降低外输气水露点_图文.ppt
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气田外输天然气水露点确定研讨
113 水露点确定的依据及基本情况 西气东输管道与塔里木气田的交接点在新疆轮
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
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
降低液体外渗发生率PPT课件
保障患者安全
液体外渗可能导致局部组织损伤、感染等严重后 果，降低发生率有助于保障患者安全。
3
促进医疗技术进步
降低液体外渗发生率需要医护人员不断学习和掌 握新技术、新方法，推动医疗技术的进步。
液体外渗的危害
感染风险
外渗的液体可能成为细菌、病 毒等微生物的培养基，增加感 染的风险。
静脉血栓
外渗的液体可能刺激静脉壁， 导致血栓形成，影响血液回流 。
合理安排输液顺序
在输液过程中，应遵循药物的性质和患者的病情，合理安 排输液顺序，避免刺激性药物和高渗性药物对血管的损伤 。
加强输液监护
在输液过程中，医护人员应加强对患者的监护，密切观察 输液部位有无红肿、疼痛等异常情况，及时发现并处理液 体外渗。
04
液体外渗的预防措施
加强患者教育
提高患者对液体外渗的认知
降低液体外渗发生率
汇报人：xxx 2024-01-09
目录
• 引言 • 液体外渗的原因分析 • 降低液体外渗的策略 • 液体外渗的预防措施 • 液体外渗的处理方法 • 降低液体外渗的实践经验分享
01
引言
目的和背景
1 2
提高医疗质量
降低液体外渗发生率是医疗质量提升的重要指标 ，有助于减少患者痛苦和并发症，提高患者满意 度。
加强医护人员责任心教育
02
强化医护人员的职业责任感和使命感，使其充分认识到预防液
体外渗的重要性，提高工作主动性。
建立完善的监督机制
03
设立专门的静脉输液质量监控小组，定期对医护人员的操作进
行评估和监督，及时发现问题并予以纠正。
05
液体外渗的处理方法
立即停止输液
停止输液
一旦发现液体外渗，应立即停止输液，并断开输液器与针头 或留置针的连接。
液体外渗可能导致局部组织损伤、感染等严重后 果，降低发生率有助于保障患者安全。
3
促进医疗技术进步
降低液体外渗发生率需要医护人员不断学习和掌 握新技术、新方法，推动医疗技术的进步。
液体外渗的危害
感染风险
外渗的液体可能成为细菌、病 毒等微生物的培养基，增加感 染的风险。
静脉血栓
外渗的液体可能刺激静脉壁， 导致血栓形成，影响血液回流 。
合理安排输液顺序
在输液过程中，应遵循药物的性质和患者的病情，合理安 排输液顺序，避免刺激性药物和高渗性药物对血管的损伤 。
加强输液监护
在输液过程中，医护人员应加强对患者的监护，密切观察 输液部位有无红肿、疼痛等异常情况，及时发现并处理液 体外渗。
04
液体外渗的预防措施
加强患者教育
提高患者对液体外渗的认知
降低液体外渗发生率
汇报人：xxx 2024-01-09
目录
• 引言 • 液体外渗的原因分析 • 降低液体外渗的策略 • 液体外渗的预防措施 • 液体外渗的处理方法 • 降低液体外渗的实践经验分享
01
引言
目的和背景
1 2
提高医疗质量
降低液体外渗发生率是医疗质量提升的重要指标 ，有助于减少患者痛苦和并发症，提高患者满意 度。
加强医护人员责任心教育
02
强化医护人员的职业责任感和使命感，使其充分认识到预防液
体外渗的重要性，提高工作主动性。
建立完善的监督机制
03
设立专门的静脉输液质量监控小组，定期对医护人员的操作进
行评估和监督，及时发现问题并予以纠正。
05
液体外渗的处理方法
立即停止输液
停止输液
一旦发现液体外渗，应立即停止输液，并断开输液器与针头 或留置针的连接。
3-3 天然气脱水应用实例
生产操作中，尤其是海上气田，普遍通过三甘醇相接触脱水， 因此我们将讨论液体吸收法。
一、含水量的确定
设计天然气脱水系统的第一步，就是要确定含水量，天然气 中的含水量与天然气的压力、温度、组分及酸性气体(H2S、 CO2)等因素有关。
天然气中的饱和水汽含量随温度的升高而增加，随压力的增 加而减小，酸性气体以及重质烃类的含量也会导致含水量的增 加，而一定量的氮气则会使含水量降低。
烃类液体的挥发，不仅减轻了再沸器的负荷，而且H2S及CO2 的 挥发，避免它们升温后在再沸器内引起一些酸腐蚀。 富三甘醇流出闪蒸罐后，经过过滤器，清除固体颗粒物质（直 径大于5微米），部分三甘醇流经活性炭过滤器，用来脱除三甘 醇所携带的少量的烃类液体。对于循环率大于10gal/m的装置， 一般要求10%-50%三甘醇流过活性炭过滤器。过滤有助于将累积 的泡沫及淤渣减至最小的程度。
测定天然气中含水量的方法有：重量法、露点法、图算法等。 前两种在生产现场较常用，而图算法主要用于设计脱水系统来 估算天然气的含水量。
二、三甘醇（TEG）脱水工艺
1 脱水剂 用溶剂来吸收天然气中水分的方法是建立在不同气体在液 体中溶解度不同的基础上的，所以对气体的吸收剂有一定的要 求。 在天然气脱水工艺中，最常用的液体吸收剂是乙二醇的聚 合衍生物，如：乙二醇（MEG）、二甘醇（DEG）、三甘醇（ TEG）和四甘醇(T4EG）。 这类衍生物通常称为甘醇类，它们的化学通式为HO•CH2 （CH2 • O • CH2 ）n • CH2 • OH。甘醇类化合物对天然气有较高的脱水 深度和较低的溶解度，对化学反应和热作用稳定、蒸汽压低、 黏度小、发泡和乳化倾向小、对设备无腐蚀、容易再生、价格 比较便宜，并且容易获得。因此是十分理想的脱水剂。
降低外输气水露点2
图6-1
从上面图标中看出，水露点跟节流后温度、压 力变化及外输气量压力大小密切联系。
按照水露点价算方法来分析，先根据现场测量计算出的水 分体积，然后根据换算值与天然气露点对照表对照查出当 时工况下水露点。
水分体积读数的换算： N×18×100/Q C(g/m3)=─────── 24.04×1000 式中: 24.04─20℃，101.3KPa条件下水的摩尔体积。 N─测量值读数，ppm Q─用皂膜流量计测定的测量流量，mL/min
2.20 2.40 2.20 2.20
2.00 2.20 2.00 1.90
1.75 1.70 1.80 1.76
-12 4 16 -4
0 4 14 2
-2 -2 12 1
1200 2536 833 1660
14 -3 14 6
Hale Waihona Puke 根据运行工况情况绘制折线图如下：
3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 2012.1.16 2012.2.8 2012.2.18 2012.3.28 一次节流后压力(Mpa) EZR调压阀后压力(Mpa) 外输压力(Mpa)
20 15 10 5 0 -5 -10 -15 2012.1.16 2012.2.8 2012.2.18 2012.3.28 一次节流后温度(℃) EZR调压阀前温度(℃) EZR调压阀后温度(℃) 水露点(℃)
外输流量 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 2012.1.16 2012.2.8 2012.2.18 2012.3.28 外输流量
邵珠显 周建斌
2012.5.20
贺毅
由区部技术员专门 责任 员工对装置运行参数指标范围不清 熟记各个控制指标参数； 给员工进行运行参 1 心不 楚；巡回检查不到位，不能及时发 认真执行巡回检查制度 数指标培训；加强 强 现问题 岗位责任制履行
天然气脱水工艺流程介绍(ppt 30页)
①工艺简单,操作容易，占地面积小；
②不需要额外加入溶剂，不需再生，无二次污染;
③可利用天然气本身的压力作为推动力，几乎没有压力损失;
④操作弹性大，可通过调节膜面积和工艺参数来适应处理量
的波动。
中国石油塔里木油田公司
迪那筹备组
讲座提 纲
一、脱水的原
因 二、脱水方法简
介 三、脱水工艺介
绍 四、各工艺的注意事
节流阀制冷
膨胀制冷
膨胀机制冷
低温分离法
丙烷制冷
热分离机制冷等
中国石油塔里木油田公司
迪那筹备组
脱水的方
法
• 溶剂吸收法：
利用某些液体物质不与天然气中的水分发 化学反应，只对水有很好的溶解能力且溶水 后蒸气压很低，可再生和循环使用的特点。 将天然气中水汽脱出。这样的物质有甲醇、 甘醇等。由于吸收剂可再生和循环使用，故 脱水成本低，已得到广泛使用。
油气田无自由压降可利用，满足 管输天然气水露点要求的场合。
1、脱水后干气中水含量可 低于1ppm，水露点可低于90℃； 2、对进料气体温度、压力 、流量变化不敏感； 3、操作简单，占地面积小 4、无严重腐蚀和发泡方面 的问题。
1、对于大装置，其设备投 资大，操作费用高； 2、气体压降大； 3、吸附剂使用寿命短，一 般三年需更换，增加成本； 4、耗能高，低处理量时更 明显；
• 牙哈320万方/日凝析气处理装置：设计处理天然 气320万方/天、凝析油产量为50万吨/年， 2000 年10月31日投产装置通过经J-T阀节流降温[加注 乙二醇防冻]，脱除天然气中的水，并实现轻烃回 收。
中国石油塔里木油田公司
迪 三那 甘筹 醇备脱水组 工
艺
各工艺的注意 事项
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-烃露点测量PPT课件
• 当总压不变的情况下,水气 分压也不变。 因此，一定水气含量的湿 空气在环境温度下的水气分 压等于该湿空气在露点温度 下的饱和水气压，即： es(Tdp)=e(Ta) 式中es为饱和水气压，Ta为 环境温度
2020/3/23
体积比 PPM(V)
• 湿空气中水蒸气的分体积与干气的分体积之比，即水 气分压与干气分压之比：
• ASTM D1142标准（-40oC） • IGT 8# 数据推断法 （1960’s IGT） • ISO 18453-2004（2004 GERG ）
2020/3/23
从露点测量到潮气测量的转换
露点转换至潮气的单位
• Lb/MMSCF （美国标准） • mg/std.m3 （欧洲标准）
2020/3/23
• 买卖双方交割天然气产品时，用于约定的重要指标之一。
2020/3/23
Hydrate formations
2020/3/23
Compressor damage
2020/3/23
天然气水露点和烃露点还原
从气田提取的天然气，在通过管道网传输之前，必须 对其进行脱水和去除重质碳氢成分的处理。
降低水露点
量误差 • 需要专业的技术人员进行操作
2020/3/23
helium
mol
hydrogen
nitrogen
carbon dioxide
Methane
Ethane
Propane
I-butane
n-butane
I-pentane
n-pentane
cyclopentane
n-hexane
cyclohexane
2020/3/23
阻容法
• 优点： 1、测量量程宽，达到-100℃ 2、响应时间快 3、应用广泛，经济耐用
2020/3/23
体积比 PPM(V)
• 湿空气中水蒸气的分体积与干气的分体积之比，即水 气分压与干气分压之比：
• ASTM D1142标准（-40oC） • IGT 8# 数据推断法 （1960’s IGT） • ISO 18453-2004（2004 GERG ）
2020/3/23
从露点测量到潮气测量的转换
露点转换至潮气的单位
• Lb/MMSCF （美国标准） • mg/std.m3 （欧洲标准）
2020/3/23
• 买卖双方交割天然气产品时，用于约定的重要指标之一。
2020/3/23
Hydrate formations
2020/3/23
Compressor damage
2020/3/23
天然气水露点和烃露点还原
从气田提取的天然气，在通过管道网传输之前，必须 对其进行脱水和去除重质碳氢成分的处理。
降低水露点
量误差 • 需要专业的技术人员进行操作
2020/3/23
helium
mol
hydrogen
nitrogen
carbon dioxide
Methane
Ethane
Propane
I-butane
n-butane
I-pentane
n-pentane
cyclopentane
n-hexane
cyclohexane
2020/3/23
阻容法
• 优点： 1、测量量程宽，达到-100℃ 2、响应时间快 3、应用广泛，经济耐用
汽水系统PPT学习教案
第2页/共18页
600MW集控全能值班员培训教材
设备介绍
减温水系统
二期的锅炉设置了一、二级过热汽减温水和再热汽减温水系 统，来控制锅炉末级过热器和再热器的出口汽温。 过热汽一级减温水位于一级过热器和屏式过热器之间的连通 管上，锅炉的左右侧各一组。一级减温水作为主汽温的粗调。 过热汽二级减温水位于屏式过热器和末级过热器之间，锅炉 的左右侧各一组。二级减温水作为主汽温的细调。 再热器减温水位于再热器进口的冷再管道上，锅炉的左右侧 各一个。再热器减温水主要用于事故情况下，当尾部烟道烟 气调节挡板的调节不能满足要求时，可投入再热汽喷水减温。
汽水系统
会计学
1
600MW集控全能值班员培训教材
简目
设备介绍 汽水流程 汽温调节 异常工况
第1页/共18页
600MW集控全能值班员培训教材
设备介绍
受热面
过热器：把饱和蒸汽加热成温度为538℃左右的过热蒸汽，向 汽机提高符合要求的作功介质，它包括末级过热器、屏式过 热器、一级过热器、后烟道包覆和顶棚过热器。 再热汽：进一步提高机组的循环热效率，同时使汽轮机的末 级叶片的蒸汽湿度控制在允许范围内。它由三组逆流布置的 水平管束和一组垂直管束组成。 省煤器：吸收锅炉低温烟气的热量、降低锅炉的排烟温度提 高锅炉的效率，同时由于给水进入蒸发受热面之前经过省煤 器加热，减少了在蒸发受热面内的吸热量。 水冷壁：吸收高温烟气热量，把汽包出来的水加热成饱和汽 再送回到汽包。
受热面管子内部腐蚀：
原因：汽、水中盐份析出引成水垢与管壁金属间产生电化学腐蚀； 由于流量过低或烟气偏流等原因造成壁温明显升高，蒸汽与管壁 产生化学反应引起蒸汽腐蚀。 预防：严格控制机组的汽水品质，减少水中的含盐量；合理组织 炉内动力工况，防止火焰偏斜；严格控制汽、壁温不超限。
600MW集控全能值班员培训教材
设备介绍
减温水系统
二期的锅炉设置了一、二级过热汽减温水和再热汽减温水系 统，来控制锅炉末级过热器和再热器的出口汽温。 过热汽一级减温水位于一级过热器和屏式过热器之间的连通 管上，锅炉的左右侧各一组。一级减温水作为主汽温的粗调。 过热汽二级减温水位于屏式过热器和末级过热器之间，锅炉 的左右侧各一组。二级减温水作为主汽温的细调。 再热器减温水位于再热器进口的冷再管道上，锅炉的左右侧 各一个。再热器减温水主要用于事故情况下，当尾部烟道烟 气调节挡板的调节不能满足要求时，可投入再热汽喷水减温。
汽水系统
会计学
1
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简目
设备介绍 汽水流程 汽温调节 异常工况
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设备介绍
受热面
过热器：把饱和蒸汽加热成温度为538℃左右的过热蒸汽，向 汽机提高符合要求的作功介质，它包括末级过热器、屏式过 热器、一级过热器、后烟道包覆和顶棚过热器。 再热汽：进一步提高机组的循环热效率，同时使汽轮机的末 级叶片的蒸汽湿度控制在允许范围内。它由三组逆流布置的 水平管束和一组垂直管束组成。 省煤器：吸收锅炉低温烟气的热量、降低锅炉的排烟温度提 高锅炉的效率，同时由于给水进入蒸发受热面之前经过省煤 器加热，减少了在蒸发受热面内的吸热量。 水冷壁：吸收高温烟气热量，把汽包出来的水加热成饱和汽 再送回到汽包。
受热面管子内部腐蚀：
原因：汽、水中盐份析出引成水垢与管壁金属间产生电化学腐蚀； 由于流量过低或烟气偏流等原因造成壁温明显升高，蒸汽与管壁 产生化学反应引起蒸汽腐蚀。 预防：严格控制机组的汽水品质，减少水中的含盐量；合理组织 炉内动力工况，防止火焰偏斜；严格控制汽、壁温不超限。