气田集输设计PPT课件.ppt

气田集气工程 GB50350 GB50183 中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司 章申远 1 目录 1 2 3 4 5 1气田集气流程 2集气工艺 3天然气计量 5安全泄放 4低压集气及天然气增压 气田集气系统 2 目录 6 7 8 9 6集气站设计 7集气管道设计 8管道敷设 9高含H2S气田防腐设计 3 1气田集气流程 4 1 1气田集气工程流程气田集气工程流程应根据天然气气质 气井产量 压力 温度和气田构造形态 驱动类型 井网布置 开采年限 逐年产量 产品方案及自然条件等因数 以提高气田开发的整体经济效益为目标 综合考虑确定 1 2气田集气管网流程 5 1 2 1管网流程确定原则管网类型取决气田形状 井位布置 地形 地貌 集气工艺等因素确定采用单一或组合形式的管网 6 1 2 2常用集气管网类型1 放射状集气管网 适用于井位相对集中的气田 多与其它管网型式合用 7 2 枝状管网 形同树枝 它有一条贯穿气田的主干线 将分布在干线两侧气井的天然气通过支 干线输至集气总站或天然气净化厂 8 3 环状管网 集气干线成环状 这种流程调度方便 事故影响范围小一般用于构造面积大的气田 9 1 3集气工艺流程1 3 1一般规定1 集气设计能力应按设计委托书或设计合同规定的年最大集气量计算 每口气井年生产天数按330d计算 2 天然气计量按标准参比条件 温度293 15K 101 325kPa 下的体积计量 3 气田出矿商品天然气应符合现行国家标准 天然气 GB17820中的分类及其技术指标要求 10 1 3 2集气工艺流程1 集气工艺流程制定原则 1 集气工艺流程应根据天然气凝液含量 天然气压力和产品方案等因素确定 当天然气组成中丙烷及更重的的烃类组分较多时 宜进行天然气凝液的回收 2 气井气通过集气工艺流程后达到出矿要求的商品气GB17820标准 11 3 气田产品组成 12 2 常温分离集气流程 采用加热法防止生成水合并进行气液分离及压力调控 13 气田集气工艺流程 14 3 低温分离流程 采用向天然气中注入抑制剂防止生成水合物 分离器操作温度一般在0 以下 天然气通过低温分离回收更多的液烃 15 天然气进集气站压力20MPa注抑制剂节流后P 10MPa进集气站温度25 节流后温降至0 进入分离器 16 2集气工艺 17 2 1水合物的防止2 1 1天然气水合物的防止可采用天然气脱水 加热 保温或向天然气中加入抑制剂等措施 应确保天然气集输温度高于水合物形成温度3 以上 18 2 1 2加热法1 天然气的加热方式可通过技术经济对比确定 对于井场宜采用常压水套炉加热 一般每口井设1台加热炉 不设备用炉 单台水套炉的热负荷宜等于或小于1000kW 2 当站场总热负荷大于3000kW时 宜采用锅炉供热 3 水套炉供热水温宜低于当地水沸点5 10 4 水套炉的补给水悬浮物的含量不得超过20mg L 19 2 1 3注抑制剂法1 采用抑制剂防止水合物可用甲醇 乙二醇 二甘醇等 甲醇的储存量宜按使用量 供货及运输情况确定 甘醇的储存量宜按不少于一个季度加入量的10 确定 2 采用乙二醇 二甘醇时宜进行回收再循环使用 3 当甲醇用量较大且回收经济合理时 在采取必要的防护措施后 也可进行回收再生循环使用 20 2 2气液分离2 2 1气液分离宜采用重力分离器 重力分离器形式选择应根据分离介质的液量及相数确定 选择原则如下 1 液量较少 要求液体在分离器内的停留时间较短时 宜选用立式重力分离器 2 液量较多 要求液体在分离器内的停留时间较长时 要求液体在分离器内的停留时间较长时 宜选用卧式重力分离器 3 气 油 水同时存在 并需进行分离时 宜选用三相卧式分离器 21 立式重力分离器示意图 22 卧式分离器示意图 23 卧式三相分离器示意图 24 2 2 2立式重力分离器的直径可按下式计算 2 2 3卧式重力分离器的直径可按下式计算 25 气体空间占有的空间面积分率K2和高度分率K3的关系表 26 2 2 4液滴在分离器中的沉降速度可按下式计算 2 2 5分离器内通过丝网捕雾器的设计速度 一般取丝网最大允许速度的75 气体通过丝网最大允许速度可按下式计算 27 2 2 6天然气的分离器宜设在集气站内 如有下列情况之一时 宜设置在井场 1 需要在井口进行多级节流降压的气井 2 产液量大的气井 3 距集气站较远的气井 2 2 7分离器排出的天然气凝液应密闭回收 并送往天然气凝液回收工厂集中处理 2 2 8分离器排出污水应密闭收集 集中处理 28 3天然气计量 29 3 1气井产量计量3 1 1气井集输流程分离器分离后的天然气 水及天然气凝液应分别计量 以满足生产动态分析的需要 3 1 2属于下列情况之一的气井 宜采用连续计量 1 产气量在气田总产量中起重要作用的气井 2 对气田在某一气藏有代表性的气井 3 气藏边水 底水活跃的气井 4 产量不稳定的气井 30 3 1 3采用周期性轮换计量的气井 其计量周期应根据计量的路数决定 一般为5 10d 每次计量的持续时间不少于24h 且当调整某路气井产量时应优先切换至该路计量 轮换计量器具的配置应能覆盖每路气井的流量范围 31 3 1 4天然气计量采用标准孔板计量时 应符合国家现行标准 天然气流量的标准孔板计量方法 SY T6143的规定 3 1 5水和天然气凝液的计量宜采用容积式流量计或容器计量 32 3 2天然气输量计量3 2 1天然气输量计量可分为三级 一级计量 气田外输气的贸易交接计量 二级计量 气田内部集气过程的生产计量 三级计量 气田内部生活计量 33 3 2 2天然气输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定 一级计量系统准确度可根据天然气的输量范围不低于下表的规定 二级计量系统的最大允许误差应在 5 0 以内 三级计量系统的最大允许误差应在 7 0 以内 34 一级计量系统的准确度等级 35 3 2 3天然气计量系统选用标准孔板节流装置时 其设计 安装和流量计算应符合现行国家标准 流量测量节流装置用孔板 喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量 GB T2624的有关规定 对干气的计量 其流量计算可按国家现行标准 天然气流量的标准孔板计量方法 SY T6143的规定进行 36 3 2 4当采用气体超声流量计测量天然气流量时 其设计 安装和流量计算应符合现行国家标准 用气体超声流量计测量天然气流量 GB T18604的规定 3 2 5站场出站天然气应计量 站内的生产用气和生活用气应分别计量 37 低压集气及天然气增压 气田集气系统 38 4 1低压集气当气井井口压力降低 使天然气不能进入原有集气管网时 气田低压气的集输可按下列原则改造原有集气管网 1 改造原有气田管网 拆除不必要的设备 阀门 增加清管设施 降低集输过程压力损失 2 建立低压气供气系统 低压气可供气田附近用户 3 将低压气增压后进入气田集气管网外输 39 4 2天然气增压4 2 1天然气增压的压缩机应允许气体组成 进气压力 进气温度和进气量有一定的波动范围 在满足工艺条件下 可按以下原则进行选择 1 下述情况宜选用往复式压缩机 1 气源不稳定或气量较小的低压天然气增压 2 高压注气和高压气举 3 要求压比较大的天然气增压 40 2 气源比较稳定 且气量较大时 宜选用适合油气田应用的离心式压缩机 3 气量较小 进气压力比较平稳时 可选用螺杆式压缩机 当气质较贫时 可选用喷油螺杆式压缩机 4 在有条件的地方也可选用天然气引射器对低压天然气进行增压 41 4 2 2压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机 在无电或电力不足的地方 往复式压缩机宜采用燃气发动机驱动 功率较大的离心式压缩机宜采用分轴燃气轮机驱动 余热宜加以利用 4 2 3压缩机组宜选用橇装形式 42 4 2 4往复式压缩机组宜根据工艺要求选型配置 多台机组并联时 宜设备用机组 4 2 5进出压缩机的天然气必须清除机械杂质 必要时还应清除凝液 压缩机入口分离器应设液位高限报警及超高限停机装置 43 4 2 6压缩机管道安装设计应符合下列要求 1 压缩机进口应设压力高 低限报警及低压越限停机装置 2 压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀 安全阀的定压值应为额定压力的1 05 1 1倍 3 压缩机进出口之间应设循环回路 压缩机站应设站内循环回路 4 离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统 5 应采取防振 防脉动及温差补偿措施 44 4 2 7压缩后的天然气需要冷却时 宜优先用空冷 当采用水冷却时 应优先采用循环水或循环不冻液冷却 也可根据具体情况采用开式水冷却 45 5安全泄放 46 5 1气井井口应安装井口高低压紧急关断阀 47 5 2进出集气站的天然气管道上应设截断阀 截断阀应具有手动功能 并应设置在操作方便及在事故发生时能迅速切断气源的地方 5 3单井集气站进站管道可设止回阀 不设截断阀 集气站宜在进站截断阀之前和出站截断阀之后设置泄压放空设施 48 5 4安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的设计压力 定压值 P0 应根据操作压力 P 确定 并应符合下列要求 当P 1 8MPa时 P0 P 0 18MPa 当1 8MPa7 5MPa时 P0 1 05P 5 5站内需要检修一组 套 设备应设与其它组 套 设备隔开的截断阀和检修放空阀 放空阀口径一般不大于50mm 49 5 6放空管的设置5 6 1放空管直径的确定1 放空管直径的确定 应使放空阀后放空管的放空阻力降 是泄放压力的10 左右 2 当高压放空量较小或高 低压放空的压差不大 如0 5 1 0MPa 时可只设一个放空系统 3 可燃气体直接排入大气 排放口速度应 150m s 50 5 6 2放空管的设置要求1 放空气体通过放空竖管排入大气应符合环境 卫生 安全等要求 51 2 放空管宜布置在天然气站场生产区最小频率风向的上风侧 且布置在站外地势较高处 放空气体排放量小于或等于4万m3 h的放空管布置应符合国标GB50183有关规定 3 有火源的地方 放空气体不应形成爆炸性混合气体 距火炬应大于30m 52 4 放空竖管的设置 1 放空引出管应埋地敷设 竖管前应加锚固墩 2 竖管应有拉绳稳管 3 禁止竖管顶设弯管 4 连续排放的可燃气体排气筒顶或放空管口 应高出20m范围内的平台或建筑物顶2 0m以上 对位于20m以外的平台或建筑物顶 应满足下图的要求 并应高出所在地面5m 53 5 间歇排放的可燃气体排气筒顶或放空管口 应高出10m范围内的平台或建筑物顶2 0m以上 对位于10m以外的平台或建筑物顶 应满足下图要求 并应高出所在地面5m 54 55 5 7甲 乙类液体排放应符合下列要求 5 7 1排放时可能释放出大量气体或蒸汽的液体 不得直接排入大气 应引入分离设备 分出的气体引入可燃气体放空系统 液体引入有关储罐或污油系统 5 7 2设备或容器内残存的甲 乙类液体 不得排入边沟或下水道 可集中排入有关储罐或污油系统 56 5 7 3对存在硫化铁的设备 管道 排污口应设喷水冷却设施 5 7 4天然气管道清管作业排出的液态污物若不含甲 乙类可燃液体 可排入就近设置的排污池 若含有甲 乙类可燃液体 应密闭回收可燃液体或在安全位置设置凝液焚烧坑 57 6集气站设计 58 6 1石油天然气站场等级划分6 1 1天然气站场按生产规模划分等级 并符合国标GB50183 第3 2 3条的规定 6 1 2油品 液化石油气 天然气凝液站场按储罐总容量划分等级时 应符合国标GB50183第3 2 2条的规定 6 1 3石油天然气站场内同时储存或生产油品 液化石油气和天然气凝液 天然气等两类以上石油天然气产品时 应按其中等级较高者确定 59 6 2天然气站场区域布置6 2 1区域布置应根据石油天然气站场 相邻企业和设施的特点及火灾危险性 结合地形与风向等因素 合理布置 6 2 2石油天然气站场宜布置在城镇和居住区的全年最小频率风向的上风侧 在山区 丘陵地区建设站场 宜避开窝风地段 60 6 2 3油品 液化石油气 天然气凝液站场的生产区沿江河岸布置时 宜位于邻近江河的城镇 重要桥梁 大型锚地 船石等重要建筑物或构筑物的下游 6 2 4石油天然气站场与周围居住区 相邻厂矿企业 交通线等的防火间距 不应小于国标GB50183第4 0 4条规定 见下表 61 表4 0 4石油天然气站场区域布置防火间距 m 62 表4 0 4石油天然气站场区域布置防火间距 m 63 6 2 5站场防洪1 站场的防洪设计标准应根据站场规模和受淹损失等因素综合考虑 通过技术经济对比 按下表规定确定 油气集输站场的防洪设计标准 64 6 3天然气站场的平面布置6 3 1凡散发有害气体和易燃 易爆气体的生产设施 应布置在生活基地或明火区的全年最小频率风向的上风侧 6 3 2处理量大于50万m3 d的四级压气站和属于五级站的天然气站场的站内布置应符合国标GB50183 第5 2 1 5 2 3条有在规定 65 6 3 3五级站内值班房休息室 宿舍 厨房 餐厅 距甲 乙类工艺装置容器 厂房 汽车装卸设施不应小于22 5m 当值班休息室朝向甲 乙类工艺设备 容器 厂房等设施的墙壁为耐火等级不低于二级防火墙时防火间距可减小但不小于15m 且放便人员疏散 LPG NGL站不能在站内设休息室 66 6 3 4单井集气站的工艺装置区应布置在井场的后场区 井场的前场区应留有足够的修井作业区 当井深小于3000m时 修井作业区不应小于25m 20m 当井深大于或等于3000m时 修井作业区不应小于35m 20m 6 3 5气田站场未设进出口的围墙 应在站场外地势较高处 站场全年最小频率风向的下风侧 设置一个紧急出口 67 6 4供配电6 4 1气田各类站场的电力负荷等级 应根据现行国家标准 供配电系统设计规范 GB50052的有关规定 结合气集输工程的生产特点及中断供电所造成的损失和影响程序划分 气田集气各类站场的电力负荷等级划分如下 68 1 处理天然气凝液的站场 当设计能力大于或等于50 104m3 d时 电力负荷为二级 2 增压站设计能力大于或等于50 104m3 d时 压缩机的原动机为电动机 或当原动机采用燃气发动机 机组的润滑和冷却设备及仪表用电由外电源供电时 电力负荷为二级 3 专为净化厂供气的集气总站或增压站 自动控制中心 通信中心 消防站 其用电负荷等级应与净化厂电力负荷等级相一致 69 6 4 2气田供电电源可从所在地区电网取得 当所在地区电网不能满足要求时 应设置自备电源 自备电源宜优先采用天然气发电 经技术经济比较后 也可采用其他形式的自备电源 70 6 4 3供电电压等级气田供电电压应根据电源条件 用电负荷的分布情况 输电线路长度等因素综合比较确定 当气田内部采用集中供电或分片集中供电时 宜以负荷相对集中的站场为中心设置中心变配电所 以35kV 10kV电压等级供电 并在各用电负荷点设置恰当的变配电所 气田配电线路电压应优先采用10kV 对于远距离且分散的地区 也可采用35kV 71 6 4 4站场内建 构 筑物的防爆分区 应符合国家现行标准 石油设施电气装置场所分类 SY0025的要求 各类站场爆炸危险区域内的电气设计及设备选择 应符合现行国家标准 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058的规定 72 6 4 5站场内建筑物的防雷分类及防雷措施 应符合现行国家标准 建筑物防雷设计规范 GB50057的规定 工艺装置内露天布置的罐和容器等的防雷 防静电设计 应符合现行国家标准 石油天然气工程设计防火规范 GB50183的有关规定 6 4 6集气工程中的钢质放空竖管管顶可不装接闪器 但放竖管底部 包括金属固定绳 应做接地 接地电阻R 10 73 6 5排水及消防6 5 1气田消防设施的设置应符合GB50183 2004的有关规定 除 50万m3 d的四级压气站外 所有的天然气站场均按五级站设防 6 5 2国标GB50183第8 1 2条规定集气站 配气站 输气站 清管站 计量站及五级压气站等可不设消防给水设施 6 5 3四级压气站给水 消防 量不应小于30L S 火灾延续供水时间按3h计算 74 6 5 4气田采出水宜集中处理或经预处理后与生活污水合并进行深度处理 气田采出水的处理设施宜相对集中布置 处理方法应根据生产污水的特点及排放要求确定 6 5 5气田采出的含硫污水宜首先进行脱气 未经脱气处理的含硫污水应采用密闭系统储存和输送 75 7集气管道设计 76 7 1集输管道选线原则 见输气管道线路设计 7 2集输管道工艺设计7 2 1集气管道流量计算1 采气管道设计能力应按气井的产量和输送压力确定 集气管道的设计能力应按其所辖采气管道设计能力总和的1 2倍确定 77 2 采气管道长度不宜大于5km 并应考虑地形高差的影响 3 集气管道流量计算公式当管道沿线的相对高差 h 200m时 采用下式计算 78 7 2 2管道沿线温降计算1 集气管道沿线任意点的温度应按下式计算 无节流效应 计算常数 按下计算 2 当有节流效应时 应按下式计算 79 7 3集气管道强度及稳定性计算7 3 1管道强度计算1 油气集输管道的设计压力应按最高操作压力选取 2 管道强度计算应符合下列原则 80 1 埋地管道强度设计应根据管段所处地区等级以及所承受的可变荷载和永久荷载而定 当管道通过地震动峰值加速度大于等于0 1g 地震基本烈度大于等于7度 的地区时 应根据国家现行标准 输油 气 埋地钢质管道抗震设计规范 SY T0450的规定对管道在地震作用下的强度进行校核 2 埋地直管段的轴向应力与环向应力组合的当量应力 应小于管道的最小屈服强度的90 管道组件的设计强度不应小于相连直管段的设计强度 81 3 油气集输管道直管段的钢管壁厚应按下式计算 天然气集输管道应根据输送介质的腐蚀程度 增加管道计算壁厚的腐蚀余量 腐蚀余量取值应按油气集输设计国家现行标准的有关规定执行 82 7 3 2管道稳定性计算1 管道稳定性要求 管道外径与壁厚之比不应大于140 2 当管道埋设较深或外荷载较大时 应按无内压状态校核其稳定性 水平直径方向的变形量不得大于管子外径的3 83 8管道敷设 84 8 1气田内部集输管道宜埋地敷设 8 2管线穿跨越铁路 公路 河流时 其设计应符合 原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范 SY T0015 1 2及油气集输设计等国家现行标准的有关规定 8 3当管道沿线有重要水工建筑 重要物质仓库 军事设施 易燃易爆仓库 机场 海 河 港码头 国家重点文物保护单位时 管道设计除应遵守本规定外 尚应服从相关设施的设计要求 85 8 4集输管道与架空输电线路平行敷设时 安全距离应符合下列要求 8 4 1管道埋地敷设时 安全距离不应小于下表的规定 8 4 2当管道地面敷设时 其间距不应小于本段电杆的最大高度 86 注 表中距离为边导线至管道任何部分的水平距离 对路径受限制地区的最小水平距离的要求 应计及架空电力线路导线的最大风偏 87 8 5交流电力系统的各种接地装置与埋地管道之间的水平距离不应小于下表规定 注 不考虑两线一地输电线路 88 8 6天然气埋地集输管道同铁路平行敷设时 应距铁路用地范围边界3m以外 当必须通过铁路用地范围内时 应征得相关铁路部门的同意 并采取加强措施 对相邻电气化铁路的管道还应增加变流电干扰防护措施 8 7管道同公路平行敷设时 宜敷设在公路用地范围外 对于油田公路 集输管道可敷设在其路肩下 89 8 8管道与其它地下管道交叉时 二者间的净垂直距离不应小于0 3m 当小于0 3m时 两者间必须设有坚固的绝缘隔离物 确保交叉两管道不接触 同时两管道在交叉点两侧各延伸10m以上的管段上应做特加强级防腐层 8 9管道与电缆交充叉时 相互间的净垂直距离不应小于0 5m 同时在交叉点两侧各延伸10m以上的管段和电缆段上 应做特加强级防腐层 90 8 10线路设施8 10 1集气管道应设线路截断阀 线路截断阀的设置应按现行国家标准 输气管道工程设计规范 GB50251的有关规定执行 当输送含硫化氢天然气时 截断阀设置宜适当加密 符合油气集输设计国家现行标准的规定 截断阀应配置自动关闭装置 8 10 2集气管道宜设清管设施 清管设施设计应按现行国家标准 输气管道工程设计规范 GB50251的有关规定执行 91 9高含硫化氢气田的防腐设计 92 适用 H2S含量 5 V 约75克 的气田集输系统参照 高含H2S气田地面集输系统设计规范SY T0612 2008 高酸性气田地面集输管道设备材质技术要求Q SYXN2015 2006 93 9 1工艺设计1 尽量气液混输 减少预处理 简化流程 避免排放 2 钻 采 集输工程宜综合考虑工程防腐 3 湿含H2S天然气管内流速宜控制在3m s 6m s 4 宜设清管设施 94 9 2线路设计1 线路走向根据人口密度 气象 安全 环境综合评价确定 2 集输管道不允许通过四级地区 3 管材选择比一般地区提高设计系数 F1 0 6F2 0 5F3 0 4F4 0 4 95 4 线路截断阀 根据地区级别及H2S潜在释放量计算阀室间距 一级地区 H2S释放量 600