第一篇 第十章梁平.docx
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第一篇第十章梁平
第一十章天然气集输工艺
第一节水合物的形成与防止
气体水合物在外观上类似于不干净的冰,它是由某些气体分子嵌入水的晶格中所组成。
天然气水合物是轻的碳氢化合物和水所形成的疏松结晶化合物。
这些化合物可能以稳定的形式存在,但不能由所包含的分子形成准确化学结合物。
水合物通常是当气流温度低于水合物形成的温度而生成。
在高压下,这些固体可以在高于0℃而生成。
人们总是不希望形成水合物,因为水合物晶体会引起流体管线、节流阀、各种阀门以及检测仪表被堵塞,降低管线的流通能力或产生物理性破坏。
这些水合物尤其在节流阀和控制阀内有大的压力降和小的流通孔眼的地方容易形成,因为压力降低会引起温度降,如果形成水合物,孔眼就很容易被堵塞。
水合物形成而导致流动受到限制,这就被认为是“结冰”了。
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es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es的比值,用
表示。
即:
(10-1)
3.天然气的水露点
天然气在一定压力条件下与es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10-1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=0.983WoCRDCs(10-2)
式中W——非酸性天然气饱和水含量,mg/m3;
W0——由图10-1查得的含水量,mg/m3;
CRD——相对密度校正系数,由图10-1查得;
Cs——含盐量校正系数,由图10-1查得。
图10-1天然气的露点
对于酸性天然气,当系统压力低于2100kPa(绝)时,可不对H2S和(或)CO2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:
(10-3)
式中W—酸性天然气饱和水含量,mg/m3;
,
——气体中CO2,H2S的摩尔含量;
——气体中除CO2,H2S以外的其它组分的摩尔含量;
WHC——由图10-1查得的含水量,mg/m3;
——CO2气体含水量,由图10-2查得;
——H2S气体含水量,由图10-3查得。
图10-2CO2的水含量图10-3H2S的水含量
二、水合物的形成
在天然气输送管道和设备中,一旦有水合物的形成,轻则使管道的流通面积减小,重则将导致管道或设备的堵塞。
因此,了解水合物的特性,防止水合物的生成是非常必要的。
1.水合物的特性
在一定的温度和压力条件下,天然气中某些气体组分能和液态水形成水合物。
天然气水合物是白色结晶固体,外观类似松散的冰或致密的雪,密度为0.88~0.90g/cm3。
天然气水合物是一种笼形晶格包络物,即水分子籍氢键结合成笼形晶格,而气体分子则在范德华力作用下,被包围在晶格的笼形孔室中。
在水合物中,与1个气体分子结合的水分子数不是恒定的,这与气体分子的大小和性质以及晶格中孔室被气分子充满的程度等因素有关。
当气体分子占据全部晶格中的孔室时,天然气各组分的水合物分子的分子式为:
CH4·6H2O,C2H6·8H2O,C3H8·17H2O,iC4H10·17H2O,H2S·6H2O,CO2·6H2O,戍烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。
2.水合物的形成条件
(1)必要条件
天然气水合物形成的必要条件是:
气体处于水汽的饱和或过饱和状态并存在游离水;
有足够高的压力和足够低的温度。
(2)辅助条件
在具备上述条件时,水合物有时尚不能形成,还必须具有一些辅助条件,如压力的脉动,气体的高速流动,因流向突变产生的搅动,水合物晶种的存在及晶种停留的特定物理位置如弯头、孔板、阀门、粗糙的管壁等。
水合物形成的临界温度是水合物可能存在的最高温度,高于此温度,不论压力多高,也不会形成水合物。
气体生成水合物的临界温度如表10-1所列。
表10-1气体生成水合物的临界温度
名称
CH4
C2H6
C3H8
iC4H10
nC4H10
C02
H2S
形成水合物的临界温度,℃
21.5
14.5
5.5
2.5
1.0
10.0
29.0
3.水合物形成条件的预测
图10-4是预测形成水合物的压力—温度曲线。
已知天然气的相对密度,可由图10-4查出天然气在一定压力条件下形成水合物的最高温度,或在一定温度条件下形成水合物的最低压力。
当天然气的相对密度在图示曲线之间时,可用线性内插法求出形成水合物的压力或温度。
例:
某天然气的相对密度为0.67,求温度为10℃时形成水合物的最低压力。
从图10-4查得天然气在10℃时形成水合物的压力为:
相对密度为0.6时,P=3350kPa(绝压);
相对密度为0.7时,P=2320kPa(绝压);
用线性内插法求算天然气相对密度为0.67时形成水合物的压力:
三、水合物的防止
由于水合物是一晶状固体物质,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,因此必须采取措施防止其生成。
通常在天然气集输系统采取加热法或注抑制剂法防止水合物形成。
图10-4预测形成水合物的压力—温度曲线
1.加热法
提高天然气节流前的温度,或敷设平行于采气管线的热水伴随管线,使气体流动温度保持在天然气的水露点以上,是防止水合物生成的有效方法。
矿场常用的加热设备有壳管式换热器、套管式换热器和水套加热炉。
判断或防止水合物形成的压力及温度如下所示:
(1)在不形成水合物的条件下,允许气体进行膨胀
在天然气的生产实践中,气体流经节流阀后由于压力降低气体膨胀而导致温度也就降低,这样就有可能在节流阀或控制阀处生成水合物,阻塞阀门或管道,影响生产的正常进行。
如果适当控制节流阀的开启度,就可以达到调压的目的,而又不生成水合物。
知道了天然气的相对密度以及节流调压前的初始温度和初始压力,利用图10-5到图10-7,就可以求得在不形成水合物的条件下,节流调压后的最终压力。
现举例来说明这些图表的使用方法
压力为14000千帕(绝),温度为40℃,相对密度为0.6的气体,在不生成水合物的情况下可以膨胀到什么程度?
解:
从图10-5找出压力为14000千帕(绝)的初始压力线与温度为40℃的初始温度曲线交点,在水平轴上即可读出允许的最终压力为7000千帕(绝)。
压力为14000千帕(绝),温度为60℃,相对密度为0.6的气体,在不生成水合物的情况下可以膨胀到什么程度?
10-5相对密度为0.6的天然气在不形成10-6相对密度为0.7的天然气在不形成
水合物的条件下允许达到的膨胀程度水合物的条件下允许达到的膨胀程度
解:
查图10-5温度为60℃的初始温度曲线不与压力为14000千帕(绝)的初始压力线相交,所以气体可以膨胀到大气压力而不生成水合物。
相对密度为0.6的气体从10000千帕(绝)膨胀到3500千帕(绝),在不生成水合物的情况下最低初始温度是多少?
解:
从图10-5压力为10000千帕(绝)的压力线与压力为3500千帕(绝)的最终压力线同35℃的温度曲线有一共同交点。
因此,35℃是避免生成水合物的最低初始温度。
气体的相对密度为0.693,压力从10000千帕(绝)节流调压到3500千帕(绝),问最低温度是多少才不会生成水合物?
解:
从图10-5查得,对于相对密度为0.6的气体,最低的初始温度下T最初=35℃。
图10-7相对密度为0.7的天然气在不形成
水合物的条件下允许达到的膨胀程度
又从图10-6查得,对于相对密度为0.7的气体,最低的初始温度T最初=45℃。
用线性内插法,对于相对密度为0.693的气体,其最低初始温度为:
℃
气体的相对密度为0.693,温度为40℃,压力为14000千帕(绝),问在不生成水合物的情况下,可以膨胀到什么程度?
从图10-5查得,对于相对密度为0.6的气体,允许的最终压力为T最初=7000千帕(绝)。
又从图10-6杳得,对于相对密度为0.7的气体,允许的最终压力为T最初=8600千帕(绝)。
用线性内插法,对于相对密度为0.693的气体,允许的最终压力为
千帕(绝)
(2)在给定条件下,求出气体节调压后的温度降,判断是否形成水合物
在天然气的生产过程中,经常使用节流阀或控制阀进行调压,使高压气流被调在不形成水合物的条件下允许达到的膨胀程度节到所要求的规定压力。
由于压力降低,气体膨胀就导致气体温度降低。
此时,如果已知高压气流的初始温度和初始压力,以及所要求的最终压力,根据所求得的节流后温度降,就可以计算出节流后最终温度,从而就可以判断高压气流在节流后是否会形成水合物。
因此,求得气体节流后的温度降是至关重要的。
通常,利用图10-8就可以相当快地求出天然气节流后的温度降。
例如,初始压力为27000千帕,最终压力为12000千帕,由图10-8,根据初始压力P初始=27000千帕和压力降△P=27000-12000=15000千帕,求得节流后的温度降△t=24.5℃。
图10-8给定压力降所引起的温度降
请注意,该曲线图是根据液态烃含量在11.3米3/106米3(GPA标准)条件下得出来的。
在气体中,液态烃量愈高,则温度降愈小,也就是说,计算出来的最终温度就愈高,每增加5.6米3(液态烃)/106米3(GPA标准),就有2.8℃的温度修正值。
这样,如果没有液态烃,则温度降将比图10-8所求出的温度降要多5.6℃,亦即气体的最终温度要更冷5.6℃。
如果知道天然气的相对密度(或组成)、初始压力,初始温度和最终压力,就可以判断是否会形成水合物。
例天然气相对密度为0.6,初始温度为28.5℃,初始压力为27000千帕,最终压力为12000千帕,试问气体节流后是否会形成水合物?
第一步计算节流后的温度降
利用图10-8,根据初始压力P初始=27000千帕和压力降△P=27000-12000=15000千帕,求得节流后温度降△t=24.5℃,由于气体中不含液态烃,故最后的温度降应为
℃。
第二步计算节流后的温度
℃
第三步计算形成水合物的温度
气体在节流前(
)形成水合物的温度
气体相对密度为0.6,
时,由图10-5查得:
形成水合物的温度
℃。
气体节流后
形成水合物的温度
气体相对密度为0.6,
时,形成水合物的温度
℃。
第四步判断是否形成水合物
节流前:
℃。
℃。
,所以节流前不会形成水合物。
节流后:
℃。
℃。
,所以节流后要形成水合物。
于是得出结论:
在所给定条件下,气体在节流后要形成水合物。
为保证生产的正常进行,必须根据具体情况,采用喷注化学抑制剂或加热等有效措施来防止水合物的形成。
2.注抑制剂法
可以用于防止天然气水合物生成的抑制剂分为有机抑制剂和无机抑制剂两类。
有机抑制剂有甲醇和甘醇类化合物,无机抑制剂有氯化钠、氯化钙及氯化镁等。
天然气集输矿场主要采用有机抑制剂,这类抑制剂中又以甲醇和乙二醇最为使用。
抑制剂的加入会使气流中的水分溶于抑制剂中,改变水分子之间的相互作用,从而降低表面上水蒸汽分压,达到抑制水合物形成的目的。
质量浓度相同的两种抑制剂,其效果是甲醇优于乙二醇。
甲醇可用于任何操作温度。
由于甲醇沸点低蒸汽压高,故更适用于较低的操作温度,若在较高温度下使用则蒸发损失较大。
一般情况下喷注的甲醇蒸发到气相中的部分不再回收,液相水溶液经蒸馏后可循环使用。
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。
因此使用甲醇作抑制剂时应注意采取相应的安全措施。
甘醇类抑制剂无毒,较甲醇沸点高,蒸发损失小,一般可回收再生重复使用。
甘醇适于处理气量较大的气井和集气站的防冻。
甘醇类抑制剂粘度较大,注入后将使系统压降增大,特别在有液烃存在情况下,操作温度过低将使甘醇溶液与液烃的分离造成困难,并增加在液烃中的溶解损失和携带损失。
溶解损失一般为0.12~0.72L/m3液烃,多数情况为0.25L/m3液烃。
在含硫液烃系统中的溶解损失大约是不含硫系统的3倍。
哈默斯米特公式可以用来计算为降低水合物形成温度在水相中所需要的抑制剂量。
(10-4)
式中:
△T——形成水合物的温度降℃
M——抑制剂的分子量(见表10-2)
K——常数(见表10-2)
W——在最终的水相中抑制剂的重量百分数(即富液的重量浓度)
抑制剂总的需要量等于:
由公式(10-4)给出的用来处理自由水所需要的抑制剂量,再加上蒸发到汽相中所损失的抑制剂量和溶解到液态烃中的抑制剂量。
图10-9是确定甲醇蒸发损失量的一张图。
大约有3%的甲醇溶于液态烃中。
图10-9在不同温度下甲醇汽相浓度对液相浓度比值与压力的关系曲线图
表10-2抑制剂及其常数
抑制剂
M
K
甲醇
32.14
1297.2
乙醇
46.06
1297.2
异丙醇
60.10
1297.2
乙二醇
62.07
1222.2
丙二醇
76.10
1994.4
二甘醇
106.10
2427.8
第二节天然气集输系统
天然气从气井采出往往含有液体(水和液烃)和固体(岩屑、腐蚀产物及酸化处理后的残存物等)物质。
这将对集输管线和设备产生极大的磨蚀危害,且可能堵塞管道和仪表管线以及设备等,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含的液体和固体物质。
天然气集输系统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。
储气构造、地形地物条件、自然条件、气井压力温度、天然气组成以及含油含水情况等因素是千变万化的,而适应这些因素的气田天然气集输流程也是多种多样的。
以下仅对较为典型和常见的流程加以描述。
一、采油平台
采油平台具有三种功能:
1)调控气井的产量;2)调控天然气的输送压力;3)防止天然气生成水合物。
比较典型的采油平台流程,也是目前现场通常采用的有两种类型:
一种是加热天然气防止生成水合物的流程;另一种是向天然气中注入抑制剂防止生成水合物的流程,如图10-10和10-11所示。
图10-10加热防冻的井场装置原理流程图
图10-11注抑制剂防冻的井场装置原理流程图
图10-10所示,图中1为气井,2为采气树针形阀。
天然气从针形阀出来后进入井场装置,首先通过加热炉3进行加热升温,然后经过第一级节流阀(气井产量调控节流阀)4进行气量调控和降压,天然气再次通过加热器5进行加热升温,和第二级节流阀(气体输压调控节流阀)6进行降压以满足采气管线起点压力的要求。
如图10-11所示,流程图中的抑制剂注入器1替换了图10-10中的加热炉3和5,流经注入器的天然气与抑制剂相混合,一部分饱和水汽被吸收下来,天然气的水露点随之降低。
经过第一级节流阀(气井产量调控阀)进行气量控制和降压,再经第二级节流阀(气体输压调控阀)进行降压以满足采气管线起点压力的要求。
二、集输平台
1.常温分离流程
天然气在分离器操作压力下,以不形成水合物的温度条件下进行气—液分离,称为常温分离。
通常分离器的操作温度要比分离器操作压力条件下水合物形成温度高3~5℃。
常温分离工艺的特点是辅助设备较少,操作简便,适用于干气的分离。
我国目前常用的常温分离集气站流程有以下几种:
(1)常温分离单井流程。
图10-12常温分离单井集气站原理流程图
(一)
1—采气管线;2—进站截断阀;3—加热炉;4—节流阀;5—三相分离器;6—孔板计量装置;
7、11、15—气、油、水出站截断阀,8—集气管线,9、13—液位控制自动放液阀;10、14—
流量计;12—液烃管线;16—放水管线
图10-13常温分离单井集气站原理流程图
(二)
1—采气管线;2—进站截断阀;3—加热炉;4—节流阀;5—三相分离器;6—孔板计量装置;
7、11—气、油或水出站截断阀,8—集气管线,9—液位控制自动放液阀;10—流量计;12—液烃或水管线
常温分离流程如图10-12所示。
采气管线1来气经进站截断阀2后到加热炉3加热,加热后的天然气经节流阀4降压节流后输送到三相分离器5分别分离出气、油、水,天然气经分离器顶部经孔板计量装置6计量后经出站截断阀7输送到集气管线8;天然气的中部分离液烃经液位控制自动放液阀9输送到流量计10计量后通过出站截断阀11输入液烃管线12。
分离器底部分离出水经液位控制自动放液阀13通过流量计14计量后经出站截断阀15外输到放水管线16。
在图10-13中与图10-12不同之处在于分离设备的选型不同,前者为三相分离器,后者为气液两相分离器,因此其使用条件各不相同。
前者适用于天然气中液烃和水含量均较高的气井,后者适用于天然气中只含水或液烃较多和微量水的气井。
常温分离单井集气站通常设置在气井井场。
图10-14常温分离多井集气站原理流程图
(一)
(2)常温分离多井流程。
常温分离多井集气站一般有两种类型,如图10-14和图10-15所示。
两种流程的不同点在于前者的分离设备是三相分离器,后者的分离设备是气液分离器。
两者的适用条件不同。
前者适用于天然气中油和水的含量均较高的气田,后者适用于天然气中只有较多的水或较多的液烃的气田。
图10-14和图10-15所示仅为两口气井的常温分离多井集气站。
多井集气站的井数取决于气田井网布置的密度,一般采气管线的长度不超过5km,井数不受限制。
以集气站为中心,5km为半径的面积内,所有气井的天然气处理均可集于集气站内。
图10-14中管线和设备与图10-12相同,图10-15中管线和设备与图10-13相同,此处流程简述从略。
图10-15常温分离多井集气站原理流程图
(二)
(3)常温分离多井轮换计量集气站流程
常温分离多井轮换计量集气站流程适用于单井产量较低而井数较多的气田。
全站按井数多少设置一个或数个计量分离器供各井轮换计量;再按集气量多少设置一个或数个生产分离器,分离器供多井共用。
如图10-16所示。
2.低温分离集气站流程
在很多情况下,天然气采气压力远高于外输压力。
利用天然气在气田集输过程出现的大差压节流降压所产生的节流效应达到的低温条件,在此条件下进行气体、水及液烃分离,称为矿场低温分离。
此种分离工艺同时产生两种效果:
1)增加液烃回收量;2)降低天然气露点。
因此气田集输系统即可利用这两种效果,对天然气进行液烃回收和脱水。
气田集输系统可利用低温分离工艺使天然气的烃露点和水露点降低以满足管输要求,也是气田集输系统的节能措施之一。
来自井场装置的天然气,经过脱液分离器脱除其所携带的游离水和液烃以及固体杂质后,经注入水合物抑制剂,再进入气一气换热器与低温天然气换热后温度下降,然后通过节流阀产生大差压节流降压,温度进一步下降并达到所要求的低温条件。
在此条件下天然气中C5+组分大部分被冷凝下来。
C3和C4也有相当一部分成为液相溶于液烃内。
所有液相物质沉聚到分离器底部,最终达到分离气、油、水的目的。
图10-16常温分离多井轮换计量集气站原理流程图
由于低温分离的操作温度一般在0℃以下,通常为-4℃~-20℃。
为了取得分离器的低温操作条件,同时又要防止在大差压节流降压过程中天然气生成水合物,必须采用注抑制剂防冻法以防止生成水合物。
低温分离工艺通常适用于富气的分离。
对于贫气,在通过气一液平衡计算,表明低温分离工艺对液烃回收具有经济价值时,则应采用低温分离工艺。
比较典型的两种低温分离集气站流程分别如图10-17和图10-18所示。
图10-17流程的特点是低温分离器底部出来的液烃和抑制剂富液混合物在站内未进行分离。
图10-18流程图的特点是低温分离器底部出来的混合液在站内进行分离。
前者是以混合液直接送到液烃稳定装置去处理,后者是将液烃和抑制剂富液分别送到液烃稳定装置和富液再生装置去处理。
图10-17流程图所示:
井场装置通过采气管线1输来气体经过进站截断阀2进入低温站。
天然气经过节流阀3进行压力调节以符合高压分离器4的操作压力要求。
脱除液体的天然气经过孔板计量装置5进行计量后,再通过装置截断阀6进入汇气管。
各气井的天然气汇集后进入抑制剂注入器7,与注入的雾状抑制剂相混合,部分水汽被吸收,使天然气水露点降低,然后进入气一气换热器8使天然气预冷。
降温后的天然气通过节流阀进行大差压节流降压,使其温度降到低温分离器所要求的温度。
从分离器顶部出来的冷天然气通过换热器8后温度上升至0℃以上,经过孔板计量装置10计量后进入集气管线。
图10-17低温分离集气站原理流程图
(一)
图10-18低温分离集气站原理流程图
(二)
从高压分离器4的底部出来的游离水和少量液烃通过液位调节阀11进行液位控制,流出的液体混合物计量后经装置截断阀12进入汇液管。
汇集的液体进入闪蒸分离器13,闪蒸出来的气体经过压力调节阀14后进入低温分离器9的气相段。
闪蒸分离器底部出来的液体再经液位控制阀15,然后进入低温分离器底部液相段。
从低温分离器底部出来的液烃和抑制剂富液混合液经液位控制阀16再经流量计17,然后通过出站截断阀进入混合液输送管线送至液烃稳定装置。
图10-18流程图与图10-17流程图所不同之处是:
从低温分离器底部出来的混合液,不直接送到液烃稳定装置去,而是经过加热器1加热升温后进入三相分离器2进行液烃和抑制剂分离。
液烃从三相分离器左端底部出来,经过液位控制阀3再经流量计4然后通过气一液换热器5与低温分离器顶部引来的冷天然气换热被冷却,降温到0℃左右。
最后,液烃通过出站截断阀,由管线送至稳定装置。
从三相分离器右端底部出来的抑制剂富液经液位控制阀6再经流量计7后,通过出站截断阀送至抑制剂再生装置。
图10-17和图10-18两种低温分离流程的选取,取决于天然气的组成、低温分离器的操作温度、稳定装置和提浓再生装置的流程设计要求。
低温分离器操作温度越低,轻组分溶入液烃的量越多。
此种情况以采用图10-17低温分离流程为宜。
第三节天然气脱水
天然气脱水就是脱除天然气中的水蒸汽,使其露点达到一定的要求。
脱水前含水天然气的露点与脱水后干气的露点之差称为露点降。
人们常用露点降表示天然气的脱水深度,例如,已知某天然气在3.45MPa(绝)和15.6℃时水含量为0.48kg/103m3(GPA),如该天然气要在3.45MPa(绝)和-6.7℃下用管道输送,此时天然气中水含量为0.11kg/103m3(GPA),也就是说,由于温度降低,原来存在于天然气中的0.48kg/103m3(GPA)水,只有0.11kg/103m3(GPA)仍为饱和水蒸汽含在天然气中,其余0.37kg/103m3(GPA)冷凝为游离水。
这些游离水是形成天然气水合物并堵塞管道、加速天然气中酸性组分腐蚀等的潜在因素。
如果天然气经过脱水处理,使其露点降低27.8℃,则意味着在温度降至-12.2℃前,天然气中不会析出液态水。
在3.45MPa(绝)和-12.2℃时天然气中水含量约为0.08kg/10
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