仪和露点仪。
1.1 电解法原理气体以一定恒速通过电解池，其水分被电解池内作为吸湿剂的五氧化二磷膜层吸收，生成亚磷酸，然后被电解为氢气和氧气排出，五氧化二磷得到再生。
若温度、压力和气样流量不变，根据法拉第电解定律可推导出水的电解电流与气样含水量成正比，因此可用电解电流来度量气样中的水含量。
1.2 电容法原理气体的电阻R是随水分含量而变化的，水分含量愈大，电阻值R愈小；而气体电容 C 的值则随水分的增大而增大。
当忽略电容的边缘效应时，根据平行板电容器电容的计算公式（式（1）），当电容与极板的正对面积S和极板间距离 d 一定时，电容量C仅和极板间介质的相对介电常数 e 有关。
干燥气体的相对介电常数在1~5之间，在20℃时，水的相对介电常数为80，比干燥气体的相对介电常数大得多。
所以，样品的相对介电常数主要取决于样品中的水分含量，样品相对介电常数的变化也主要取决于样品中水分含量的变化。
电容式微量水分仪就是依据这一原理工作的。
（1）式中：k —静电力常量。
ε—相对介电常数，S —电容与极板的正对面积，d —极板间距离，C —气体电容量。
2 电解法和电容法比较用两种方法进行现场水露点测试时，有时会出现露点仪（电容法）和微量水分仪（电解法）测试的水露点值差距较大的情况。
为了确保水露点监测数据的可靠性，我们进行了两种测试方法的对比试验[1]。
2.1 处理厂外输气水露点对比处理厂外输气（净化气）是经过净化处理的天然气，含杂质少，气质净化程度高。
我们使用准确测量天然气水露点技术应用武治年 康勇 赵一桦 黄健长庆油田公司第三采气厂第三天然气处理厂 内蒙古 鄂尔多斯市乌审旗 017300摘要：在天然气管输中，水露点的高低直接反映出水分在管道中的凝析条件。
如果天然气水露点太高，容易造成液态水在管道中集聚，降低管输效率，严重时会生成水合物从而引起管道堵塞，因此准确测定天然气水露点是非常重要的。
管输初期天然气水露点超标问题及防治措施研讨
管输初期天然气水露点超标问题及防治措施研讨胡建民;路万军;周均;李秀林;尹荣林【期刊名称】《广州化工》【年(卷),期】2017(45)9【摘要】管输初期天然气水露点超标和水合物的生成对天然气管道建设、输送和管道运行造成极大危害,本文结合中亚天然气管道运行情况,分析影响管输初期天然气水露点的各项因素,并通过气源地、工艺处理和输送过程等环节对控制管输初期天然气水露点超标和抑制天然气水合物生成方面提出有效的控制和防治措施,并以此解决天然气管道建设和运行中存在问题,保证天然气管道运输的顺利进行.%Early pipeline gas water dew point overweight and the formation of hydrate can cause great harm to natural gas pipeline construction, transport and pipeline bining with the china-kazakhstan gas pipeline running situation, various factors affecting gas water dew point were analyzed, and through the gas source, processing and transmission process, effective control and prevention measures of early pipeline gas water dew point overweight and inhibition of gas hydrate formation were put forward, to solve the problems existing in the natural gas pipeline construction and operation, ensure the smooth progress of natural gas pipeline transportation.【总页数】3页(P165-167)【作者】胡建民;路万军;周均;李秀林;尹荣林【作者单位】伊犁出入境检验检疫局综合技术服务中心,新疆伊宁 835000;中国检验认证集团新疆有限公司霍尔果斯分公司,新疆霍尔果斯 835221;伊犁出入境检验检疫局综合技术服务中心,新疆伊宁 835000;瑞丽出入境检验检疫局综合技术中心,云南瑞丽 678600;瑞丽出入境检验检疫局综合技术中心,云南瑞丽 678600【正文语种】中文【中图分类】TE832【相关文献】1.优化管输环节加快推进天然气利用——记“2017年中国地方天然气管网研讨会” [J], 王立敏2.天然气管输定价新机制对管输企业的影响 [J], 芮旭涛;冯连勇;张珊;杜敏;王素霞3.气田外输天然气水露点确定研讨 [J], 向波;曲月4.气田管输带压条件下天然气水露点测定及应用——子洲气田集气站为例 [J], 张益;沈磊;田喜军;胡均志;刘鹏5.西一线天然气烃凝析物对水露点检测的影响 [J], 董浩因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
天然气管道露点控制问题探讨
专 论 石油规划设计 ２００４年９月 １ ＊ 龙怀祖，男，１９２８年生，教授级高级工程师。
享受政府特殊津贴专家，原中国石油天然气总公司优秀设计师。
１９４９年毕业于西北工学院化学工程专业，曾任石油规划设计总院副总工程师。
通信地址：北京海淀区志新西路３号９３８信箱，１０００８３天然气管道露点控制问题探讨 龙怀祖等． 天然气管道露点控制问题探讨． 石油规划设计，２００４，１５（５）：１～４ 摘 要 对４种天然气相包络线图进行的分析结果表明，在对烃露点进行计算时，必须重视重组分的存在。
工程计算规定，一般对组分进行分析时，分析精度只取至１０－４，而烃中很多重组分含量的分析精度达到１０－６，不在有效取值范围内，但是该分析精度值对烃露点计算十分重要。
文中论述了油气取样分析方法，分析了烃露点计算中产生错误的原因，提出了应采取的措施，并对输气管道工程中露点计算问题提出了合理建议。
关键词 天然气 长输管道 烃 组分 露点 控制 计算 分析 方法 天然气的露点包括水露点和烃露点两种。
露点是随压力变化的，不能看作是一个恒定值。
有些设计文件只简单地提到水露点或烃露点是多少，这没有实际意义，还会导致概念混淆和决策错误。
尽管露点控制过程并不复杂，但要做到经济合理，则需要认真分析和采取恰当的办法。
天然气相包络线图分析 水露点与压力的关系比较单纯，在输送过程中水露点随压力降低而下降。
一般来说只要在起点控制到一定值，能满足全线最不利时的水露点要求就可以了。
烃露点控制比水露点复杂，因为天然气是多组分混合物；露点和压力不是简单的线性关系，这从天然气的相包络线中可以看出，但必须要有可信的包络线图，否则也能得出错误的结论。
在有的设计资料中出现过类似图１列出的４种不同情况得到的相包络线示意图。
图中纵坐标为压力，横坐标为温度，Ｃ点为临界点，Ｄ点为临界凝析压力，Ｅ点为临界凝析温度，ＡＣ线为泡点线，ＣＢ线为露点线。
图１（ａ）是典型的天然气相包络线图，其主要特点是临界点Ｃ在曲线左侧。
天然气水露点数据分析及控制方法研究
的逐渐降低而达到饱 和时镜 面开始结露 ，此时测量得到 的镜
面温度 即为该压力条件 下气体的水露点 。
（２）电解法测量原 理为 气体 以一定 的恒速通 过电解池 ，
其 水分 被电解 池 内作 为 吸湿剂 的 Ｐ２Ｏ 膜层 吸 收生产亚 磷
酸 ，然后被 电解为 氢气 和氧气排 出 ，而 Ｐ２Ｏ 得 以再生 ，反应
对降低管输 天然气水含量方法进行总结。
关键词 ：水露点 ；水凝析 ；冷却镜面式 ；数据分析方法 ；水含量变化规律
中图 分 类 号 ：ＴＥ８３２
文献标识码 ：Ａ
文章编号 ：１００８—０２１ｘ（２０１４）１Ｏ一００１４—０４
Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ Ｗ ａｔｅｒ Ｄｅｗ Ｐｏｉｎｔ ｏｆ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇ ａｓ Ｄａｔａ Ａｎａｌｙｓｉｓ ａｎｄ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｍ ｅｔｈｏｄ 源自过 程 可表 示 为 ：
Ｐ２Ｏ５＋Ｈ２０＝２ＨＰＯ３
（１）
理 ，分析天然气管 道水含 量变 化趋 势 ，最后结 合生 产实 际探 讨降低水含量 、抑 制水合 物产生 的方法措施 。 １ 水 露点测 定方 式探讨
Ｓｕｎ Ｑｉｂｅｉ ，Ｚｈａｎｇ Ｊｉａｎ ，Ｌｉ Ｔｉｒｏｎｇ ，Ｃｈｅｒｔ ａ ￡ ，Ｃｕｉ Ｚｈｉｙｕａｎ ，Ｗａｎｇ Ｇｕｉｘｕｅ
（１．Ｓｈａｎｄｏｎｇ Ｐｒｏｖｉｎｃｅ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｊｉｎａｎ ２５０１０１，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｚｈｏｎｇｙｕａｎ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｏｆ ｉｃｅ，Ｐｕｙａｎｇ ４５７００１，Ｃｈｉｎａ）
· ｌ４ ·
山 东 化 工 ＳＨＡＮＤ０ＮＧ ＣＨＥＭＩＣＡＬ ＩＮＤＵＳＴＲＹ
气田管输带压条件下天然气水露点测定及应用——子洲气田集气站为例
摘要 ：天然气从 井 口到处理厂 的流动过程 中，由于流程 中温度和压力等不断变化，可能出现部分凝析 水，造成输送 效率下降。
子洲气 田集气站采用“小站常温分 离、湿气气相输送 、处理厂集 中脱烃脱水”的工艺模 式，其 中常温分离的方法，需要通过水露
点的研 究确定凝析水产生 的部位 ，明确 不同工况下合理的集气站运行温度，提高集气站分 离效率。利用 自研的水露点测试仪
３．Ｎ０．２ Ｇ ａ ｓＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＰｌａｎｔｏｆＰｅｔｒｏ Ｃｈｉｎａ Ｃｈａｎｇｑｉｎｇ Ｏｉｌ￣ｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｘｉ＂ａＮ．Ｓｈａａｎｘｉ ７１Ｏ２ＯＯ，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ ｔｈｅ ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ｔｈｅ ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ ｆｌｏｗｉｎｇ ｆｒｏｍ ｔｈｅ ｗｅｌｌ ｈｅａｄ ｔｏ ｔｈｅ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｐｌａｎｔ，ｓｏｍｅ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｗａｔｅｒ ｍａｙ ｂｅ ｐｒｏ－ ｄｕｃｅｄ ａｎｄ ｔｈｅ ｔｒａｎｓｐｏｒｔ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ ｄｅｃｌｉｎｅｓ ｄｕｅ ｔｏ ｔｈｅ ｃｏｎｓｔａｎｔ ｃｈａｎｇｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｔｈｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ．Ｔｈｅ ｇａｔｈｅｒｉｎｇ ｓｔａｔｉｏｎｓ ｏｆ ｔｈｅ Ｚｉｚｈｏｕ ｇａｓ ｆ ｉｅｌｄ ａｄｏｐｔ ｔｈｅ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌ ｐｒｏｃｅｓｓ ｏｆ ｔｈｅ ｓｉｎｇｌｅ ｓｔａｔｉｏｎ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｓｅｐａｒａｔｅｄ ｗａｔｅｒ ａｎｄ ｇａｓ ａｔ ｔｈｅ ｒｏｏｍ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ， ｔｈｅ ｍｏｉｓｔｕｒｅ ｖａｐｏｒ ｔｒａｎｓｐｏｒｔ，ａｎｄ ｔｈｅ ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ ａｎｄ ｄｅｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｔｏｏｋ ｏｆ ｔｏｇｅｔｈｅｒ ｉｎ ｔｈｅ ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ｐｌａｎｔ．Ｔｈｅ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｗａ－ ｔｅｒ ａｎｄ ｇａｓ ａｔ ｔｈｅ ｒｏｏｍ ｔｅｍ ｐｅｒａｔｕｒｅ ｎｅｅｄ ｔｏ ｄｅｔｅｒｍｉｎｅ ｗｈｅｒｅ ｔｈｅ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｉｓ ｂｙ ａｎａｌｙｚｉｎｇ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｄｅｗ ｐｏｉｎｔ，ａｎｄ ｅｎｓｕｒｅ ｔｈｅ ｒｅａ— ｓｏｎａｂｌｅ ｒｕｎｎｉｎｇ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｗｏｒｋｉｎｇ ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，ｓｏ ａｓ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ ｏｆ ｔｈｅ ｇａｓ ｓｔａｔｉｏｎ．Ｂｙ ｔｈｅｗａｔｅｒ ｄｅｗ ｐｏｉｎｔ ｔｅｓｔｅｒ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ ｉｎｄｅｐｅｎｄｅｎｔｌｙ，ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｄｅｗ ｐｏｉｎｔ ｔｅｓｔ ｗａｓ ｃａｒｒｉｅｄ ｏｕｔ ｕｎｄｅｒ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｏｆ ｔｈｅ ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ ｆｒｏｍ ｔｈｅ ｇａｓ ｇａｔｈｅｒｉｎｇ ｓｔａｔｉｏｎｓ ｉｎ Ｚｉｚｈｏｕ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ，ｔｈａｔ ｉｓ，Ｚｈｏｕ一１ ｓｔａｔｉｏｎ，Ｚｈｏｕ一４ ｓｔａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｚｈｏｕ一８ ｓｔａｔｉｏｎ，ａｎｄ ｔｈｅ ｉｎｄｅｘ ｐｒｅ－ ｄｉｃｔｉｏｎ ｍｏｄｅｌ ｏｆ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｄｅｗ ｐｏｉｎｔ ａｎｄ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｗａｓ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ，ａｎｄ ｔｈｅｎ，ｔｈｅ ｅｑｕａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｄｅｗ ｐｏｉｎｔ ａｎｄ ｗａｔｅｒ ｃｏｎｔｅｎｔ ｗａｓ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ．Ｔｈｅ ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ Ｚｈｏｕ一４ ｓｔａｔｉｏｎ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｗａｔｅｒ ｏｆ ｔｈｉｓ ｓｔａｆｏｎ ｍ ａｉｎｌｙ ａｐｐｅａｒｓ ｉｎ ｔｈｅ ｐｉｐｅ· ｌｉｎｅｓ ｗｈｉｃｈ ｃｏｎｎｅｃｔ ｔｈｅ ｏｕｔｓｉｄｅ ｔｏ ｔｈｅ ｉｎｓｉｄｅ ｏｆ ｔｈｅ ｓｔａｔｉｏｎ ｉｎ ｓｕｍ ｍｅｒ．Ｔｈｅ ｄａｉｌｙ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｗａｔｅｒ ｉｓ ａｂｏｕｔ ８ ｍ ． Ｗ ｈｉｌｅ ｉｎ ｗｉｎｔｅｒ，ｔｈｅ ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｗａｔｅｒ ａｐｐｅａｒｓ ｗｉｔｈｉｎ ｔｈｅ ｇａｓ ｇａｔｈｅｒｉｎｇ ｓｔａｔｉｏｎｓ ａｎｄ ｔｈｅ ａｍｏｕｎｔ ｏｆ ｗｈｉｃｈ ａｐｐｅａｒｓ ｉｎ ｔｈｅ ｐｉｐｅｌｉｎｅｓ ｉｓ ｌｅｓｓ ｔｈａｎ ｔｈａｔ ｉｎ ｓｕｍｍｅｒ，ｂｕｔ ｓｔｉｌｌ ｅｘｉｓｔｓ．Ｔｈｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｄｒｏｐ ａｎｄ ｔｈｅ ｄｉｓｃｈａｒｇｅ ｖｏｌｕｍｅ ｃｈａｎｇｅｄ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｄａｔｅ ｓｈｏｗ ｔｈａｔ ｔｈｉｓ ｃａｌｃｕｌａ— ｔｉｏｎ ｉｓ ｍｏｒｅ ｒｅｌｉａｂｌｅ．Ｔｈｅ ｄａｉｌｙ ｗａｔｅｒ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｇａｔｈｅｒｉｎｇ ｓｔａｔｉｏｎ ｂｙ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｄｅｗ ｐｏｉｎｔ ｕｎｄｅｒ ｔｈｅ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｐｒｏｖｉｄｅ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃ— ｔｉｖｅ ｍｅａｓｕｒｅｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｐｉｇｇｉｎｇ ｉｎ ｆｉｅｌｄ ａｎｄ ｒｅｄｕｃｅ ｔｈｅ ｒｕｎｎｉｎｇ ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ ｏｆ ｔｈｅ ｐｉｐｅｌｉｎｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：Ｚｉｚｈｏｕ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ，ｗａｔｅｒ ｄｅｗ ｐｏｉｎｔ ｏｆ ｎａｔｕｒａｌ ｇａｓ，ｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ｗａｔｅｒ，ｗａｔｅｒ ｃｏｎｔｅｎｔ
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制【摘要】本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点控制方案，分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控制要求进行了计算。
对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输管线的适应性进行了分析与比较。
【关键词】天然气水合物气田集输工艺水露点控制1 概述1.1 水对管输天然气的影响气田气中存在过量的水汽，且在采气和集气过程中由于工艺条件的变化可能引起水蒸气凝析，进而易形成固态气体水合物，导致集气管路压降增加乃至造成冰堵，使生产被迫中断。
1.2 管输天然气的指标要求国家标准《天然气》（GB17820-1999）规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。
目前业内通常把“输送条件下最低环境温度”理解为输送管道埋地处的最低温度。
为此，气田集输处理工艺设计时，通常按照下游最高输送压力下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标。
2 工程概况大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，自2003年开发准备工程至今已建成天然气产能规模近30亿方。
现已形成高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的集气工艺流程。
气田外输天然气主要通过陕京线，目前改由榆济管线向下游用户供气。
榆济管线是中石化天然气分公司建设的一条规模较大的数字化输气管道，管线气源即依托大牛地气田，起于陕西省榆林市榆阳区，终于山东省德州市齐河县，管道全长约1000km。
3 大牛地气田集输工艺分析针对大牛地气田面积大、单井产量低、形成规模产量气井数量多、井距小的特点，井口至集气站采用辐射状管网，集气站至塔巴庙首站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。
集气站内采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离。
气井天然气进站（进站压力1 5～23MPa）进入多盘管水套炉加热（根据进站压力和节流后温度进行调整）后，再经一级节流阀进行节流后控制压力为5.7MPa，控制温度0～-15℃。
天然气水露点测试技术的研究
一方面，不同仪器在测试原理方面存在一定差异，导致测量精度存在误差问题。
虽然从客观角度上来看，冷却镜面露点仪在天然气水露点测试工作中得到了广泛推广与应用，但是在实际测量过程中，为迎合天然气水露点测试需求，工作人员通常会利用在线分析仪或者便携式分析仪进行精准操作[3]。
其中，所谓的在线分析仪主要是利用石英晶体实现含水量测试过程。
根据天然气中水含量以及压力关系进行换算分析，根据分析反馈结果确定天然气水露点数值。
而便携式分析仪，也就是我们上文所说的冷却镜面露点仪，主要通过利用镜面冷却法实现对水露点值的直接读取。
由于二者在操作原理及方法方面存在较大不同，导致在数据读取方面也会存在一定差异。
另一方面，周边环境因素对测试结果存在一定作用影响。
首先，周边环境温度表现往往会对测试精度造成一定影响。
如果天然气中水露点值与周边环境温度相近，或者是偏高一些，会导致天然气在进入仪器设备中时，析出部分水分，导致对测试结果造成一定的偏差影响。
其次，天然气质量往往会对测试精度造成一定影响。
一般来说，天然气中含有部分烃类以及相关物质，它们的存在往往会对水露点测试结果造成一定偏差影响，尤其是对于便携式分析仪方法而言[4]。
对于便携式分析仪方法而言，天然气中的乙二醇等物质会对分析测量结果造成一定偏差影响。
再加上如果天然气中的烃露点与水露点数值相近，则会进一步加剧测量精度的不准确程度。
最后，人员操作水平往往会对测试精度造成一定影响。
对于便携式分析仪而言，所生成的数据很容易受到人为操作的影响而产生误差。
3 天然气水露点测试注意事项分析为全方位提高天然气水露点测试精度，现场工作人员应该严格按照天然气水露点测试规范要求，对在线分析仪以及便携式分析仪使用过程涉及到的要点内容进行明确掌握与合理落实。
一般来说，在应用天然气水露点测试技术的过程中，现场工作人员应该从以下方面严格注意。
3.1 便携式分析仪的使用注意事项对于冷却镜面露点仪等便携式分析仪而言，在正式应用测试过程中，应该加强对气体流动速度的控制管理以及加强对气体冷却速度的控制管理。
天然气水露点不合格的原因、异常现象和处理措施的研究
天然气水露点不合格的原因、异常现象和处理措施的研究摘要：天然气水露点基本上可以视为衡量天然气储运期间是否产生液态物质的指标因素。
可以说，天然气水露点在很大程度上可以集中反映出天然气中水蒸气含量问题。
一般来说，在天然气管道运输过程中，如果含水量过高，会进一步增加输气难度。
严重时，甚至会对阀门以及管道造成堵塞影响，容易出现安全隐患问题。
关键词：天然气水露点；不合格的原因；异常现象；处理措施引言一般来说，天然气组成成分中含有硫化氢以及二氧化碳等物质，如果天然气管道运输期间存在液态水问题，会加速酸性组份对管壁以及相关部件的腐蚀速率，不仅会对管道使用寿命造成不利影响，同时也会对天然气企业经营管理效益造成不利影响。
1外输天然气水露点不合格原因分析在天然气处理系统整体降压生产过程中，维持外输产量在120×104Sm3/d不变，逐步将接触塔压力由7350kPaG降至6500kPaG，凝析油处理系统、生产水处理系统及辅助系统运行正常，三甘醇脱水系统出现再沸器加热器满负荷运行温度降至180℃左右的现象，外输天然气水露点由降压生产前-24℃上升至-11.2℃，外输天然气水露点不合格(注：海管要求天然气水露点低于-15℃)。
三甘醇脱水系统中影响外输天然气水露点的因素较多，除去脱水装置的结构和性能外，主要因素有天然气含水量和处理量、三甘醇循环量和三甘醇纯度等，其中天然气含水量受接触塔操作压力和天然气进接触塔温度及天然气组分决定，三甘醇再生纯度受再沸器温度和汽提气用量影响。
对降压生产后的生产数据进行分析，造成外输天然气水露点不合格的主要原因归结为两点：(1)天然气实际流速增大，湿气过滤分离器处理能力和再沸器加热器功率不足。
当处理量保持不变，天然气处理系统流程压力整体下降后，系统内各设备和管线中天然气实际流速增大，一方面导致接触塔内天然气与三甘醇接触时间减少，导致脱水塔脱水效果下降；另一方面也引起天然气夹带的凝析油和水量增加，不仅影响接触塔脱水效果，还进一步加重三甘醇再生系统负荷，超出再沸器的处理能力之后再生温度下降，导致三甘醇再生纯度降低，进一步影响了外输天然气水露点。
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南 ,交接点压力确定为 714 MPa ,交接压力下水露点 的确定情况为 : 11311 水露点确定的依据
a) 国家标准《天然气》( GB 17820 - 1999) [1 ] 中 规定 :在天然气交接点的压力和温度条件下 ,天然气 的水露点应比最低环境温度低 5 ℃。
1 6
天 然 气 与 石 油
2005 年
清除机械杂质 ;水露点应比输送条件下最低环境温 度低 5 ℃。 11312 管道工程设计对水露点的要求
在《西 气 东 输 管 道 工 程 初 步 设 计》[3 ] 中 明 确 : “交接天然气水露点应比输送条件 (410～10 MPa) 下最低环境温度低 5 ℃,以满足本管道在增压 、输送 过程中无凝析水出现”。该管道工程设计中严格要 求进入管道的天然气满足气质条件的规定 ,不考虑 天然气在输送过程中有凝析水出现 ,故管道系统均 未设置天然气脱水设施 。 11313 天然气购销协议对水露点的规定
文章通过对气田脱水工艺 、管道输送 、用户交接 三方面情况的综合分析 ,从有利于气田开发 、满足管 道输送 、基本符合分输及交接的需要 ,提出了合理确 定天然气水露点的建议 。
2 管道输送对水露点的要求
211 管道运行环境条件 西气东输管道全线按照将管顶埋设至最大冻土
深度以下设计 ,即管道埋深处的最低地温为大于等 于 0 ℃,极端情况可以按照 0 ℃考虑 。
4
- 12
215 - 17 116 - 20
备 注
轮南协议交气状态 管道最高运行压力 管道最低运行压力
分输天然气 分输天然气 分输天然气
11314 水露点问题的提出 西气东输工程天然气交接水露点的确定虽然是
按照国家相关标准和要求确定的 ,但在西气东输管 道于 2004 年底建成从轮南进气后 ,由于各种原因在 冬季运行中出现了以下主要问题 :
上海
进站压力 / MPa
7. 62 8. 02 7. 34 7. 34 6. 51 6. 20 6. 00 5. 85 5. 63 5. 63 5. 53 5. 50 5. 47 5. 47 5. 46
进站温度 /℃
14. 6 14. 8 13. 6 13. 6 13. 2 13. 1 11. 1 12. 6 14. 0 14. 0 15. 2 15. 3 15. 6 15. 6 15. 7
虽然出现的上述问题是管道投产初期各种原因 造成的 ,并不能够完全说明现确定的水露点参数是 否合理 。但针对我国第一条最高运行压力达到 10 MPa 、向用户供气压力最低达到 116 MPa 的天然气 管道而言 ,按照现有的标准和规范所确定的水露点 参数是否经济 、可行 ,能否满足管道输送 、向下游用 户供气要求成为各方所共同关注的问题 。
2004 年 7 月 29 日 ,西气东输销售分公司与塔 里木油田分公司签订了天然气购销协议 。供方向需 方供应的天然气执行 GB 17820 - 1999《天然气》中 所规定的二类天然气标准 。协议规定 :塔里木在轮 南向西气东输交接天然气的水露点标准为 :在天然 气交接点的压力条件下 ,天然气的水露点应比最低 环境温度低 5 ℃。
为了满足管道输送及向用户供气的需要 ,气田 天然气需要进行脱水处理 。天然气脱水就是脱除天 然气中的水蒸气 ,使其露点或水含量达到一定的要 求 ,常用露点降表示天然气的脱水深度 。天然气脱 水的方法有冷却法 、吸收法和吸附法等 ,各种脱水方 式的机理不同 、设备及流程各异 、脱水深度不同 、投 资差异较大 ,而且脱水工艺确定还需要综合考虑气 田天然气组分 、脱烃 、总体开发方案等因素 。故天然 气的水露点涉及到管道输送 、用户交接 、气田开发及 投资三个方面的问题 ,需要综合优化确定 。
根据对各方情况的了解 ,上述问题的出现主要
与克拉 2 气田生产初期 ,气田中央处理厂操作还需 要一个逐渐稳定过程 ,短时间内出现供气水露点未 达到设计要求 ;同时也不排除管道运行初期 ,个别地 点施工中可能残留的水分对输送介质水露点的不利 影响等因素 。
有的意见提出以轮南交接点的最低气温作为最 低环境温度 ,按照交气压力 714 MPa 时的水露点达 到 - 20 ℃修订供气协议 。这虽然可以更好地满足管 道运行及向下游用户供气的要求 ,但克拉 2 气田需 要对天然气进行深度脱水处理 。目前气田已经实施 的脱水工艺及装置将无法满足要求 ,需要另外增加 分子筛等脱水装置 ,这将增大气田的投资和成本 ,总 体看是不经济的 。
按照轮南交接点压力 714 MPa 、水露点 - 5 ℃。 则该天然气在不同压力条件下的水露点见表 1 。
表 1 不同压力条件下天然气水露点
序号 工况
1 交接状态 2 运行工况 1
运行工况 2 3 供气工况 1 4 供气工况 2 5 供气工况 3
压力 水露点
/ MPa / ℃
714 - 5
10
-2
表 4 各分输站调压温降计算
站 名
郑州分输压气站 利辛分输清管站 刘巷子分输站 刘巷子分输站
滁州分输站 龙池分输站 青山分输清管站 镇江分输站 常州分输站 常州分输站 无锡分输站 东桥分输站
用直分输站 用直分输站 上海末站
用 户
郑州燃气 阜阳燃气 蚌埠燃气 淮南燃气 滁州燃气 南京新区燃气 仪征化纤 镇江燃气 常州燃气 江阴燃气 无锡燃气 苏州燃气 苏州燃气 昆山燃气
序号 工况
1 交接状态 2 运行工况 1
运行工况 2 3 供气工况 1
压力 露点
/ MPa / ℃
714 - 8
10
-5
4
- 14
备 注
要求轮南交气状态 管道最高运行压力 管道最低运行压力
分输天然气
4 供气工况 2 215 - 19
分输天然气
5 供气工况 3 116 - 23
分输天然气
213 站场运行分析 由于西气东输管道郑州以西的站场其最低月平
112 天然气脱水的必要性 液态水的出现将对输气管道的运行造成以下不
利影响 : a) 降低天然气管道的输送效率 。 b) 加大输送介质对管道内壁的腐蚀 。
c) 若在较高的压力和较低温度的条件下生成固 体水合物 ,则可能导致输气管道或其它设备堵塞 。
d) 若在分输站降压向用户供气时 ,出现液态水 或形成水合物 ,将影响正常供气及供气质量 。
第 23 卷第 4 期 2005 年 10 月
天 然 气 与 石 油 Natural Gas And Oil
气田外输天然气水露点确定研讨
Vol. 23 ,No. 4 Oct . 2005
向 波 ,曲 月
(中国石油工程设计有限公司西南分公司 ,四川 成都 610017)
摘 要 :气田开发 、外输管道 、下游利用工程是组成天然气工程项目的三大部分 ,如何合理 确定气田外输天然气的水露点以保证外输管道的安全运行 、用户对气质的要求 ,是涉及到气田 天然气处理方案的制定 、外输管道的配套设计运行的综合性优化问题 。结合克拉 2 气田向西 气东输管道及下游用户的供气分析 ,阐明了天然气水露点确定需要考虑的因素 ,并提出了相关 建议 。
本管道全线长达近 4 000 km ,沿线主要站场的 气温条件差异极大 。本管道沿线主要站场的气温条 件见表 2 。
表 2 主要站场气温条件表
序号
站名
月平均最低 极端最低 气温/ ℃ 气温/ ℃
1 轮南首站
- 811
- 23
2 哈密压气站 - 1213 - 3210
3 玉门压气站 - 1518 - 3511
b) 国 家 标 准《输 气 管 道 工 程 设 计 规 范》( GB 50251 - 2003) [2 ]中规定 :进入输气管道的气体必须
收稿日期 :2005201230 ;修回日期 :2005202221 作者简介 :向波 (19632) ,男 ,重庆人 ,教授级高工 ,1984 年毕业于西南石油学院油气储运专业 ,西气东输管道工程设 计联营体项目副经理 ,全国五一劳动奖章获得者 。电话 : (028) 86014573 。
4 中卫压气站 - 716
- 2619
5 靖边压气站 - 815
- 2815
6 郑州分输压气站 011
- 1719
7 定远分输站 118
- 2318
8 龙潭分输站 210
- 1613
9 上海末站
311
- 10
所处省市
新疆轮台县 新疆哈密市 甘肃玉门市 宁夏中卫县 陕西靖边县 河南须水镇 安徽定远县 南京市龙潭镇 上海市白鹤镇
根据管道运行中的最低环境温度 (管道埋深处 的最低地温) 为 0 ℃、最高运行压力为 10 MPa ,故从 保证管道运行的角度 ,气田供气的水露点应确定为 : 在管道最高运行压力 10 MPa 下的水露点为 - 5 ℃。 则不同压力条件下的天然气水露点对应关系见表 3 。
表 3 天然气水露点对应关系表
3 下游供气对水露点的要求
311 站场的分输运行参数 西气东输管道是我国第一条设计压力超过 614
MPa 的长输天然气干线 ,其管道最高操作运行压力 将达到 10 MPa ,各分输站的进站压力高 ,在向不同 用户的供气过程中需要节流降压 ,当节流压降较大 时 、其天然气温度降低明显 ,若节流后的天然气温度 低于该压力下的天然气水露点则可能形成冰堵 ,当 节流后的天然气温度低于 0 ℃时则节流阀表面可能 形成结冰而影响运行管理 。
第 23 卷第 4 期
向 波 ,等 :气田外输天然气水露点确定研讨
17
212 管道输送对水露点的要求 管道输送对水露点的要求应按照国家标准《输
气管道工程设计规范》( GB 50251 - 2003) 中规定 : 水露点应比输送条件下最低环境温度低 5 ℃进行确 定 。规范中所提出的“输送条件下最低环境温度”实 质是指管道输送过程中的天然气最低温度 ,其近似 于管道埋深处的最低地温 。