296473100_开题报告.docx

某集气站工艺设计1 本论文选题意义及国内外研究现状1.1 选题意义天然气集输系统是由天然气矿场集输管网、气体的净化与加工装置、输气干线、输气立线以及各种用途的站场组成，管线中天然气的流动满足反映质量、动量和能量守恒定律的基本方程。它是一个统一的、连续的、密闭的永动力系统。这个系统中五大环节(采气、净气、输气、储气和供气)紧密联系，互相制约、互相影响；如果某一环节不协调，必将影响整个系统，其中集气站则是重要的一环 。在天然气集输中，一般将两口以上的气井用管线接至集气站，在站内对天然气进行节流调压、分离和计量工作，之后将天然气输人集气管线。集气站是气田生产管理的基本单元，也是天然气加热、降压、脱水、计量、汇集处理的基本单元。因此集气站通常有采气树、孔板、双波纹计量仪表、加热炉、分离器、安全阀、污水罐、汇气管、管汇台等工业设备，这些设备的生产、状态、安全信息是气田生产管理的基本信息。在集气站的流程中有常温分离和低温分离。对于硫化氢和凝析油含量低的天然气，只需要在矿场集气站内进行节流调压和分离计量等操作，就可以输往用户，在这种情况下可以采用常温分离的集气站工艺。本集气站的3口井来气符合以上条件，故采用常温分离的工艺流程。1.2 国内外研究现状1.2.1 国内研究现状天然气集输技术的发展，经历了一个较长的时间，由单个气田为集输单元发展到多气田集输组合，进而形成大型集输系统发展过程大致可分为以下几个阶段：50年代到60年代中期属气田集输技术发展的初级阶段。天然气的集输主要采用单井集气集输流程。天然气在井口采出后经节流、加热、常温分离后脱除天然气中的游离水、油及机械杂质，经计量后直接输往用户。这个时期的集输过程均为手动操作，采用的设备性能差，生产效率低。天然气未进行净化、脱水处理，没有完整的水、电、通信等配套工程，仅能适应局部地区供气。从60年代到70年代中期新气田相继开发，生产井与日俱增，气田集输技术也随之迅速发展。这个阶段多井集输流程广泛推广。为了从天然气中回收液烃，建成了低温分离站，利用天然气自身压力通过节流膨胀制冷，低温分离，然后计量外输，改善了输气管道运行情况。70年代到80年代中期。四川气田建设规模迅速扩大，气田集输技术得到不断发展和提高，建成了区域性管网，兴建了许多大型天然气净化厂。在这一时期兴建了三废处理装置，采用扩容蒸发，多级闪蒸法和熬盐等方法处理气田水，此外还有一部分气田水向深部气层回注。四川气田开发建设30多年来，取得了巨大成就。在这几十年间我国天然气田地面工程建设的规模从小到大，集输技术从简单到能适应各种条件的气田开发建设。已掌握了对高压气田，低压气田，含硫气田，含凝析油及产水气田等各种类型气田开发建设技术，满足了我国气田建设技术的需要。集气站的外输气一般是输送至下游天然气处理厂以进行进一步脱烃处理。目前国内外集气站外输气的烃、水露点控制工艺一般有以下两种：三甘醇脱水控制水露点工艺，这是目前水露点控制普遍使用的工艺之一，其主要适用于集输管线较短，只需控制外输气水露点的场合。乙二醇冷剂辅助致冷或节流膨胀致冷控制烃、水露点工艺。当集气站与天然气处理厂相距较远（30km以上）时，为保证天然气在集输过程中不发生堵塞，实现安全运行并提高管输效率，应对集气站外输气的烃、水露点进行控制，即采取低温分离工艺。低温分离的冷量一般通过冷剂辅助致冷或节流膨胀致冷获得，辅助冷剂常用液氨和丙烷。集气站外输气烃、水露点的控制应根据外输气对烃、水露点的要求确定。目前，在集气站的日常设计、方案选择、施工到集气站系统的生产管理、操作和控制中，所采用的方法和技术还比较落后，费时费力，效率低，敬果差。这不仅增加了劳动强度，降低r工作效率和工作质量，而且使集气站生产管理、操作和过程控制水平低，自动化程度不高。集气站的工艺流程较为复杂，变量多且相互间的关系密切，尤其是操作控制的动态过程，靠人来分析十分困难。如何实现控制和保持操作的平稳一直是研究热点。为满足集气站设计、生产管理 操作和控制等方面的要求，朝着技术先进，管理先进，效益显著的方向迈进，提出了用计算机来改造集气站，应用系统仿真技术来分析研究集气站的方法。集气站标准化设计是根据沁水盆地煤层气田“井口-采气管网-集气站-处理中心-外输”总工艺流程及“低压集气、单井简易计量、多井单管串接、二地增压、集中处理”等地面工艺技术,并借鉴与煤层气田类似的苏里格气田标准化设计经验, 编制出的一套通用、标准、适用于沁水盆地煤层气田地面建设的指导性和可操作性文件,其核心技术为:工艺流程通用化、平面布置和谐化、功能分区模块化、设备选型定型化、安装尺寸统一化、建设标准统一化、设计安全人性化、生产管理数字化。1.工艺流程通用化：经过优化简化, 确定了适合煤层气田开发特点及总体工艺流程的集气站工艺流程: ( 采气干管) 来气( 分离器) 分离( 压缩机) 增压输送( 至处理中心)。煤层气经采气干管进入集气站后, 经分离器进行气液分离, 之后进入橇装式压缩机组进行增压, 增压后的煤层气经空冷器冷却至常温计量后输送至处理中心。工艺流程的通用化使集气站工艺流程和设备选型基本一致, 为集气站标准化设计奠定了技术基础。2.平面布置和谐化：通过对生产性质和集气站功能的研究, 本着满足功能需要、尽量减少占地面积、统一规划布局的原则,将集气站划分为两大区, 即生产区和辅助生产区, 两区分开布置。生产区主要包括煤层气进站区、分离区、增压区、外输计量区、清管区、污水罐区等。考虑到生产区内压缩机组噪音对住站人员影响较大, 将增压区布置在集气站辅助生产区的最远端。辅助生产区内主要建筑物有休息室、值班室、工具间、厨房及餐厅、燃气壁挂炉间、10kV高压开关室、低压配电室、空压机房和材料间等。充分利用山地的自然条件, 考虑了安全人性化,生产区布置在高台阶上, 辅助生产区设于低台阶处, 既方便生产,又便于紧急逃生。分区布置使各区相对独立,又相互联系,既减少了相互影响,又满足了生产和安全运行的要求。考虑站场所在地的地形条件因素,尽量少占地,依山就势,形成了集气站与自然环境的和谐发展。3.功能分区模块化：按照集气站工艺流程, 把站内每个功能区组合成规格尺寸相对标准的小型模块, 即进站区模块、分离区模块、增压区模块、外输计量区模块、清管区模块、污水罐区模块、阻火器区模块及放空区模块等, 8 个小模块单独绘制安装图, 由站内管网连接, 这样的模块化设计, 既有利于缩短设计周期, 也给施工预制化奠定了基础。4.工艺设备定型化：工艺设备定型化是将集气站内的设备、阀门及配件统一设计标准、统一技术参数、统一配置方式、统一外形尺寸, 使压缩机组、阀门及管件尽量做到统一化,例如增压装置采用500 kW 的电驱式往复压缩机组,这样的定型不仅为功能分区模块化采购提供了依据,更为缩短集气站建设周期提供了基础条件。5.安装尺寸统一化：对各单体定型化设备及标准化管阀配件的安装进行安全、美观、实用的设计, 使各集气站中相同功能的模块在占地大小和安装高度等方面达到安装尺寸的统一,有效降低设计、施工中隐藏的安全风险。6.建设标准统一化：建设标准统一化就是对站场的标识、道路宽度、路面结构、环保措施等统一建设标准, 既反映企业整体形象又节约投资, 讲求实效, 达到站场与周围环境的和谐统一。7.设计安全人性化：集气站设计以安全为根本, 坚持实用、美观、人性化的理念。为防止站内事故, 在集气支干线进出站设有气动截断阀, 一旦发生事故, 即可通过关断气动截断阀, 保证运行安全。生产区布置于高台阶上, 辅助生产区布置于低台阶上, 在生产区和值班室附近均设置紧急逃生门, 方便紧急情况下的逃生。为便于操作, 在操作高度大于1. 2 m 的阀门下方设置操作平台。为防止不均匀沉降, 在进站干管过围墙处设条形基础。在生产工艺装置区设置可燃气体报警仪, 以便检查煤层气泄漏和局部积聚情况。8.生产管理数字化：为适应煤层气田生产开发的需求, 解决煤层气田气井多、多井串接后难以确定各井运行数据的现状, 将各单井井口数据采用数据传输电台传输至集气站, 并上传到气田调度中心, 为井口巡查提供参考数据, 以减少巡井工作量, 达到减员增效的目的; 同时, 集气站采用以计算机控制技术为核心的站控系统( SCS) , 完成站场内工艺过程的数据采集和监控, 通过通信系统将工艺设备运行状况和参数传送至气田调度中心, 并接受调度中心下达的命令。集输工艺的进步和发展，将成为我国能源事业的一个重要的标志。集气站工艺设计的进步和发展也成为我们新一代人的目标和责任。1.2.2 国外研究现状我国油气集输专业的整体技术水平与国外先进水平相比差距是明显的。国外研究者在完善天然气运输、储存和利用等配套基础设施方面关注较多。例如，在天然气管道输送技术上，他们采取一系列措施：提高输气压力、采用高钢级管材、干线采用大口径管道、输气干线呈网络化发展、采用高压富气输送工艺、高度的自动化遥控和先进的通讯技术、采用先进快速的管道机械化施工技术和装备等等，这些经验和技术都是值得国内管道研究和施工人员学习和借鉴的。 工作危害分析法(Job Hazard Analysis, 简称JHA)是目前欧美企业在安全管理中使用最普遍的一种作业安全分析与控制的管理工具，是一种比较细致的分析作业过程中存在危害的方法。它将一项工作活动分解为相关联的若干个步骤，识别出每个步骤中的危害，并设法控制事故的发生。集气站橇式脱水装置检修工期紧、工作量大，运用JHA分析橇式脱水装置检修中的风险，制定相应的安全对策，不仅保证了施工过程的安全，同时避免了检修过程中造成的环境污染，还为其他设备设施检修提供了借鉴模板。2 主要研究内容集气站承担的主要任务是将天然气中的水、凝析油和机械杂质除去并且降温，和防止水合物的形成。本工艺设计根据集气站建设规模、天然气的性质、气井分布、压力级制等具体情况，确定了集气站站场方案，包括工程地质条件、工艺流程、主要设备选型原则等。以及对站内管线和主要设备进行计算和选型，包括两相分离器、阀门、汇管；主要内容归纳为以下几点（1）根据集气站上、下游对其的工艺要求，确定站场的工艺流程，用CAD软件绘制站场工艺流程图；（2）对站场内主要设备进行计算和选型。（3）对确定管线长度和管径。3 拟采用的研究思路（方法）（1）查阅相关资料，弄懂常温集气站的作用及需要的相关设备以及本工程初步设计需要遵循的主要标准和规范。本工程初步设计遵循以下主要标准、规范：1油气集输设计规范 GB50350-20052气田集气工程设计规范 SY/T0010-963石油天然气工程设计防火规范 GB50183-20044分离器规范 SY/T0515-20075油气集输管子及管路附件选用标准 SY/T0071-936用标准孔板流量计测量天然气流量 SY/T6143-20047钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范 SY0007-19998安全防范工程技术规范 GB50348-20049石油天然气钢质管道无损检测 SY/T4109-200510原油及天然气地面工程初步设计内容规范 SY/T0082-93本工程主要工程量见下表：序号工程项目单位数量备注1集气站座1井1井2井32集气管道DN88.95.12km2.5L360DN73.04.8无缝钢管DN114.37.9km3.6DN73.04.8km1.8天然气：井1日产量为20104Sm3/d，压力为10MPa，温度为30、天然气相对密度为0.7；井2日产量为30104Sm3/d，压力为11.8MPa，温度为30、天然气相对密度为0.7；井3日产量为25104Sm3/d，压力为10MPa，温度为30、天然气相对密度为0.7；凝析油：天然气含有一定的凝析油，取天然气中液烃的含量为11.3m3/Mm3（GPA标准），液烃的密度为885.9 kg/m3。属微含凝析油气藏。含水量：为计算抑制剂用量，把来气含水量均处理为含饱和水。各井进站参数：来气参数进站压力MPa进站温度相对密度进站流量Sm3/d井-（1+3）10300.745104井-211.8300.7530104控制参数：节流阀前压力MPa节流阀后压力MPa分离器操作压力MPa出站压力MPa井-（1+3）103.63.63.5井-211.83.63.63.5根据气井分布，本工程气田管网采用枝状管网。气体从气井开发出来，在保证安全性的前提下考虑节约投资，采取气液混输工艺（属湿气输送工艺）。用一级降压工艺将井场来气降压到3.6Mpa，由注乙二醇抑制剂的方法防止水合物的形成。由于井1和井3和来气仅有产量的差异，所以本设计将井1和井3的气体经汇管汇集后注醇再节流降压，然后输入分离器。井2单独注醇、节流降压，分离。在集气站站内设两相分离设备，分离出天然气中的游离水和凝析液。之后采用气液分输工艺（属湿气输送工艺，因为分离出游离水的天然气的水露点仍未达外输标准），将游离水集中收集与处理，工艺流程原理图如下图：注醇、节流降压井（1+3）湿气气液混输游离水和凝析油统一回收外输汇管井2气液混输注醇、节流降压湿气游离水和凝析油统一回收（2）常温集气站工艺流程中要注意防止水合物的形成。防止水合物形成（用水合物抑制剂来防冻），即注甲醇防冻工艺与注乙二醇防冻工艺。注醇防冻工艺的选取：若抑制剂溶液中各抑制剂的质量浓度相同，则甲醇使水合物生成温度的降幅最大，抑制效果最好，乙二醇次之。甲醇的投资低、操作费用高，常用于气量小、断续注入季节性防冻和临时性管线、设备的防冻；而乙二醇投资高、操作费用低，常用于气量大、需连续注入防冻的场合。这些化学抑制剂都可以回收和再次循环利用，但在大多数情况下，回收甲醇的经济性是很差的。乙二醇是一种最常利用的且可回收的化学抑制剂，比起甲醇来说，乙二醇在野烃中的溶解性和蒸发损失都要低些。同时，由于甲醇容易挥发，有剧毒，对操作人员的健康有严重影响；且难以回收重复利用，在液态烃中的溶解性很大，使用量增加。而甘醇没有这些缺点，并且防止形成水合物的效果显著。所以在矿场上，特别是在集气站最常采用乙二醇（甘醇的一种）作为抑制剂，喷到气流中防止水化物的形成。乙二醇用量的计算：哈默斯米特公式 式1-1t形成水合物的温降M乙二醇的分子量62.1K常数，对于乙二醇取1222.2W乙二醇富液的质量浓度%（3）设备的选型及参数计算。分离器：从井场出来的碳氢化合物流体，常带有一部分液体和固体杂质。这些机械杂质具有很大的危害性，不仅腐蚀设备、仪表、管道，而且还可以堵塞阀门、管线以至影响正常生产；也可能造成油气处理厂的塔器化学溶液的污染和液冷等麻烦，因此，从井场来的流体，首先在集气站进行脱除机械杂质的操作，然后再进入输气干线，另外，油、气产品输送到各类用户之前，还需要再进行依次脱除产品中的机械杂质。根据分离器功能分为两相分离器和三相分离器；按流体流动方向和安装方式分为卧式和立式。这里我们采用重力分离器，利用液体和气体密度的不同而受到的重力的不同来实现分离。分离器的选型计算：根据GB50250-2005油气集输设计规范立式分离器直径的设计公式（液量较少，停留时间较短，应选用立式重力分离器） （1-4）D立分离器内径，mK1立式分离器修正系数，取0.8qv标准状况下的体积流量,m3/hZ压缩因子P操作压力，MPaT操作温度，Kw液滴沉降速度，m/s丝网捕雾器的计算：根据GB50250-2005油气集输设计规范，气体通过丝网的最大允许速度按下式计算Vmax=KSBL-g g （1-5）KSBSounders-Brown系数，可取0.107m/sL液滴密度，kg/m3g天然气密度，kg/m3取丝网捕雾器为圆形，其直径按下式计算D=4QVg （1-6） Q操作条件下的气体处理量，m3/s Vg设计流速，m/s主要管线的尺寸计算：根据GB50250-2005油气集输设计规范，管线壁厚可按下式计算=PD2sFt+C （1-7）式中 钢管计算壁厚，mm； P 设计压力，MPa D 管道外径,mm s钢管最低屈服强度，MPaF 设计系数，取值见本规范第8.2.8条和第8.3.7条（油气集输管道处于野外地区时，F=0.72；处于居住区、站场内部或穿跨越铁路、公路、小河渠时，F=0.6） 钢管焊缝系数，对于无缝钢管，=1.00；双面埋弧焊，=0.85；单面埋弧焊，=0.80t温度折减系数，当气体温度在120下时，t=1C管道腐蚀裕量，取值见本规范第8.2.8条和第8.3.7条（对于轻微腐蚀环境C不应大于1mm） 根据GB/T9711.1-1977石油天然气工业输送钢管交货技术 第一部分：A级钢管,可选择管径与壁厚，钢管壁厚应按计算壁厚向上圆整至标准壁厚选取。 取进站气流速度为4m/s液相管线可按天然气凝液管线设计，根据GB50250-2005油气集输设计规范，天然气凝液管道的管径可按下式计算 d=18.8qvv （1-8）d天然气凝液管道的管径，mmqv操作条件下的体积流量，m3/hv凝液平均流速，m/s根据GB50250-2005油气集输设计规范，凝液平均流速范围0.8-1.4m/s，最大不超过3m/s，暂取1m/s。分离器进口管和出口管的直径D1和D2可用下式计算： D=Q0.785V （4.7） Q 气体在操作条件下的流量，m3/sV 气体的进口(出口)速度，m/s根据天然气工程手册输气管线最大流速18 m/s，最小流速3-4 m/s。根据现场实践经验，气体的进口速度取15m/s,出口速度取为10m/s效果较好。节流阀的工艺计算：当p2/p10.53时，属于临界流动，用下列公式计算节流阀的通过直径 dj=(Qo1597)0.476(ZT)0.238 （1-9）dj节流阀的计算直径，mmQ0流经节流阀的气体流量，m3/d气体相对密度T阀前的气体温度，KZ气体的压缩系数（4）管道防腐：为抑制电化学腐蚀的发生，根据钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范SY0007-1999的有关规定，管道防腐采取外防腐涂层加阴极保护的联合保护方案。本工程站外管道外防腐推荐采用三层PE普通级外防腐层（特殊地段采用加强级），热煨弯管推荐采用三层辐射交联聚乙烯热收缩套虾米状搭接包覆防腐；补口采用带环氧底漆的三层结构辐射交联聚乙烯热收缩带；补伤采用辐射交联聚乙烯补伤片。阴极保护推荐利用已建阴保站进行跨接对新建集气干线管道实施强制电流阴极保护。（5）集气站站控系统（SCS）由站控计算机和RTU（Remote Terminal Unit）组成。站控计算机完成过程显示、参数设定、生产报表打印等监视管理功能。RTU完成工艺参数与设备运行状况的远程终端装置进行检测、数据采集、流量计算和控制。其工艺参数进入原站控系统进行统一监视、管理。（6）按照常温集气站设计的原则，完成站场各区块的布置、集气站的安全保护和集气站辅助设施的设计。以及制定预防噪声保护(噪声是本设计对工人将可能构成的另一危害，在正常生产过程中集气站内的分离、计量可能产生较高噪声),对放空天然气的危害防治，运行及维修期间的事故防范，劳动保护，节能措施。安全保护：a.为了防止泄漏引起爆炸、燃烧，对站场设置硫化氢气体检测装置和便携式可燃气体检漏仪，操作工定时巡回检查时使用，一旦天然气泄漏会发出报警，以便防范于未然；b.站场总平面布置按设计规范进行，保持各区的安全距离，设有万一发生事故情况下的消防通道和疏散口；c.场内的电气设计按防爆规范之范围等级采用防爆电器，以避免站内可能泄漏的天然气遇电器火