天然气采集工艺及安全.ppt
编制：和田河作业队 陈宁2006.6,天然气采集,工艺流程,与安全,单井生产和控制措施,采取国内外通行的避射、控制生产压差、连续采气，尽量少关井等措施，控制出砂、出水，无水生产期为20年。井口采气树采用双翼双阀，抗硫化氢、二氧化碳等酸性气体腐蚀，安全控制系统采用井口安全阀，就地自动控制。为防止气井出水井口采用柱塞气举系统。,集气工艺,（1）含硫天然气自井采出后，分别进入站外采气管线（2）站内集气装置区设有两路集气流程，通过平衡分配管线平衡分配站外来气。,(1),集气工艺,（3）进站天然气流经天然气进站加热器（HE2301或HE2302）管程，被流经壳程的热媒加热至47后，在不形成天然气水合物的前提下节流到8.4MPa，21下进天然气进站分离器（V2301或V2302）进行气液分离后，进行单井独立连续计量。计量后的两单井天然气汇合后直接进天然气处理装置区。分离出的液体经进站分离器底部排污节流降压至0.2 MPa后，进污水压送罐，定期排至废液焚烧炉焚烧处理后无害化外排，或压送至凝液缓冲罐。,(2),天然气集气工艺流程图,单流阀,进站分离器,节流阀,调节阀 压变,玛四-H1井,热媒,节流阀,进站分离器,污水磕头罐,热媒,天然气进站换热器,去处理区,去净化区(停运),放空,玛四井,去焚烧、凝液缓冲罐,来自配气去火炬补压,天然气进站换热器,HE2301,V2301,HE2302,V2302,PV2101,V2101,处理工艺,（1）进站天然气（30、8.38MPa）首先进天然气换热器（HE2201），经换热器管程与节流膨胀低温分离脱烃、脱水处理后的流经壳程的低温干净化天然气（俗称：冷干气）（23、4.6MPa）换热，湿净化天然气被预冷到10，干净化天然气被加热到18。,(1),处理工艺,（2）经预冷后的天然气，进一级低温气液分离器（V2201）进行低温气液分离，一级低温气液分离器操作温度为10。分离后的天然气经节流膨胀（节流后压力4.6MPa，温度23）后进二级低温气液分离器（V2202）进行低温气液分离，完成天然气脱水、脱烃处理，处理后天然气。二级低温气液分离器操作温度为23，成为符合标准要求的合格外输商品天然气，进天然气外输及配气装置区计量外输至和田供气管道及提供站内生产、生活用燃料气。,(2),乙二醇加注工艺,为防止在换热预冷过程中和节流膨胀过程中生成水合物，造成冻堵，在换热器前的管道和节流阀前的管道上设置专用的乙二醇雾化加注装置，自贫液储罐（V2203）通过加注泵向乙二醇雾化器加注乙二醇贫液。并设有高架滴注罐，确保的连续性、可靠性。贫液加注泵采用往复式容积泵，具有流量控制准确、稳定的优点。,压液工艺,（1）一级低温气液分离器天然气凝液（10，8.33MPa）根据凝液回收腔液位指示，保持液位，防止串压，采取现场间歇手动操作，通过凝液回收腔底部的天然气凝液出口管线上的液位调节阀（两位式开关阀）前的串接式两级节流阀节流至4.6MPa）后进二级低温气液分离器（V2202）。压液节流动作要缓慢。排液结束后，必须将排液管路上的所有阀门全部关闭，并逐一检查确认，完全关闭无误。,(1),压液工艺,（2）由一级低温气液分离器分离出的液相包含乙二醇水溶液和天然气凝液（10、8.33MPa）。根据凝液回收腔液位指示，根据凝液回收腔液位指示，保持液位，防止串压，采取现场间歇手动操作，通过液相出口管线上的串接式两级节流阀节流至1.3MPa后进乙二醇液烃加热分离器（V2200）。压液节流动作要缓慢。排液结束后，必须将排液管路上的所有阀门全部关闭，并逐一检查确认，完全关闭无误。,(2),压液工艺,（3）二级低温气液分离器（V2202）天然气凝液（23，4.6MPa（g）根据凝液回收腔液位指示，保持液位，防止串压，采取现场间歇手动操作，通过凝液回收腔底部的凝液出口管线上的液位调节阀（两位式开关阀）前的串接式两级节流阀节流至1.3MPa（g）后进乙二醇液烃加热分离器（V2200）。节流动作要缓慢。排液结束后，必须将排液管路上的所有阀门全部关闭，并逐一检查确认，完全关闭无误。,(3),压液工艺,（4）由二级低温气液分离器分离出的液相包含乙二醇水溶液和天然气凝液（23、4.6MPa）。根据凝液回收腔液位指示，根据凝液回收腔液位指示，保持液位，防止串压，采取现场间歇手动操作，通过液相出口管线上的串接式两级节流阀节流至1.3MPa后进乙二醇液烃加热分离器（V2200）。压液节流动作要缓慢。排液结束后，必须将排液管路上的所有阀门全部关闭，并逐一检查确认，完全关闭无误。,(4),天然气处理工艺流程图,乙二醇液烃分离工艺,乙二醇液烃加热分离器（V2200）将进入混合加热室的液体进行加热升温，加热温度自动控制在20。达到乙二醇水溶液与天然气凝液（即液烃）的最佳重力沉降分离条件。加热至20的混合液体翻越挡板后溢流进入沉降分离室停留（设计最大停留时间为2小时），进行重力沉降分离。利用凝液与乙二醇水溶液比重差异较大，发生分离而形成分层。凝液位于液相上层，翻越挡板后溢流至液烃室。,(1),乙二醇液烃分离工艺,乙二醇水溶液由于比重大沉降到液相下层，由沉降分离室集液包底部的水连通管自动平衡，排溢至醇室。形成U形管效应，进醇室连接处，按照不同高度分别设有4个切断阀(开1关3)，根据生产变化的实际情况调整4个切断阀的开关关系，从而调整U形管在醇室一侧的实际高度，以适应生产变化的实际情况，始终保持沉降分离室内的乙二醇水溶液与天然气凝液之间重力沉降的液相界面稳定。从而确保彻底的沉降分离效果，确保液烃室内天然气凝液纯度超过99.6，醇室内乙二醇水溶液纯度超过99.9,(2),乙二醇液烃分离工艺,混合加热室内加热闪蒸出的少量天然气由气相出口经自力式调压阀调压至0.15 MPa后进系统管网的天然气低压放空总管至站外放空火炬作为长明灯燃料气点燃放空火炬长明灯。在醇室内停留的乙二醇富液由醇室底部的排液出口管线经该管线上的节流截止放空阀节流至0.1MPa后排至乙二醇富液储罐（V2204）。排液采取间歇手动操作，保持室内适当的液位高度，防止窜压。排液结束后，必须将乙二醇液烃加热分离器醇室排液管路上的所有阀门全部关闭，并逐一检查确认，完全关闭无误。,(3),乙二醇液烃分离工艺,乙二醇液烃加热分离器（V2200）液烃室设液位变送器，液烃室底部的排液出口管线上安装有液位调节阀，通过液位信号由DCS系统自动控制液烃室液位，通过控制液位的方式调节排液出口管线天然气凝液的流量。在乙二醇液烃加热分离器液烃室内停留的天然气凝液由液烃室底部的排液出口管线经该管线上的液位调节阀自动控制排至天然气凝液稳定塔（T2201）进行天然气凝液稳定。,(4),凝液稳定工艺,天然气凝液稳定塔采用不锈钢规整填料塔，塔底釜式重沸器。自乙二醇液烃加热分离器的凝液（1.3MPa，20）由塔上部进料，稳定后的天然气凝液（1.35MPa，120）由塔底重沸器出料。温度控制方式采取调节塔底重沸器热媒出口流量，设温度调节阀，由稳定塔塔釜上设置的温度传感器自动调节。塔顶闪蒸气(1.3MPa，20)至低压放空火炬燃烧处理。稳定后的凝液由天然气凝液空冷器（AL2201）冷凝后经天然气凝液缓冲罐至站外装车场不间断连续装车外销，不能及时装车外销时进废液焚烧装置焚烧处理，站内不设凝液储存设施。,天然气凝液稳定工艺流程图,去装车台、焚烧、干化沲,分图,乙二醇装料配制工艺,装置开工前，将桶装乙二醇经卸料泵（P2202）加入到贫液储罐（V2203），用除盐水配制成浓度为7585的乙二醇贫液。切换流程，用乙二醇卸料泵（P2202）将乙二醇贫液在贫液储罐及贫液配制管路系统内循环，充分地混合均匀。切换乙二醇卸料泵（P2202）流程，将配制合格的乙二醇贫液添加到乙二醇贫液高架滴注罐（V2206）内。,(1),乙二醇装料配制工艺,装置开工运行时，由乙二醇贫液加注泵（P2203）将贫液储罐内的乙二醇贫液（20、0.1MPa）升压至8.4MPa，通过乙二醇加注管线加注到乙二醇加注雾化装置，乙二醇贫液加注为连续运行。吸收水分后乙二醇富液由在乙二醇液烃加热分离器（V2200）醇室回收至乙二醇富液储罐（V2204）储存。,(2),乙二醇装料配制工艺,再生时，富液（0.1MPa，30）由进料泵（P-2204）自富液储罐（V-2204）经换热器（HE-2204）与再生后的贫液换热，被升温至88后由塔上部进料，在塔内将吸收的水分闪蒸出来。再生前富液的浓度为5565，再生后贫液的浓度恢复到7585，塔顶控制参数(0.05MPa，125135)，贫液由塔底泵（P-2205）自再生塔底经换热器与富液换热，冷却至40后进贫液储罐。塔顶闪蒸出来的水蒸气经塔顶空冷器（AL-2202）冷凝后排入排污总管。为延长乙二醇溶液的使用寿命，贫富液储罐均设置氮封系统，使溶液均不能与空气接触。,(3),乙二醇再生说明,乙二醇富液再生采取间歇操作。平均每2个月再生一次，全部再生过程时间约23天。乙二醇再生塔（T-2202）采用不锈钢规整填料塔，塔底回流采用立式热虹吸式重沸器。重沸器由热媒提供热源，温度控制方式采取调节重沸器热媒出口流量，设温度调节阀，由塔底出料管线上设置的温度传感器与塔下部回流口旁塔壁上设置的温度传感器温度信号经过逻辑比较后自动调节。乙二醇再生塔进料泵、再生塔塔底泵均采用往复式容积泵，具有流量控制准确、稳定的优点。,乙二醇再生工艺流程图,乙二醇再生、天然气凝液稳定工艺流程图,热媒,热媒,乙二醇-液烃加热分离器,乙二醇贫液储罐,乙二醇富液储罐,乙二贫富液换热器罐,乙二醇再生塔,乙二醇再生塔进料泵,乙二醇再生塔塔底泵,乙二醇空冷器,乙二醇来料,去高架滴注罐,天然气凝液缓冲罐,天然气凝液稳定塔,去干化沲,去装车台,补压,凝液空冷器,去放空,调节阀 温变,总图,天然气外输配气工艺,来自处理区的干净化天然气（20、4.55MPa）由自力式调压阀调压至3.2 MPa，进天然气外输分离器（V2303），分离后进天然气外输汇管（M2301）。外输汇管出口分为两路：其中一路经过天然气外输交接级孔板计量装置计量后由天然气进长输管道汇管（M2303）至和田电站输气管道首站外输。另一路作为站内生产、生活用燃料气进行配气。,配气工艺,燃料气首先进燃料气一级分离器（V2304），分离后由自力式调压阀调压至1.0 MPa，然后进燃料气二级分离器（V2305），进天然气配气汇管（M2302）。天然气配气汇管出口根据站内燃料气用户状况分为各自完全独立的五路配气管路，每一路均独立设置燃料气生产级计量装置，燃料气计量后由自力式调压阀调压至用气装置所需压力，通过燃料气配气管线输至各燃料气用气点。,配气说明,出装置区总管上设置紧急切断阀和放空阀，确保装置区安全运行。为满足集气净化处理站投产初期使用燃料气，设有在投产初期短时间内湿净化天然气作为临时燃料气的燃料气供气辅助流程。为满足集气净化处理站大修期间站内发电、生活及部分辅助装置使用燃料气，设有停产检修期间燃料气自长输管道返输的燃料气供气辅助流程。本装置区正常生产时及投产初期燃料气最大供气量为2120m3/h，停产检修时燃料气最大供气量为800m3/h。,外输配气工艺流程图,长输管道工艺,长输管道自首站末站全长共176.509km，共设阀室5座，阴极保护站3座(首、末站和3#阀室各一座)。,每个阀室设有切断阀和放空阀，便于在紧急情况下进行分段处理。如图：,和田输气站输配气工艺,接收来自长输管道的天然气进站，经过滤分离器除尘后，根据不同配气量，切换计量回路（共四路，分别为DN50、DN80、DN150、DN150、）进行天然气计量，按下游用气压力，经调压站调节压力后，外输至和田地区。,和田输气站输配气工艺流程图,天然气来自长输管道,1#汇管,2#汇管,3#汇管,4#汇管,天然气过滤分离器,天然气过滤分离器,天然气计量,去生活,去和田,去放空,调压站,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,安全知识,
