降低外输气水露点_图文.ppt
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。
气田外输天然气水露点确定研讨
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
天然气露点控制适用标准
天然气露点控制适用标准
气田天然气露点控制情况分析
一、天然气露点引用标准：
1. 《天然气》GB17820---1999
3.3 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°C
2. 《天然气脱水设计规范》SY/T0076---2008
5.2.1甘醇吸收脱水宜用于脱水后天然气水露点不低于-15°C的场合
5.2.4 进吸收塔的天然气温度维持在15°C-48°C，如果大于48°C，宜在进口分离器之前设置冷却设施；低于15°C，宜在分离器后设置加热设施,吸收塔操作压力一般大于或等于2.5MPa，但一般不宜超过10.0MPa
3.《输气管道工程设计规范》GB50251---2003
3.1.2管输天然气水露点应比输送条件下最低环境温度低5°C
4.《天然气管道运行规范》SY/T5922---2003
5.1.1在最高操作压力下，水露点应比最低输送环境温度低5°C
二、天然气标准状态
标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa,20℃。
燃气输配1第四版ppt课件
3
t
273 C T C
T 2 273
式中
t ——t(℃)时混合气体的动力粘度(Pa·s)；
T——混合气体的热力学温度(K)； C——混合气体的无因次实验系数，可用混合法则求得。 单一气体的C值可以查表得到。
液态碳氢化合物的动力粘度随分子量的增 加而增大，随温度的上升而急剧减小。气态碳 氢化合物的动力粘度则正相反，分子量越大， 动力粘度越小，温度越上升，动力粘度越增大， 这对于一般的气体都适用。
混合液体的蒸气压
根据道尔顿定律、拉乌尔定律：
P Pi xi Pi
式中： P ——混合液体的蒸气压（Pa） Pi ——混合液体任一组分的蒸气分压（Pa）
xi ——混合液体中该组分的分子成分（％）
Pi ——该纯组分在同温度下的蒸气压（Pa）
决化
当使用容器中的液化石油气时，总是先蒸发出较 多的丙烷，而剩余的液体中丙烷的含量渐渐减少，所
八、爆炸极限
概念：
可燃气体和空气的混合物遇明火而引起爆炸 时的可燃气体浓度范围称为爆炸极限。在这种 混合物中当可燃气体的含量减少到不能形成爆 炸混合物时的那一含量，称为可燃气体的爆炸 下限，而当可燃气体含量一直增加到不能形成 爆炸混合物时的含量，称为爆炸上限。
(一)只含有可燃气体的混合气体的爆炸极限
于 丙 烷 和 丁 烷 含 量 的 比 例 。
石 油 气 ， 当 温 度 一 定 时 ，
其 蒸 气 压 取
如 果 容 器 中 为 丙 烷 和 丁 烷 所 组 成 的 液
以温度虽然不变，容器中的蒸气压也会逐渐下降。
如图所示是随着丙烷、正丁烷混合物的消耗，当15℃时 容器中不同剩余量气相组成和液相组成的变化情况。
式中: M——混合液体平均分子量 x1、x2……xn ——各单一液体分子成分(％) M1、M2……Mn——各单一液体分子量
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
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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
输气干线运行PPT课件
一、 管线试压
试压分强度试压和严密性试压两个阶段。强度 试压（使管道内压力升到一定的值以充分暴露 管线的隐患和缺陷）合格后方可进行严密性 （排除管道内的可能漏气点）实验。根据管线 设计要求和实际条件，可以整体也可分段试压， 一般先进行强度试压，后进行严密性试压。
输气管线应以气体作试压介质（虽然水试压安 全，但考虑到以后的生产运行，水试压会留下 极大的隐患。现在管材、制管、焊接等方面水 平的提高，环焊缝100%无损检测，管道试压
对于第三种因素，水合物形成的堵塞，一方面对 天然气进行脱水处理。另一方面，提高输气温度， 对天然气加热，防止水合物形成。
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五、输气管线严密性 天然气的输送是在一密闭系统中进行的，严密
不漏是安全输气的基本条件。必须经常检查线 路的严密性，发现漏气立即进行抢修。 由于天然气管道埋在地下，处于隐蔽状态，如 果发生漏气，泄漏的气沿地下土层孔隙扩散， 使查漏工作很困难，可以根据天然气浓度的大 小确定大致的漏气范围。一般用以下方法。
当已知输气管线起、终点压力和管线长度时， 某点压力可由公式计算
3
Px²=P1²-(P1²-P2²)X/L
由此可绘出输气管线压力变化曲线。压力降曲线表 示输气管线内天然气压力的变化规律，在输气管理 工作具有重要意义。把实测管线压力降曲线与理论 计算压力降曲线相比较，可以发现输气管线是否正 常，哪些管段正常，哪些不正常，哪些管段有堵塞 或漏气，以便及时采取措施，排除故障。
1
（2）管线的天然气流量，由输气站定时 计量，流量大小由用气计划而定。由于 输气管线有一定的储气能力，用户与输 气量可以有一定差别，流量与管段两端 压差有关，如果两端压差大，则此管段 流量亦大，反之，则小。但管壁粗糙、 管内积水和污物堵塞，都会影响天然气 流动，造成流量减小。
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。
冷却镜面法测试天然气水露点及其数据分析
技术与信息训和应急培训，就连各类油品的基本特性都缺乏足够的了解，导致工作中没有风险意志容易产生安全事故，同时因应急知识能力的确实，在发生安全事故时，无法正确处理，导致丧失最佳应对时间。
3.3安全意识不到位部分加油站经营者认识到风险范围工作，以及安全管理工作对加油站运营发展的重要性，也制定并出台了对应的安全管理条例，但对员工安全意识以及责任制度的培训工作不到位，导致安全制度落实不彻底，许多条款沦为形式，同时员工不认识到自身岗位的责任义务，认为安全管理工作都是管理层的工作，与自身无关。
同时部分员工存在侥幸心理，轻视工作流程制度以及安全管理条例，如在原油计量工作中不穿防静电工作等等。
4改善加油站安全管理的对策4.1重视现场的安全管理加油站现场的安全管理主要分为五个方面的工作:（1）根据加油站的基本情况和风险特点，制定对应的流程制度以及安全管理条例，并建立监督和监管部门或组织，严格落实各项条例内容。
（2）对加油站的基础设施和对应设备，应根据其机械特点制定对应的维护保养工作以及安全隐患排查工作，对存在安全隐患的设备应停用维修，重点设备应建立备用系统，以备设备维修时间较长时，影响加油站的正常运营。
（3）加油站的应配备质量合格、种类齐全的消防和应急设备，并设立专人进行维护和监察，保障消费设备的有效性，同时根据不同的风险类型设置对应的警示标语。
（4）对加油站的各项日常运营数据以及风险预防工作进行记录，一旦发现新的安全风险，要及时采取有效措施进行解决。
4.2明确安全管理责权安全条例不仅仅是制度上的确立，也是对责任的划分，加油站管理人员应根军加油站各部门的工作内容和职责范围，对安全管理责任进行科学的划分，并根据员工级别分配对应的权责。
让员工在安全管理工作中，认清自身分工以及岗位职责。
4.3提高安全意识，加大宣传教育必须提高加油站员工的安全意识，提高他们的主观能动性，让他们积极去学习相关的安全知识和操作技能，并且经常开展各种安全知识和技能培训，从而让加油站员工更好地履行安全职责。