0 引言
在天然气长输管道中,天然气含水量超标是指上游气体开采过程中,液态水没有处理干净或脱水设备故障失效,导致天然气中的液态水进入下流管网。
井口流出的天然气几乎都为气相水所饱和,甚至会携带一定量的液态水。天然气中水分的存在往往会造成严重的后果:含有CO2和H2S的天然气在有水存在的情况下形成酸而腐蚀管路和设备;在一定条件下形成天然气水合物而堵塞阀门、管道和设备;降低管道输送能力,造成不必要的动力消耗。水分在天然气的存在是非常不利的事,因此,需要脱水的要求更为严格。
1 事件经过描述
2015年11月13日,根据北京调控中心要求,涩宁兰提量至1600万方/天,在气量提升过程中,台南气田集气干线内积液被迅速携带至15号站,使其二次脱水区设备负荷过重。11月14日15:30,3#三甘醇脱水装置精馏柱冒液,造成台南卧式分离器超限运行,使三甘醇脱水装置负荷过重,陆续出现设备故障失效,台南低压外输管线积液进入涩宁兰首站。11月17日,早上9点,涩北首站主线聚结器液位计在上位机显示高报警,值班人员立即到现场对聚结器液位计进手动排污检查,初步判断气田来气含水量超标。
2 应急处置过程
11月17日早上9点,主线聚结器液位计在上位机显示高报警,值班人员立即到现场对聚结器液位计进行手动排污(聚结器有自动排污功能,直接排往排污池),排污后恢复正常。三小时后又报警,值班人员再次到现场手动排污,17日白天共对液位计排污6次。晚上7点半主线聚结器液位计在上位机显示持续高报警,站内组织人员现场排查,发现来水量增加,现场持续排污无法排干净。主线两路聚结器每单路大概10分钟排污18升。
在主线进站天然气含水量持续排水较高的情况下,为了保护压缩机干气密封和压缩机本体安全,涩北首站果断采取措施,向北京调控中心申请停用1#压缩机组,20:54停机完成后,远程关闭了主线XV1604和XV1701阀门,隔离主线卧式分离器滤芯和压缩机。为了防止造成滤芯和2#压缩机组更大污染,对主复线采取单机单线分离运行方式。随后组织对1#压缩机撬体进行排污,发现压缩机壳体排污口处有较多的液态水;对2#机组运行监控过程中,在22:40左右发现干气密封差压有升高趋势,大约半小时上升1千帕,并结合1#压缩机排水现状,涩北首站立即向北调申请停用2#机组,22:51停机完成,远程关闭了复线1301F阀门,隔离压缩机。随后组织对2#压缩机撬体进行排污,发现压缩机壳体排污口处有较多的液态水。为防止来水进入下游管线,站内每半小时同时对主复线旋风分离器和聚结器液位计、手动排污阀进行手动排污,主线每次排水40升。从18日凌晨1点到18日早上8点,主线旋风分离器液位计人工排水150L左右,分离器和聚结器的自动排水撬在不断的自动排水中,早上8点半从液位计排除30L左右污水。
从17日早9时至18日早上9:30分涩北首站共排出污水10310L,其中一线排污池排污约7350L,复线排污池排污约2400L,手动在液位计上排污约560L。
3 管道内积水清理方案
在此次来水过程中由于复线来气大部分气量来自气田工坪气区,管线直接汇入涩宁兰复线外输汇管,极大的中和了其余含水来气。因此复线来气基本没有含水,18日早晨,为了确保受此次来水影响较严重的1#压缩机内部件的安全,起动1#机组带载运行,单独为复线增压。一方面检查复线管道内是否有余水,另一方面利用复线较干净的气质尽快带走站内管线积水,并清洁干燥1#压缩机内零部件。同时组织人员检查在用路1、2#压缩机干气密封滤芯,1、2#机组燃料气排污,主复线第二路卧式分离器滤芯抽检;主复线卧式分离器手动排污,主复线聚结器、旋风分离器液位计、12座干线截断阀手动排污;用内窥镜检查1、2#燃气轮机燃燃烧室及动力透平叶片。
为尽快排出管道内积水,恢复正常供气,根据现场工艺及输气过程原理,站内反复讨论研究汇报至各方协商,本次排水主要采取了以下几种方案:
方案1:联系气田持续增高主线输量及进站压力,依靠井口压力向下游供气,带出主线管道内积水,发现聚集器排水量不明显。为检查主线进站管道内是否有积水。11月20日9时50分,将1#机组切换至主线增压运行,运行1小时后,主线分离器液位计高报警,现场排查发现管道积水很多,立即停运1#机组,确保机组安全。
方案2:与北调、气田、兰州输气分公司生产科协调沟通,涩北机组单线单机给复线增压,主线通过压力越站向下游输气。羊肠子沟主复线隔离输送,机组专为主线增压,提高管道内流速,带出管道积水,涩北首站主要负责来水拦截排污,防止积水进入下游管线。经过12小时的运行,发现排水效果不佳。
方案3:双线分离运行,单机专为主线增压,提高管道内流速,增强排水效果,通过20日1小时运行发现效果明显,但运行时间较长,并且需采用液氮车保护干气密封运行,成本费用昂贵。通过与气田沟通掌握情况,分析主线进站管线内可能还存在很多的积水,长时间运行压缩机损坏设备风险较大,且大量来水进入站内管道,日后吹扫干燥难度很大。另一方面排污系统承受能力有限,排污池容量受限,无法承载。综合各方原因,最后放弃了此方案实施。
方案4:站内根据2008年“8·18”来气含水事件处理经验判断,当时站内管道动火,焊接低点排污管线,放空时发现火炬有水柱喷出,决定请示北调,兰州分公司主管领导,与气田协调,尝试主线停止供气,关闭气田五号站至涩宁兰管道主线的出站阀门。气田流程切换完毕后通知首站,首站关闭阀门XV1201、XV1202、XV1203,打开XV1600,关闭XV1602。首站流程切换完毕后通知气田五号站对气田至涩宁兰首站主线的管段进行放空。由于涩北首站地势比气田五号站高约5米,选取5#站放空可能效果更佳。排出放空此管段内的天然气,利用压力反冲原理使管道内的气流产生紊乱现象,水气混合一并将聚集在这段低洼管段的水全部排出(需拆除放空管前的阻火器,增大排放量,使排放气流顺畅)。从此次排水结果发现排水效果良好。此方案需要说明的两个问题:
(1)由于气田放空口在超声波计量后,因此涉及双方补气事宜,为减少影响环节,避免估算不准确问题,双方协商采取充压时不计量原则,充至放空前管线压力。
(2)为什么首站不直接关闭进站阀,而关闭压力越站阀采取放空供气不同流程,主要考虑放空结束后积水没有完全排出,可通过主线回流阀,将出站压力反供至气田,再次吹扫管道内积水;另外气田在充压时,切换导通站内旋风,聚结分离器,通过气田再次反吹排放管道内积水,经过分离器排出。
4 排水效果的验证
防止残留在管道内的少量液态水,在增压过程中迅速进入管道,无法瞬间排出,可考虑采用稳步可靠的办法逐步检验。
首先将未增压管道的进口与增压管道进口并通,运行数小时观察分离器液位变化情况。若无明显增加趋势后,再将压缩机切换至存在液态水管的道,单线隔离增压运行。观察分离器液位有无增加迹象,若无明显变化,说明管道内的积水完全排出。
5 结语
通过此次气田来气含水量超标事件的应对及处理措施,结合现场工艺及输气过程原理,将几种方案测试对比检查发现,放空存在液水管段内的天然气,利用压力反冲原理使管道内的气流产生紊乱现象,水气混合一并将聚集在这段低洼管段的水全部排出的方法,操作可靠,风险性小,费用低,耗时短,能够彻底排遣出管道内积水,排水效果良好。这也为今后清理管道内积水和应对处置上游天然气含水量超标提供了可借鉴的宝贵实践经验。
摘要：本文介绍了兰州输气分公司涩北压气首站“11.17”上游气田来气中天然气含水量超标的应急处置及采取的排水措施,为今后清理管道内积水和应对处置上游天然气含水量超标提供了可借鉴的宝贵实践经验。
关键词：天然气,含水量,超标,应急处置,排水措施
参考文献
[1] 倪春林,张富茂.污泥干燥工艺介绍[J].干燥技术与