油气集输课程设计——甲醇(乙二醇)注入量的计算
重庆科技学院
课程设计报告
院（系）:_石油与天然气工程学院专业班级:07油气储运二班学生姓名: xxxx 学号: 200744xxxxx 设计地点（单位）：人文社科大楼G304_______ __ 设计题目:__ 广安2#低温集气站的设计工艺
——甲醇（乙二醇）注入量的计算
完成日期： 2010 年 7 月 1 日
指导教师评语: _______________________________________ ___________________________________________________________________
成绩（五级记分制）:______ __________
指导教师（签字）:________ ________
摘要
天然气中往往含有饱和水，天然气中一旦形成水合物极易在阀门、分离器入口、管线弯头及三通等处形成堵塞，严重时影响天然气的收集和输送，为了满足天然气气质指标和深冷分离过程的需要，必须将天然气中的水分脱除到一定程度。天然气生产过程中，通常采用节流阀或膨胀机来降低天然气的压力而导致天然气的温度下降，因此可能会导致水合物的形成。如果有水合物形成，在天然气集输系统中可采用加热、脱水或注入抑制剂的方法来防止水合物的生成。为此，在注入抑制剂设计中首先要确定天然气的含水量。天然气的含水量取决于天然气的温度，压力和组成等条件。根据第一次节流阀节流得到温度和压力，根据图（预测形成水合物的温度---压力曲线）可以得到此温度下是否能形成水合物，若能形成需掺入抑制剂防止水合物形成。
关键字：温度压力水合物抑制剂
1 绪 论
为了防止生成天然气水合物，一般有四种途径：向气流中加入抑制剂；提高天然气的流动温度；降低压力至给定温度下水合物的生成压力以下；脱除天然气中的水分。其中最积极的方法是保持管线和设备不含液态水，而最常用的办法是向气流中加入各种抑制剂。抑制剂法分别为热力学抑制剂法和动力学抑制剂法。
我们这次所用的是热力学抑制剂法，常见的抑制剂有醇类（如乙二醇和甲醇）和电解质。像天然气中加入抑制剂后，可改变水溶液或水合物相的化学位，从而使水合物的形成条件移向较低的温度或较高的压力范围。目前，在天然气工业中多用甲醇和乙二醇作为抑制剂。
甲醇可用于任何操作温度。由于甲醇能较多地降低水合物形成温度，其沸点低，蒸汽压高，水溶液凝固点低，黏度小，通常用于制冷过程或气候寒冷的场所。一般情况下喷注的甲醇蒸发到气相中的部分不再回收，液相甲醇溶液经蒸馏后可循环使用，但是否循环使用需要根据处理气量等具体情况经技术经济分析后定。在许多情况下，回收液相甲醇是不经济的，但若液相甲醇溶液不回收，废液的处理将是个难题，需采用回注或焚烧等措施。为降低甲醇的液相损失，应尽量减少带入系统的游离水量。
乙二醇无毒，较甲醇沸点高，蒸发损失小，一般可回收重复使用，适用于处理气量较大的井站和输送管线。乙二醇溶液黏度较大，在有凝析油存在时，若温度过低，会造成分离困难，溶解和夹带损失增大，其溶解损失一般为0.12~0.723m L 凝析油。当操作温度低于-10℃时，不提倡使用乙二醇。
广安2#低温集气站的工艺设计
——甲醇（乙二醇）注入量的计算 1.1、气体组成（%）：C 1—82.3 C 2—2.2 C 3—2.0 C 4—1.8 C 5—1.5 C 6—0.9 H 2S —7.1 CO 2—2.2 由此得出：平均相对分子质量M=20.855
相对密度 s=72.0966
.28855
.20=≈0.7
1024.0855.20071
.0080.34071.0080.342=⨯=⨯=
M y S H 0464.0855.20022
.0010.44022.0010.442=⨯=⨯=
M y CO 1.2、流程图：
1.3、
第一次节流温度，压力 第二次节流温度，压力 进站压力17MPa 11MPa 15℃ 6MPa -15℃ 进站压力12MPa
8MPa 17℃
6MPa -2℃
图3—1—1 1.3.1.富液中最低抑制剂浓度：002100)()(⨯∆+∆=
M
t K M
t C
21t t t -=∆
注入抑制剂
t ∆-----水合物生成温度降，℃;
M------抑制剂的相对分子质量；
K-------抑制剂常数，甲醇取1297，乙二醇取2220；
1t ------未加抑制剂时，天然气在最高压力下形成水合物的温度，℃；
2t -------加入抑制剂不会形成水合物的最低温度，℃。
1.3.2酸性天然气饱和含水量：)(983.02222CO CO S H S H c c W y W y W y W ++= W ------酸性天然气饱和含水量，3m mg ；
、，CO S H y y 2-------气体中H 2S 、CO 2的摩尔含量；
c y ----- 气体中除H 2S 、CO 2以外的其他组分的摩尔含量； c W -----非酸性天然气饱和含水量，3
m mg ； S H W 2------ H 2S 气体含水量，由图3—1—3查得；
2CO W ------- CO 2气体含水量，由图3—1—4查得。
1.3.3计算抑制剂的用量：
α⨯⨯+-⨯-=-322
12
2110)(C C C C W W q
q ------抑制剂最小单位耗量，3m g ；
1W ------抑制剂入口处气相含水量，3m g ； 2W -------抑制剂出口处气相含水量，3m g 1C --------抑制剂贫液浓度（质量分数）
，%； α-------系数（对甘醇类抑制剂可取0，对于甲醇根据压力和温度函数得）。
2 甲醇（乙二醇）抑制剂的注入量计算
2.1进口压力为：17MPa 的天然气第一次节流后的压力温度分别为：11MPa 和15℃，第二次节流后的压力温度为：6MPa -15℃ 。
根据图（预测形成水合物的温度---压力曲线）3—1—1可查得在此条件下的形成水合物的临界温度为：19.6℃。由于环境温度在临界温度以下，则需要注入抑制剂进行水合物防止。本次气体为酸性天然气。
2.1.1 甲醇注入量的计算：
由图查出1t =19.6℃ ，则：t ∆=19.6℃－（-15℃）=34.6℃ M(甲醇)=32.04 那么
00002084.4610004
.32)6.34(129704.32)6.34(%
100)()(=⨯⨯+⨯=⨯∆+∆=
M
t K M
t C
图3—1—2
图3— 1—3 图3—1—4
由图3—1—3和图3—1—4以及天然气含水图查出S H W 2为3103m mg , CO W 为3003m mg .
带入数据：)103000464.010*******.010
1808512.0(983.0333
1---⨯⨯+⨯⨯+⨯⨯=W
3
1955.0m g =
同理：第二次节流后的温度和压力：6MPa ，-15℃
查图带入数据得，
)(983.022222CO CO S H S H c c W y W y W y W ++=
）（3-3-3-101300.0464101270.102410288512.0983.0⨯⨯+⨯⨯+⨯⨯=
304214.0m g =
根据题意：α根据温度和压力的函数，查图得：α=24.5
1C =100%
将所有数据带入公式3.1.3得：
5.2410%084.46%
084.46%100%084.46)0421.01955.0(3⨯⨯+-⨯-=-q
=0.13223m g
为了保险起见，实际用量取计算值的1.15~1.20倍 实际每一天要注入的抑制剂量:
Q=q d kg /958.14215.110)262939(4=⨯⨯++⨯ 实际每一个小时要注入的抑制剂量:
Q `=142.958/24kg/d=5.97kg/h
2.1.2 乙二醇抑制剂注入量：（查图步骤同上述方法） 富液中最低抑制剂浓度：002100)()(⨯∆+∆=
M
t K M
t C
21t t t -=∆ %2.491001
.626.3422201
.626.34002=⨯⨯+⨯=C
则：计算抑制剂的用量：
α⨯⨯+-⨯-=
-322
12
2110)(C C C C W W q
α=0
带入数据计算得：
0%
2.49%80%
2.49)0421.01955.0(+-⨯-=
q 3245.0m g =
为了保险起见，实际用量取计算值的1.15~1.20倍 实际每一天要注入的抑制剂量:
Q=q d kg /1.26515.110)262939(4=⨯⨯++⨯ 实际每一个小时要注入的抑制剂量: Q `=265.1/24kg/d=11.05kg/h
2.2 进口压力为：12MPa 的天然气第一次节流后的压力温度分别为：8MPa 和17℃，第二次节流后的压力温度为：6MPa -2℃ 。
根据图（预测形成水合物的温度---压力曲线）可查得在此条件下的形成水合物的临界温度为：18℃。由于环境温度在临界温度以下，则需要注入抑制剂进行水合物防止。
2.2.1 甲醇抑制剂注入计算： 富液中最低抑制剂浓度：002100)()(⨯∆+∆=
M
t K M
t C
21t t t -=∆
那么
0000207.3310004
.32)20(129704
.32)20(=⨯⨯+⨯=
C
根据公式：)(983.02222CO CO S H S H c c W y W y W y W ++=
查图3—1—11，3—1—12，3—1—13.将所得数据代入公式计算：
)109000464.010*******.010*******.0(983.03331---⨯⨯+⨯⨯+⨯⨯=W 33618.0m g =
同理：第二次节流后的温度和压力：6MPa ，-2℃
插图带入数据得，
)(983.022222CO CO S H S H c c W y W y W y W ++=
)101200464.010981024.010958512.0(983.0333---⨯⨯+⨯⨯+⨯⨯= 30948.0m g =
则：计算抑制剂的用量：
α⨯⨯+-⨯-=-322
122110)(C C C C W W q
α根据温度和压力的函数，查图得：α=30.1
1C =100%
将所有数据带入公式得：
1.3010%07.33%
07.33%100%07.33)0948.03618.0(3⨯⨯+-⨯-=-q
31419.0m g =
为了保险起见，实际用量取计算值的1.15~1.20倍 实际每一天要注入的抑制剂量:
Q=q d kg /483.5515.110)12913(4=⨯⨯++⨯ 实际每一个小时要注入的抑制剂量: Q `=55.483/24kg/d=2.312kg/h 2.2.1 乙二醇抑制剂注入量计算：
（查图步骤同上述方法） 富液中最低抑制剂浓度： 002100)()(⨯∆+∆=
M
t K M
t C
21t t t -=∆
%88.351001
.622022201
.6220002=⨯⨯+⨯=
C
则：计算抑制剂的用量：
α⨯⨯+-⨯-=
-322
12
2110)(C C C C W W q α=0
带入数据计算得：
%
88
.
35
%
80
%
88
.
35
)
0948
.0
3618
.0(
+
-
⨯
-
=
q
3
2171
.0m
g
=
为了保险起见，实际用量取计算值的1.15~1.20倍
实际每一天要注入的抑制剂量:
Q=q d
kg/
899
.
84
15
.1
10
)
12
9
13
(4=
⨯
⨯
+
+
⨯
实际每一个小时要注入的抑制剂量:
Q`=84.899/24kg/d=3.537kg/h
3 总结
甲醇与乙二醇用量的比较
(1) 甲醇。适用的情况是：①气量小，不宜采用脱水方法；②采用其他水合物抑制剂时
用量多，投资多；③在建设厂之前，使用临时设施的地方；④水合物形成不严重，不常出现或季节性出现；⑤只是在开工时讲甲醇注入脱水系统中，以抑制水合物形成的地方；⑥管道较长
甲醇具有中等程度的毒性，可通过呼吸道，食道及皮肤侵入人体。使用甲醇做抑制剂时必须采取相应的安全措施。
(2) 乙二醇无毒，，沸点高于甲醇，因而在气相中蒸发损失少，一般可回收循环使用，使用于气量
大而又不宜采用脱水方法的场合。
(3) 抑制剂可采用自流或泵送两种方式。自流方式采用的设备比较简单，但不能使抑
制剂连续注入，且难于控制和调节注入量；采用计量泵泵送，可克服以上缺点，而且抑制剂通过喷嘴喷入、增大了接触面，可获得更好的效果
参考文献：
[1] 《天然气集输技术》，梁平编，石油工业出版社;
[2] 《油田油气集输设计技术手册》，石油工业出版社;
[3] 《天然气加工工程》，诸林编，石油工业出版社。
《油气集输》课程综合复习题
《油气集输》课程综合复习题 一、填空题 1、油田常用的集输流程为：油井→（1）站→（2）站→（3）站→矿场油库，这种布站方式称三级布站；若油井能量较大，可取消其中的_（4）站，此时的布站方式称为二级布站。（课件：绪论及油气集输流程） 2、一元体系的蒸汽压与体系的温度有关，二元体系的蒸汽压与（5）和（6）有关。（课本107,109；课件：油气性质和基础理论） 3、卧式油气分离器的正常液面，应按（7）确定。（课本：第四章气液分离） 4、在贝格斯－布里尔压降梯度计算公式里，管路的总压降梯度为（8）、（9）和（10）之和。（课本183,184：第三章矿场集输管路第三节油气混输管路） 5、影响原油乳状液粘度的主要因素为：（11）、（12）_、（13）、（14）；其中（15）和乳状液粘度呈现较为复杂的关系；原油乳状液一般具有（16）流体的性质。（课本：第五章原油处理第一节原油乳状液） 6、自喷井、气举井的回压为工程适应期间最低油管压力的（17）倍，但不宜低于（18）(表压)；抽油井回压不高于（19）(表压)。(课件绪论23页) 7、三相分离器中油气水的分离过程主要包括（20）、（21）和（22）三部分。 8、管路沿线存在起伏时，不仅激烈地影响着两相管路地流型，而且原油大量地聚积在低洼和上坡管段内，使气体的流通面积减小，流速增大，造成较大的（23）和（24）损失。（课本194） 9、原油中所含的水，通常以（25）、（26）两种形式存在于原油中。油水所形成的乳状液主要有（27）和（28）两种类型，可以用（29）、（30）、（31）、（32）方法来鉴别。（课本278,279，课件第五章第九页） 10、我国对原油稳定深度的要求是（33）和（34）。（课本333） 11、试列出原油脱水的五种方法：（25）、（26）、（27）、（28）和（29）。（课本289） 12、分馏稳定依据（30）原理进行的。（课本350） 13、闪蒸按操作压力分为（21）、（22）和_（23）三种流程。（课本338）
第四篇 第一章 天然气水合物
1 第一章 天然气水合物 第一节 水合物的形成及防止 一、天然气的水汽含量 天然气在地层温度和压力条件下含有饱和水汽。天然气的水汽含量取决于天然气的温度、压力和气体的组成等条件。天然气含水汽量，通常用绝对湿度、相对湿度、水露点三种方法表示。 1．天然气绝对湿度 每立方米天然气中所含水汽的克数，称为天然气的绝对湿度，用e 表示。 2．天然气的相对湿度 在一定条件下，天然气中可能含有的最大水汽量，即天然气与液态平衡时的含水汽量，称为天然气的饱和含水汽量，用e s 表示。 相对湿度，即在一定温度和压力条件下，天然气水汽含量e 与其在该条件下的饱和水汽含量e s 的比值，用φ表示。即： s e e = φ （1-1） 3．天然气的水露点 天然气在一定压力条件下与e s 相对应的温度值称为天然气的水露点，简称露点。可通过天然气的露点曲线图查得，如图1-1所示。 图中，气体水合物生成线（虚线）以下是水合物形成区，表示气体与水合物的相平衡关系。该图是在天然气相对密度为0.6，与纯水接触条件下绘制的。若天然气的相对密度不等于0.6和（或）接触水为盐水时，应乘以图中修正系数。非酸性天然气饱和水含量按下式计算： W ＝0.983WoC RD Cs （1-2） 式中 W ——非酸性天然气饱和水含量，mg/m 3； W 0——由图1-1查得的含水量，mg/m 3； C RD ——相对密度校正系数，由图1-1查得； Cs ——含盐量校正系数，由图1-1查得。 对于酸性天然气，当系统压力低于2100kPa （绝）时，可不对H 2S 和（或）CO 2含量进行修正。当系统压力高于2100kPa （绝）时，则应进行修正。酸性天然气饱和水含量按下式计算：
油气集输课程设计 ——分离器设计计算(两相及旋风式)
重庆科技学院 《油气集输工程》 课程设计报告 学院:石油与天然气工程学院专业班级: 学生姓名:学号: 设计地点（单位）重庆科技学院石油科技大楼 设计题目:某低温集气站的工艺设计 ——分离器设计计算（两相及旋风式）完成日期: 年月日 指导教师评语: 成绩（五级记分制）: 指导教师（签字）:
摘要 天然气是清洁、高效、方便的能源。天然气按在地下存在的相态可分为游离态、溶解态、吸附态和固态水合物。只有游离态的天然气经聚集形成天然气藏，才可开发利用。它的使用在发展世界经济和提高环境质量中起着重要作用。因此，天然气在国民经济中占据重要地位。天然气也同原油一样埋藏在地下封闭的地质构造之中，有些和原油储藏在同一层位，有些单独存在。对于和原油储藏在同一层位的天然气，会伴随原油一起开采出来。天然气分别通过开采、处理、集输、配气等工艺输送到用户，每一环节都是不可或缺的一部分。天然气是从气井采出时均含有液体（水和液烃）和固体物质。这将对集输管线和设备产生了极大的磨蚀危害，且可能堵塞管道和仪表管线及设备等，因而影响集输系统的运行。气田集输的目的就是收集天然气和用机械方法尽可能除去天然气中所罕有的液体和固体物质。本文主要讲述天然气的集输工艺中的低温集输工艺中的分离器的工艺计算。 本次课程设计我们组的课程任务是——某低温集气站的工艺设计。每一组中又分为了若干个小组，我所在小组的任务是——低温集气站分离器计算。在设计之前要查低温两相分离器设计的相应规范，以及注意事项，通过给的数据资料，确定在设计过程中需要使用公式，查询图表。然后计算出天然气、液烃的密度，天然气的温度、压缩因子、粘度、阻力系数、颗粒沉降速度，卧式、立式两相分离器的直径，进出管口直径，以及高度和长度。把设计的结果与同组的其他设备连接起来，组成一个完整的工艺流程。关键字：低温立式分离器压缩因子
油气集输课程设计——甲醇(乙二醇)注入量的计算
重庆科技学院 课程设计报告 院（系）:_石油与天然气工程学院专业班级:07油气储运二班学生姓名: xxxx 学号: 200744xxxxx 设计地点（单位）：人文社科大楼G304_______ __ 设计题目:__ 广安2#低温集气站的设计工艺 ——甲醇（乙二醇）注入量的计算 完成日期： 2010 年 7 月 1 日 指导教师评语: _______________________________________ ___________________________________________________________________ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ ________
摘要 天然气中往往含有饱和水，天然气中一旦形成水合物极易在阀门、分离器入口、管线弯头及三通等处形成堵塞，严重时影响天然气的收集和输送，为了满足天然气气质指标和深冷分离过程的需要，必须将天然气中的水分脱除到一定程度。天然气生产过程中，通常采用节流阀或膨胀机来降低天然气的压力而导致天然气的温度下降，因此可能会导致水合物的形成。如果有水合物形成，在天然气集输系统中可采用加热、脱水或注入抑制剂的方法来防止水合物的生成。为此，在注入抑制剂设计中首先要确定天然气的含水量。天然气的含水量取决于天然气的温度，压力和组成等条件。根据第一次节流阀节流得到温度和压力，根据图（预测形成水合物的温度---压力曲线）可以得到此温度下是否能形成水合物，若能形成需掺入抑制剂防止水合物形成。 关键字：温度压力水合物抑制剂
1 绪 论 为了防止生成天然气水合物，一般有四种途径：向气流中加入抑制剂；提高天然气的流动温度；降低压力至给定温度下水合物的生成压力以下；脱除天然气中的水分。其中最积极的方法是保持管线和设备不含液态水，而最常用的办法是向气流中加入各种抑制剂。抑制剂法分别为热力学抑制剂法和动力学抑制剂法。 我们这次所用的是热力学抑制剂法，常见的抑制剂有醇类（如乙二醇和甲醇）和电解质。像天然气中加入抑制剂后，可改变水溶液或水合物相的化学位，从而使水合物的形成条件移向较低的温度或较高的压力范围。目前，在天然气工业中多用甲醇和乙二醇作为抑制剂。 甲醇可用于任何操作温度。由于甲醇能较多地降低水合物形成温度，其沸点低，蒸汽压高，水溶液凝固点低，黏度小，通常用于制冷过程或气候寒冷的场所。一般情况下喷注的甲醇蒸发到气相中的部分不再回收，液相甲醇溶液经蒸馏后可循环使用，但是否循环使用需要根据处理气量等具体情况经技术经济分析后定。在许多情况下，回收液相甲醇是不经济的，但若液相甲醇溶液不回收，废液的处理将是个难题，需采用回注或焚烧等措施。为降低甲醇的液相损失，应尽量减少带入系统的游离水量。 乙二醇无毒，较甲醇沸点高，蒸发损失小，一般可回收重复使用，适用于处理气量较大的井站和输送管线。乙二醇溶液黏度较大，在有凝析油存在时，若温度过低，会造成分离困难，溶解和夹带损失增大，其溶解损失一般为0.12~0.723m L 凝析油。当操作温度低于-10℃时，不提倡使用乙二醇。 广安2#低温集气站的工艺设计 ——甲醇（乙二醇）注入量的计算 1.1、气体组成（%）：C 1—82.3 C 2—2.2 C 3—2.0 C 4—1.8 C 5—1.5 C 6—0.9 H 2S —7.1 CO 2—2.2 由此得出：平均相对分子质量M=20.855 相对密度 s=72.0966 .28855 .20=≈0.7 1024.0855.20071 .0080.34071.0080.342=⨯=⨯= M y S H 0464.0855.20022 .0010.44022.0010.442=⨯=⨯= M y CO 1.2、流程图：
天然气长输管道课程设计2
天然气长输管道课程设计 一、设计任务 本设计所设计的中原油田至河北沧州输气管线： （1）管线全长800千米，年输气量为7×1083 m/a（此流量为常温常压下的 流量 00.101325,293 P MPa T K ==）； （2）以全线埋深1.45m处年平均地温14.7℃作为输气管道计算温度，最低 气温：-5℃。平均温度 pj T=273+14.7=287.7K； （3）各站自用系数（1-M）=0.6 %； （4）沿线无分输气体； （5）管道全线设计压力6.0Mpa，气源进站压力5.0Mpa，进配气站压力1.8 Mpa（最高可到4.0Mpa），站压比宜为1.2~1.5，站间距不宜小于100km； （6）城市用气月、日、时不均衡系数均为1.09； （7）年输送天数350天； （8）管道平均总传热系数：取1.75W/m2.℃； （9）管内壁粗糙度：取30μm； （10）地震基本烈度：6—7度； （11）天然气容积成分(%)： CH4 C2H6 C3H8 C4H10 CO2 N2 89.6 5.0 3.5 1.2 0.5 0.20 二、设计任务要求 完成本工程的基本设计文件，包括：说明书，计算书，线路走向图，站场平面布置图及工艺流程图；论文撰写要符合一般学术论文的写作规范，具备学术性、科学性和创造性等特点。应语言流畅、准确，层次清晰、文字详略得当、论点清楚、论据准确、中心突出、材料翔实、论证完整、严密，并有独立的观点和见解。 要求： 1、达到一定的设计深度要求； 2、初步掌握主要设备的选型； 3、熟悉并熟练应用常用工程制图软件；
4、熟悉储运项目设计程序步骤； 5、掌握储运项目常用标准规范； 6、熟悉并掌握天然气长输管路工艺的计算方法； 7、掌握长输管道站场的工艺流程图和平面布置图； 8、初步掌握站场管线安装设计； 9、通过与实际工程项目的结合，加深对所学知识的理解和认识。 10、书写设计说明书。 设计流程： 1、根据天然气的组成计算物理性质、热力性质和燃烧性质； 2、根据经济流速法或压差法确定管道直径，本设计全程采用统一管径，并 选取几组相应的壁厚参数； 3、用不固定站址法布站：首先确定根据储气量要求确定末段管道长度，根 据升压比、流量进行压缩机选型，并用最小二乘法计算压缩机特性系数， 确定平均站间距，得到压缩机站数，并取整； 4、计算管道壁厚； 5、对几种运输方案进行经济性比较； 6、对管道进行强度、稳定性等校核。 三、主要参考文献与相关标准 [1] 姚光镇主编．输气管道设计与管理．东营：石油大学出版社．1991.6 [2] 《天然气长输管道工程设计》，石油大学出版社（以下简称《手册》） [3] 冯叔初等．油气集输．东营：石油大学出版社．2002.7 [4] 王志昌主编．输气管道工程．北京：石油工业出版社．1997．4 [5] 李长俊主编．天然气管道输送．北京：石油工业出版社．2000．11 [6] 王树立等，输气管道设计与管理，北京：化学工业出版社.2006.1
油气集输课程设计
摘 要 本次课程设计我们小组的主要内容是广安1#低温集气站的工艺设计——凝析油回收工艺设计，以及凝析油回收量的计算。该工艺是利用汽液两相平衡定律，由闪蒸——平衡汽化，根据低温分离器中的状态参数（操作压力和温度），从而求出凝析油的回收量。凝析油回收就是把天然气中的C 2、C 3、C 4等较重烃类组分提取出来，这样可以降低天然气的露点，调整天然气的发热值，改善商品气的质量，同时还可提高整个天然气的经济价值。由此可见，天然气凝液回收是非常必要的。 关键词：低温分离器 平衡汽化 绝对压力 温度 凝析油 一、 有关互溶液体相平衡的基本知识 1.蒸汽压 在开口容器中，所有液体都会或快或慢地蒸发着，但在留有空间的密闭容器内，由 于液体的蒸发和蒸汽的凝结，在某一条件下，在液体和生成的蒸汽之间建立起平衡。在平衡时，单位时间内离开液体的分子数和回到液体中的分子数相等，这时在液体上面形成的蒸汽叫做饱和蒸汽，此时的蒸汽压力叫做饱和蒸汽压或简称蒸汽压。 在一定温度时，各种液体的蒸汽压是不同的。同时，蒸汽压随着温度的上升而增加。 2.汽液两相平衡定律 当液相和汽相达平衡时，两相间的平衡关系可用亨利定律来表示，即： i y =i k i x （1） 式中i y ——在汽相中组分i 的摩尔分数 i x ——在液相中组分i 的摩尔分数 i k ——相平衡常数，是压力和温度的函数，一些碳氢化合物的相平衡常数可查有关文献图得到。 由于亨利定律中使用了一个随压力和温度而变化的平衡常数k,因而亨利定律适合于任何系统。k 值可以是预先给定的（当压力和温度给定时）。 3.泡点 在给定压力下，液体混合物逐渐被加热，当有一个气泡出现时的温度叫泡点温度。根据所研究系统的k 值和任何混合物的摩尔分数之和等于 1.0这个概念，即∑i y =∑i k i x =1.0（泡点方程式） ，就可以确定互溶混合物的泡点。 温度在泡点方程中是隐函数，因此只能通过式算法求泡点温度。计算允许误差为
油气田地面工程规划设计试题
工程院地面所基础规范考试题 姓名：室别：主专业：得分：（1）本次考试内容以下列规范为依据：油田地面工程建设规划设计规范 （SY/T0049—2006）油气集输设计规范（GB50350—2005）。 （2）答题正面纸页不够者，可在背面继写，记明一、二级题目编号即可。 一、填充题 1、轻质原油：在（20℃）时，密度小于或等于（0.8650g/cm3）的原油。 2、中质原油：在（20℃）时，密度为（0.8651 g/cm3～0.9160g/cm3）的原油。 3、稠油：温度在（50℃）时，动力粘度大于（400mpa·s ），且温度为（20℃）时，密度大于（0.9161g/cm3）的原油。 4、出油管道：自井口装置至（计量站或阀组间）的管道。 5、井口回压：采油井的出口压力。其数值等于出油管道（水力摩阻）、（位差）和第一级油气分离器压力的（之和）。 6、净化天然气：经脱除（硫化氢）、（二氧化碳）、水分或（其他有害杂质）后符合产品标准的天然气。 7、清管设施：为提高管道输送效率而设置的清除管内凝聚物和沉积物的全套设备。其中包括（清管器）、（清管器收发筒）、清管器指示器及（清管器示踪仪）。 8、注水：为了保持油层压力，将水注入油层的工艺过程。其方式有（正注）、（反注）、分质注水、（分压注水）、轮注和间歇注水等。 9、露点：天然气在（一定的压力）下析出第一滴水时的（温度），也称水露点。 10、稳定原油：经处理后，（饱和蒸气压）符合产品标准或产品要求的原油。 11、天然气脱水：采用（吸附）、（吸收）（冷冻）等方法，脱出天然气中的水蒸气，使其水露点符合规定的过程，也称天然气（干燥）。 12、油田地面工程建设规划设计选用的主要工艺和设备应坚持技术（先进适用）、（经济高效）、（安全环保）、（节能降耗）的原则。 13、油田地面工程建设规划设计建设条件应具有油藏工程、钻井工程、采油工程的设计方案或规划，包括油田含油面积、（地质储量）、（开发方式）、（井网形式）、（布井数量）、注采井比例、钻井方式、采油方式、（采油速度）、（分区块平均单井日产油量和产液量）、（气油比）、注入介质及标准、（注入时间）、（注入方式）、（注入压力）、（注入量）、油气水物性和化学组成，以及油田（10年）或（10年）以上的（产油）、（产液）、（产气）、综合含水预测数据等。 14、机械采油井井口压力宜按（1.0MP a～1.5MPa）规划设计，边远低产油田的机械采
三甘醇脱水工艺流程流程图课程设计报告
重庆科技学院 课程设计报告 学院:石油与天然气工程学院专业班级:油气储运10-3 学生姓名:汪万茹学号: 2010440140 设计地点（单位）____ k715 _____ __ 设计题目:___ 某三甘醇天然气脱水站的工艺设计______ 完成日期： 2013 年 6 月 28 日 指导教师评语:______________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ________________ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________
摘要 天然气还含有气态的水，仅用分离器不能将其分离出来，这些气态水又会在天然气管道输送过程中随着压力和温度的改变而重新凝结为液态水，堵塞、腐蚀管道。根据实际情况我们选用了三甘醇脱水方法来脱除这部分气态水。三甘醇脱水工艺包括甘醇吸收和再生两部分。 含水天然气经过三相分离器脱除液态水，然后进入吸收塔与贫甘醇逆流接触后从塔顶流出。然后富甘醇依次经过再生塔、三甘醇闪蒸罐、过滤器等再生为贫甘醇循环使用。 根据实际情况和石油行业相关的规范和相关的书籍设计出了合理的三甘醇脱水的工艺流程，并用AutoCAD软件绘制了工艺流程图。 关键词：三甘醇；吸收；再生；流程图
目录 第一章前言 (1) 第二章三甘醇脱水工艺设计说明 2．1设计概述 (2) 2.1.1 三甘醇脱水工艺的主要工作任务 (2) 2.2天然气基础资料 (5) 2.3设计规范 (6) 2.4遵循的规范、标准 (7) 第三章工艺流程设计 3.1 设计要求 (5) 3.2 工艺方法的选择 (5) 3.3 所设计工艺流程的特点 (6) 3.4 所设计工艺流程简述 (7) 3.5 工艺流程中设备参数 (8) 第四章总结 (9)
培训教材计量部分
第八章计量 第一节计量分类 按流量的计算方式，可分为静态计量和动态计量两大类。 1、静态计量 它是用人工检尺或液位计测量罐的液位高低，求得原油的体积量；测量计量罐（容器）中原油的储存温度，以便将储存温度下的原油体计量修正到基准温度下的体积量；由人工取样，经化验室分析化验得到原油的密度和含水率，然后通过计算求得标准条件下液体的体积和重量。由于计量罐处于当地的大气压条件下，对原油的体积量不存在压力的修正。 在原油储运过程中，所使用的各种油罐（如立式圆筒形油罐、卧式油罐、球形油罐等）均可用于计量，凡用于计量的罐的容积必须先事先检定，合格并给出容积表示可使用。如果严格按金属计量罐的计算方法标准进行，计量不准确度为±0.25%。 2、动态计量 动态计量方法按仪表的组合情况可分为两种情况： ①原油的体积由流量计计算，密度及含水率由人工取样、化验室分析化验求得，然后通过计算求得标准条件下的原油体积和质量。带有自动温度补偿装置的流量计，可直接显示出标准条件下的体积，不需要人工进行换算。 ②原油的体积、密度、含水率以及相应的计算，全部采用仪表。原油的体积由流量计计量，密度由在线密度计测量，含水率由原油含水分析仪测量，有关计算由电子计算机完成。 从管理的需要及经济方面考虑，油田上油气集输和储运过程中计量分为油井计量和输量计量两部分。这里就不再作以介绍。 第二节计量器具 一、量油尺
量油尺的结构： 量油尺是用于测量容器内油品高度或空间高度的专用尺。 量油尺由尺砣、尺架、尺带挂钩、手柄等部件组成。 使用量油尺前，应注意检查量油尺是否合格，使用中的量油尺 必须符合以下规定： 1、尺带不许扭折、弯曲及铆接 2、刻度线、数字应清晰； 3、尺砣尖部无损坏； 4、有检定周期内的修正值表； 5 6、量油尺使用后应擦净，收卷好，放在固定的尺架上； 7、油品交接计量使用的量油尺检定周期最长不超过六个月。 二、温度计 温度计是利用某些物理性质随温度变化而变化的特性制成的。我们最常用的是玻 璃液体温度计，它是利用感温液体在透明玻璃感温泡和毛细管内的热膨胀作用来测量 温度的。按温度计的结构，分为内标式和外标式两种，按使用时的浸没深度分为全浸式和局浸式两种，我们常用的温度计为外标式和全浸式。 温度计的使用规定： 1、玻璃棒内的毛细管水银柱不许断裂； 2、感温泡无裂痕； 3、温度计的刻线和数字应清晰； 4、有检定周期内的修正值表。 三、密度计
油气集输课程设计 ----分离器设计计算
重庆科技学院 《天然气集输技术》 课程设计报告 学院:_石油与天然气工程学院__ 专业班级: 学生姓名: 学号: 设计地点（单位）__重庆科技学院K802__________ __ 设计题目:某低温集气站的工艺设计----分离器设计计算___ 完成日期：年月日 指导教师评语: ______________________ _________________ __________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________ _____________________________________ __________ _ 成绩（五级记分制）:______ __________ 指导教师（签字）:________ ________
摘要 气田集输工艺流程按其天然气分离时的温度条件，分为常温分离工艺流程和低温分离工艺流程。对于压力高，产量大，气液小，含有较高硫化氢、二氧化碳、凝析油的气井，常采用低温分离多井轮换计量集气站流程。本集气站用低温分离的方法，分离出天然气的凝析油，使管输天然气的烃露点达到要求。为保证管道与设备的安全可行，在天然气的集输系统中安装有分离设备，以对气---液杂质进行分离脱出。 低温两相分离器和旋风分离器设计的相应规范，注意事项，各种数据的代入，公式的查询，图表的查询，根据天然气，液烃的密度，天然气的，温度，压缩因子，粘度，阻力系数，颗粒沉降速度，分离器直径，进出管口直径。各种查询结果进行相应的计算。计算出来的结果发现旋风分离器的直径小较小，实际证明旋风分离器的分离效率比立式两相分离器的分离效率要高 分离器按照外形可以分为立式和卧式分离器。从分离器重力沉降部分液滴下 沉的方向与气流运动方向来看，在立式分离器中，两者运动方向相反，而在卧式 分离器中两者的运动方向相互垂直，在后一种情况下，液滴更容易从气流中分出， 但是，根据基本资料，所采天然气中仅含有少量液体，且立式分离器操作灵活性与处理外来物的能力都比卧式好，故选择立式重力分离器。
我国页岩气集输系统的设计
我国页岩气集输系统的设计 马国光;李晓婷;李楚;罗阳;郑劲;谷英杰 【摘要】我国对页岩气的开发目前尚处在初期阶段.页岩气开发具有在开发周期内产量无规律,生产参数不固定,开采初期井口压力高,但在短时间内迅速衰减等特点,地面集输系统为了适应产能的变化需要不断地进行动态调整,这导致页岩气地面集输管网与站场的布置不易确定.借鉴北美页岩气开发的地面集输技术,针对我国页岩气田地面工程的具体情况,分析了页岩气的特点,介绍了布站形式、管网设计、井组划分与布站等关于页岩气地面工程的总体布局方式,论述了井口工艺、集气站工艺、处理厂工艺的地面集输系统的设计方法等. 【期刊名称】《石油工程建设》 【年(卷),期】2016(042)003 【总页数】4页(P69-72) 【关键词】页岩气开发;地面集输系统;设计 【作者】马国光;李晓婷;李楚;罗阳;郑劲;谷英杰 【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;大庆油田工程建设有限公司巴州建材分公司,新疆库尔勒 841000;中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司,河北任丘 062550;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都 610500 【正文语种】中文
根据体积法的估算结果，我国页岩气资源量高达2.6～3.1万亿m3，与美国的储 量2.83万亿m3大致相当，经济价值巨大［1］。美国页岩气地面集输系统的投 资成本仅占总体投资的11％，而我国的投资成本却占总体投资的13％。国内页岩气处理成本比国外要高很多，这主要是由于国内页岩气处理工艺技术的不成熟造成的，因此开展页岩气地面集输系统的设计研究有着重要的意义及价值。 在北美，页岩气田集输系统的主要构成是：单井（井组）-井场-集气站（增压站）-中心处理站。页岩气经井口节流降压后通过采气管道汇聚到相应井场，在井场进 行除砂、气液分离后进入相应集气增压站进行二次气液分离、增压，从集气增压站出来的页岩气输入中心处理站增压、脱水，大部分页岩气经过计量后外输，一部分页岩气用作气举气返输至井场［2- 6］。 从北美页岩气开发的地面集输技术分析可知，页岩气开发具有在开发周期内产量无规律，生产参数不固定，开采初期井口压力高，但在短时间内迅速衰减等特点［7］。地面集输系统为了适应产能的变化需要不断地进行动态调整，这也导致页岩气地面集输管网与站场的布置不易确定。 由于气量的不确定性变化，因此在工艺设备设计方面需要进行模块化设计，通过对相关设备的模块化设计来调整站场的处理能力，以适应气田产量的变化。同时在气田开发时，制订分批开发的方案，通过对模块化设备的拆减、组装或移动等对新开发的气井进行处理，提高了地面工艺系统的效率，节约了成本。 2.1 布站形式 在总体布局上，根据页岩气田区块的几何形状以及布井规律，站场的布局形式可多种多样，通常页岩气田采用的布站形式是一级布站、一级半布站和二级布站［8］。一级布站只设有处理厂，其压力波动大，管件设备简单，占地面积小，便于集中管理，比较经济。一级半布站设有阀组及处理厂，其压力波动适中，但需设置阀组，且不适宜气量较大的气田。二级布站的井场与外输管道间设有集气站和处理厂，其
油气集输设计规范
油气集输设计规范 （GB 50350-2005） 1、适用范围：本规范适用于陆上油田、气田和滩海陆采油气集输工程设计。 2、基本规定：油田油气集输工程分期建设的规模，应根据开发方案提供的10年以上的开发指标预测资料确定，工程适应期一般为10年以上。相关设施在按所确定规模统筹考虑的基础上，可根据具体情况分阶段配置。 3、天然气集输 1）集气管网的压力应根据气田压力和商品气外输首站的压力的要求综合平衡确定。根据气田压力递减速度尽可能的提高集气管网的集气压力。 2）集气管网布置形式和根据集气工艺、气田构造形态及地形条件等因素，确定采用枝状管网、辐射一枝状组合管网或辐射—环形组合等管网形式。同一气区或同一气田内，宜设一套管网。当天然气气质和压力差别较大，设一套管网不经济时，可分设管网。 3）当气井井口压力降低，使天然气不能进入原有管网时，气田低压气的集输可按下列原则改造原有集气管网。 （1）改造原有气田管网，拆除不必要的设备、阀门，增加清管设施，降低集输过程压力损失。 （2）建立低压气供气系统，低压气可供气田附近用户。 （3）将低压气增压后进入气田集气管网外输。 4）集气设计能力应按设计委托书或设计合同规定的年最大集气量计算，每口井年生产天数按330d 计算。 5）天然气流量按标准参比条件（温度293.15k,压力101.325KPa ）的体积计算。 6）气液分离 （1）立式重力分离器的直径按下公式计算： D=0.350×10-3K W q O v P TZ 1 D ―――分离器内径（m ） q v ―――标准参比条件下气体流量（m 3/h ） T ―――操作温度（K ） Z ―――气体压缩因子 P ―――操作压力（绝）（MPa ） W O ――液滴沉降速度 K 1――立式分离器修正系数，一般取K 1=0.8 （2）卧式重力分离器的直径按下公式计算：
天然气物性参数及管线压降与温降的计算
整个计算过程的公式包括三部分： 一．天然气物性参数及管线压降与温降的计算 二．天然气水合物的形成预测模型 三．注醇量计算方法 一．天然气物性参数及管线压降与温降的计算 天然气分子量 标准状态下，1kmol 天然气的质量定义为天然气的平均分子量，简称分子量。 ∑=i i M y M (1) 式中 M —气体的平均分子量，kg/kmol ； y i —气体第i 组分的摩尔分数； M i —气体第i 组分的分子量，kg/kmol 。 天然气密度 混合气体密度指单位体积混合气体的质量。按下面公式计算： 0℃标准状态 ∑=i i M y 14 .4221ρ (2) 20℃标准状态 ∑=i i M y 055 241.ρ (3) 任意温度与压力下 ∑∑=i i i i V y M y ρ (4) 式中 ρ—混合气体的密度，kg/m 3 ； ρi —任意温度、压力下i 组分的密度，kg/m 3； y i —i 组分的摩尔分数； M i —i 组分的分子量，kg/kmol ； V i —i 组分摩尔容积，m 3 /kmol 。 天然气密度计算公式 g pMW ZRT ρ= (5) 天然气相对密度 天然气相对密度Δ的定义为：在相同温度，压力下，天然气的密度与空气密度之比。 a ρ ρ∆= (6) 式中 Δ—气体相对密度； ρ—气体密度，kg/m 3； ρa —空气密度，kg/m 3，在P 0=101.325kPa ，T 0=273.15K 时，ρa =1.293kg/m 3； 在P 0=101.325kPa ，T 0=273.15K 时，ρa =1.293kg/m 3。
因为空气的分子量为28.96，固有 28.96 M ∆= (7) 假设，混合气和空气的性质都可用理想气体状态方程描述，则可用下列关系式表示天然气的相对密度 28.96g g g a a pMW MW MW RT pMW MW RT ∆=== (8) 式中 MW a —空气视相对分子质量； MW g —天然气视相对分子质量。 天然气的虚拟临界参数 任何气体在温度低于某一数值时都可以等温压缩成液体，但当高于该温度时，无论压力增加到多大，都不能使气体液化。可以使气体压缩成液态的这个极限温度称为该气体的临界温度。当温度等于临界温度时，使气体压缩成液体所需压力称为临界压力，此时状态称为临界状态。混合气体的虚拟临界温度、虚拟临界压力和虚拟临界密度可按混合气体中各组分的摩尔分数以及临界温度、临界压力和临界密度求得，按下式计算。 ∑=i ci i c T y T (9) ∑=i ci i c P y P (10) ∑=i ci i c y ρρ (11) 式中 T c —混合气体虚拟临界温度，K ； P c —混合气体虚拟临界压力(绝)，Pa ； ρc —混合气体虚拟临界密度，kg/m 3； T ci —i 组分的临界温度，K ； P ci —i 组分的临界压力(绝)，Pa ； ρci —i 组分的临界密度，kg/m 3； y i —i 组分的摩尔分数。 天然气的对比参数 天然气的压力、温度、密度与其临界压力、临界温度和临界密度之比称为天然气对比压力、对比温度和对比密度。 c r P P P = (12) c r T T T = (13)