气田开发地面集输工程方案编制讲座课件.ppt

1、 气田开发地面集输工程方案气田开发地面集输工程方案 编制讲座编制讲座李德选简历李德选简历：1982年毕业于抚顺石油学院石油天然气年毕业于抚顺石油学院石油天然气储运专业，长期从事油气田地面集输工程储运专业，长期从事油气田地面集输工程、油气管道工程的规划、设计、科研、管、油气管道工程的规划、设计、科研、管理工作。理工作。高级工程师、注册石油天然气工程师。高级工程师、注册石油天然气工程师。历任中原石油勘探局勘察设计研究院工历任中原石油勘探局勘察设计研究院工艺、规划、科研、设备等专业所长，院副艺、规划、科研、设备等专业所长，院副总工程师总工程师/技术专家。技术专家。目前承担目前承担“十二五十二五”国家

2、重大专项国家重大专项集输集输系统积液、硫沉积与腐蚀控制技术系统积液、硫沉积与腐蚀控制技术子课子课题题气田集输系统运行优化技术研究气田集输系统运行优化技术研究。编制工程可行性研究报告的目的是要论证投资项目的可行性，包括市场前景可行性、技术方案可行性、财务可行性、融资方案可行性，以及是否符合有关政策法规要求等，为企业投资决策提供科学依据。2006年7月号国家发展改革委员会发布油气田地面工程规划设计规范（SY/T-00492006)，规范中分为范围、建设条件、建设规模、总体布局、油气集输工程、配套工程、节能降耗、劳动定员、健康安全与环保（HSE)、投资估算与经济评价共10个章节。2007年11月中石

3、化编制了油气项目可行性研究报告编制规定，编制规定分为总论、市场分析与预测、油气藏工程、钻井工程、采油（气）工程、油气田地面工程、节能降耗、安全卫生与健康、环境保护、项目进度与进度安排、经济评价、风险分析共12个章节10个章节。气田开发地面集输工程方案是产能建设项目的一部分，是油气田地面集输工程规划设计的通俗说法。就整体而言它与一个工厂、一个单体项目不同，但是编制方案的程序基本相同，不同之处在于方案编制中目前只进行投资估算不进行经济分析与评价，经济分析与经济评价在气田开发总体方案中合并进行；市场前景可行性分析报告在外输管道方案中进行编制。气田开发地面工程方案的编制要求资料来源可靠、数据准确、条理

4、清楚、技术先进、论述全面，才能为领导决策提供科学技术支撑！本次与大家讨论的只是气田开发地面集输工程方案编制的基本框架和要求，供设置了19章59节，在实际编制过程中可根据新开发油气田规模大小、油气田老区调整的具体情况，增减调整部分章节。各个设计单位为适应气田快速高效开发，形成了各自文档特色，有些已达到基础设计的深度。不妥之处敬请批评指正！第一章 总论第一节 编制依据第二节 项目背景第三节 研究目的和范围第四节 编制原则第五节 标准及规范第六节 总体工艺技术路线第七节 研究结论第八节问题与建议 第二章 自然环境和社会条件第一节 地理位置第二节 自然环境第三节 交通运输状况 第三章 资源与开发方案

5、第四章 市场 第五章 总体布局 第六章 集气管网工程第一节 建设规模及基础数据第二节 集气管网布置原则第三节 管网布置方案第四节 管道水力计算第六节 管网热力计算第七节 管道敷设方式第八节 线路阀室第九节 管道穿（跨）越第十节 清管技术第十一节 线路主要工程量 第七章 集气站场工程第一节 建设规模第二节 设计原则第三节 基础数据第四节 集气工艺技术第五节 集气工艺方案和工艺计算第六节 总平面布置第七节 辅助系统第八节 主要工艺设备 第八章 材料与腐蚀控制第一节 材料选择第二节 腐蚀控制与监测技术 第九章 自动控制与泄漏监测第一节 自控SCADA系统方案第二节 管道泄漏监测 第十章 通信工程与应

6、急预案第一节 通信业务需求第二节 通信网络传输系统第三节 电话、工业电视监控系统 第十一章 污水处理与回注第一节 污水处理第二节 污水回注 第十二章 其它配套工程 第一节供电与配电 第二节给排水、消防 第三节道路 第四节建筑与结构 第五节采暖通风 第六节水工保护工程第十三章 总图运输与维护抢修第一节 总图与运输第二节维护与抢修第十四章 工程安全性分析第一节工程设计的安全性第二节工程施工的安全性第三节生产及管理的安全性第十五章 节能第十六章 环境影响第十七章 劳动安全卫生第十八章 组织机构与定员第十九章 投资估算附图目录附图目录 附图1 气田产能集输系统总体布局图方案 附图2 工艺流程典型图 附

7、图3 集气站平面布置典型图 附图4 污水站平面布置图 附图5 自控SCADA系统构成原理图 附图6 气田污水处理流程图 附图7 气田电网布局图第一章总论第一章总论 总论是工程方案的简要论述，从气田概况、技术路线、研究结论等，类似于技术论文的内容摘要，给读者一个宏观印象，给决策者一个总体的、简要明了的工程技术方案。第一节 编制依据 编制依据是指由业主提供的设计委托书、工程的相关文件、会议纪要、气藏地质报告、气田开发方案、采气工程方案、钻井工程方案等基础资料。第一章总论第一章总论 第二节 项目背景 项目背景是指国家及行业当前的条件。主要叙述国家政策、市场需求、资源基础等。例如：普光气田方案中：“国

8、务院已确定把开发和利用普光天然气列入国家重点基础设施建设，川东北地区天然气资源十分丰富，是中国石化天然气勘探开发的重点地区。”第三节 研究目的和范围 1、研究目的：为项目主管部门决策提供可靠依据。为下一步工程项目的实施做好充分的前期准备工作。2、研究范围：是指研究的工作界面，对气田而言一般是指从井口、集气系统、集气站场、输气系统、配套工程等。（本节内容是指设计委托书中的内容，由委托单位主管部门提供）第一章第一章 总论总论 第四节 编制原则 是指方案编制指导原则，例如：中国石化“资源、市场与管网整体规划，配套建设，协调发展”的总体思路；分期实施的战略部署；协调一致原则等。第五节 设计标准及规范

9、设计标准及规范是技术方案设计的基本准则，应分专业列举和执行现行的设计标准和规范，必须是有效版本。例如：工艺专业 油气集输设计规范 GB50350-2005第一章第一章 总论总论 第六节 总体工艺技术路线 本节要简要叙述方案采用的主体专业和配套专业的技术思路、技术水平、产品品种、产品流向等内容。例如普光：采用全湿气高压集输、加热节流、保温混输工艺。例如：“井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、井口带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”等独具特色的苏里格气田地面工艺。第一章第一章 总论总论 第七节 研究结论 主要简要论述通过研究得出的各个专业的技术成果、工程量、投资规模、达到的各项

10、技术经济指标，形成总体方案结论性意见。第八节 问题与建议 阐述报告编制内容可能存在的问题与合理化建议。第二章第二章 自然环境和社会条件自然环境和社会条件 本章是完成方案编制的另一重要依据，资料来源于当地的年鉴和相关部门，一般由设计单位收集。通过本章内容审视工程可以依托的当地条件以及需要采取的相关措施。第一节 地理位置 主要阐述气田所处地理位置、人文风俗、地方经济规划、城市发展规划、土地征用、水源、电源、通信等条件。第二章第二章 自然环境和社会条件自然环境和社会条件 第二节自然环境 阐述地形地貌，自然条件（气温、地温、湿度、气压、降雨量、降雪量及蒸发量、风向、风速、风压等），水文资料、工程地质资

11、料、不良地质现象、地质构造与地震、环境（泥石流预测、酸雨的预测、次生灾害等）。第三节交通运输状况 主要阐述开发气田周边的公路、铁路、航运线路名称，公路桥梁承载力，运输能力和路况。第三章第三章 资源与开发方案资源与开发方案 本章摘录气藏地质报告气田开发方案中的要点内容。1、资源概况：气藏探明储量、动用储量、动用面积等。2、开发方式：井网布置图、开发指标预测（年产气量、采气速度、地层压力、单井产量等）。3、气体组分：流体组分包括气体、含油量、含水量及杂质；天然气组分及物性。第四章第四章 市场市场 根据中石化天然气总体供应市场规划，描根据中石化天然气总体供应市场规划，描述气田天然气与总体规划的关系，

12、描述气田述气田天然气与总体规划的关系，描述气田主供市场的需求和前景，确定气田产品流向主供市场的需求和前景，确定气田产品流向。第五章第五章 总体布局总体布局 依据气田储量、开发方案、市场需求，布依据气田储量、开发方案、市场需求，布署气田开发地面工程总体布局，绘制井站布署气田开发地面工程总体布局，绘制井站布局图、外输系统管网图，说明站场数量、管局图、外输系统管网图，说明站场数量、管道长度等，按照推荐的总体布局逐次开展下道长度等，按照推荐的总体布局逐次开展下步研究工作。步研究工作。第四、五章 市场与总体布局例如：普光气田总体布局总总 体体 方方 案案P 107P 105P 106P 102P 103

13、集 气 末 站1264717P 1015P 301123P 10413468911241712P 30213P 30516P 30415P 3031419202223P 204111712P 2018P 2029P 203101314151 6第 一 枝 网第 二 枝 网第 三 枝 网第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 本章是地面工程集输方案的重点章节之一。第一节 建设规模与基础数据 产能建设规模、井口压力、温度、单井产量、外输压力、管道埋深处地温等。例如：东胜气田先导性区块：规模1108m3/a；单产3104m3/d、井口压力8-14MPa，井底温度64，温度梯度2.97，冻土层

14、深度-1.7m等。第二节 集气管网布置原则 本节从气田所处地理条件、开发方式、交通条件、施工管理、环保安全几个方面设置原则。例如：遵守安全第一的原则；总体规划，分期实施原则等。第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 第三节 管网布置方案 根据气藏分布、开发方案井网布置图、结合最佳集输半径、管网布置原则、经过现场实际踏勘，在地形图上绘制1-3个管网布置方案进行比较，确保实施方案既能满足气田近期开发需要又能具有远期拓展性。例如：普光气田按照单井式集气站、两井式集气站、三井式集气站进行管网布局，如下图。第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 如普光气田管网方案：如普光气田管网方案：第

15、六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 第四节 管道水力计算 集气管线工艺计算软件一般采用软件进行模拟计算，水力计算采用BRWS数学模型。该软件是一套世界公认的用于气体管道设计、能力分析、正常操作决策和计算分析的高精度软件。BRWS数学模型：集气管线管径计算结果列表0.5225121111 0 5 112vniiiipphdqZT LhhLL第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 第五节 管道强度计算 管道强度计算采用气田集气工程设计规范提供的公式计算，根据井口压力和进站压力设定输气管道计算管段起点压力和终点压力。工程位于地震动峰值加速度小于0.05g区内，可以不做抗震设计和地震

16、作用下的强度校核。=PD/2 SFt+C式中：钢管计算壁厚，mm；P设计压力，MPa；D钢管外径，cm；S钢管最低屈服强度，MPa；F设计系数（F=0.5)；焊缝系数(对于符合现行的国家标准输送流体用无缝钢管规定的钢管，值取1.0)；t钢管的温度折减系数；输送温度不超过120取1.0；C管线腐蚀裕量。第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 第六节 管网热力计算 管网热力计算主要用于判断气体在输送过程中温度是否高于水合物生成温度。，规范规定管输温度高于水合物生成温度3 。1、基础参数：井口气体温度、管道长度、管径、防腐保温方式、流量、埋地温度、传热系数等。2、计算软件：采用HYSIS软件

17、热力计算第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 方案比较：如普光气田：末站压力8.0MPa时天然气水化物形成温度约23.3，再考虑35的温度裕量后，进末站的气体温度至少应为26.3。为降低热能损耗，保温方式 一般采用沥-泡-沥保温结构，即管外壁采用沥青防腐、中间采用聚氨酯泡沫保温、最外层采用沥青防水层。第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 第七节 管道敷设 1、对于常用的地上敷设、埋地敷设、土堤敷设、管架敷设进行分层介绍，并根据本工程实际阐述所采用的基本敷设方式。2、管道敷设方式的界定 一般要求如下：1）、平坝、丘陵、坡度小于30的山坡和沟坡、各种道路（岩性地质路面，又不允许

18、破坏的除外）等，采用地下敷设.2）、管沟成形困难或费用高的连续坚硬岩石地段，坡度大于30的岩性山体，可采用半地下敷设。第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 3）、局部低洼、窄而深的小型沟壑、非农业区地下水位较高处，可采用地上敷设。4）、曲率半径大于等于1000D时，可依据管道自然弹性弯曲敷设管道，而不需加设弯管、弯头。5）山区地段一般达不到弹性敷设的条件，应采用弯头和弯管改变管道走向。6）小河、冲沟穿越：管线通过小河、冲沟，管道应埋设于河床或沟床冲淤变化稳定层以下，确保管道安全；同时，可根据地层条件采取现浇混凝土、散抛石笼、大块石或混凝土加重块连续安装的稳管方式。第六章第六章 气田集

19、气管网工程气田集气管网工程 第八第八节 线路阀室 截断阀室的设置是为了防止管路漏气大面积扩散而采取的截断措施。长距离输气管道规范规定阀室设置间距为8-16-24-32km。对于气田集气管道一般长度在3-5km左右，可以不设置截断阀室。但对于含硫天然气危害性较大，应视情况设置截断阀室。如普光气田：对于酸性气体由于危害性较大，应根据硫化氢的释放量范围确定，普光气田集气管道阀室间距为478-3730m。普光气田集输系统截断阀设置示意图：普光气田集输系统截断阀设置示意图：第六第六章章 气田集气管网工程气田集气管网工程第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 第九节 管道穿（跨）越 对于管道所经过

20、的公路、高速、铁路、河流、山地等障碍物地上条件和工程地质情况逐条分析论述，绘制穿越公路、高速、铁路、河流、山地典型图，对于大型穿跨越点绘制穿跨越示意图，对管道所经过的穿跨越点给出穿跨越方式和工程量。对采取的穿跨越方式如大开挖方式、顶管方式、盾构、定向钻、隧道等方式进行论证。第六章第六章 气田集气管网工程气田集气管网工程 第十节 智能清管技术 阐述选择的清管流程、超声波清管器或漏磁清管器种类及原理，绘制集输管网清管系统总图。目前出现了收发球阀可以代替收发球筒，用于气田管道比较方便，如果采用收发球阀，应对收发球阀的工作原理及操作程序进行论述。第十一节 线路主要工程量 根据推荐方案，线路主要工程量列

21、表。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 第一节 建设规模 阐述井组一对一布置集气站、多井式集气站、边缘井设井场集气站形式、总数及列表。第二节 设计原则 1、对干/湿气工艺方案进行重点论述，平面布置则重点考虑安全施工和钻井周期安排。2、积极稳妥地吸收国外先进技术和成功经验，积极采用新工艺、新技术、新设备、新材料，确保生产运行安全可靠。3、提高自动化控制水平，主控内容按无人值守设计。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 4、充分考虑合理利用气田的压力能量和气田资源。5、地面建设适应气田近期开发和远期规划的需求，做到近期和远期相结合。6、统一规划，合理布局，适当考虑开发过程中变

22、化的可能性。7、在气田开发井网布置的基础上，结合地形条件统一规划布置各类站场，其位置符合集气工程总流程和产品流向的要求，并方便生产管理。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 第三节 基础数据 原料气组成、原料气物性（井口静压、井口流压、井口流温、临界压力、临界温度、密度、高位发热值、低位发热值）、气田产品气规格、气田燃料气规格等。设计参数：设计压力、设计温度（井口针形阀至井口加热炉节流阀前的管道设计温度、节流阀之后至管道系统设计温度）等。第四节第四节 集气集气工艺技术 在湿气集输工艺中防止水凝结和水合物形成是工艺技术实现的关键。天然气水合物形成温度预测：根据气井气质报告，通过HYSY

23、S软件计算出不同压力下天然气水合物的形成温度，并绘制水合物形成温度曲线图。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 下图为普光气田不同压力下天然气水合物形成温度图。水水 合合 物物 形形 成成 温温 度度 曲曲 线线30.0623.223.3123.5923.8824.0526.8327.4420212223242526272829303156.23025109.598.58.3压压 力力,M Pa温温度度,CHydrate Temperature C第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 2、防止水凝结和水合物形成的工艺方法 主要阐

24、述加热方法（水套加热炉与电加带）、抑制剂（甲醇、乙二醇、三甘醇）、脱水等方法。根据前章管网热力计算结果，对照水合物生成曲线，说明本工程采取的工艺方法。3、计量技术 为了解各气井生产动态及向气藏管理者提供可靠依据，应阐述连续计量和轮换计量的方案对比，并给出推荐方案。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 第五节 集气工艺方案和工艺计算 1、集气工艺方案 对湿气集输与干气集输工艺方案的适应性、优缺点进行分析比较，给出适合本工程特点的集气工艺方案。并绘制工艺流程典型图。集气工艺方案是集气站的技术核心部分，它涉及工艺流程、设备、技术方法、能耗、运行条件等。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气

25、站场工程典型集气流程：1、新疆马庄气田集气站轮换计量工艺流程，气田处于寒冷地区，马庄气田气藏较深、井口温度较高，进站不设加热炉。为确保外输时不形成水合物，采用了站内注醇工艺。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程2、大牛地气田由于气藏浅、温度低，为防止井筒水合物生成，部分气井采用了井口甲醇流程：第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程3、普光气田属于、普光气田属于“三高三高”气田采用三级气田采用三级节流两级加热高压湿气集输工艺：节流两级加热高压湿气集输工艺：净化厂净化厂集输管网集输管网火炬系统火炬系统燃料气返输燃料气返输甲醇甲醇污水处理回注污水处理回注 加热加热三级节流三级节流集

26、气总站集气总站二级二级节流节流采气井口采气井口一级节流一级节流净化厂净化厂计量装置计量装置缓蚀剂缓蚀剂分酸分酸装置装置4、中原文中原文23 气田气田断层多、构造复杂，是具有块状特征的层状砂岩断层多、构造复杂，是具有块状特征的层状砂岩干气藏，具有如下特点：干气藏，具有如下特点：低渗，干气、中低产低渗，干气、中低产 集输流程：节流加热、高低压分输、三甘醇脱水。集输流程：节流加热、高低压分输、三甘醇脱水。已累计采气已累计采气100100亿方，亿方，20092009年开始降压采气，目前进入国家储气库论年开始降压采气，目前进入国家储气库论证阶段。证阶段。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程5、

27、苏里格气田苏里格气田地处乌审旗乡，距榆林市西地处乌审旗乡，距榆林市西86KM，距华北局开发的东胜气田杭锦旗，距华北局开发的东胜气田杭锦旗南南136KM。苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，具有典型的。苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，具有典型的“三低三低”(低渗透低渗透率率、低压力、低丰度低压力、低丰度)特征，采用常规方式开采，难以实现经济有效开发。为了经济特征，采用常规方式开采，难以实现经济有效开发。为了经济有效地开发该气田，在攻克了多种技术难题的基础上，以低成本开发为指导思想，形有效地开发该气田，在攻克了多种技术难题的基础上，以低成本开发为指导思想，形成了成了“井下节流、井口不加

28、热、不注醇、中低压集气、井口带液计量、井间串接、常井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、井口带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理温分离、二级增压、集中处理”等独具特色的苏里格气田地面工艺建设模式。等独具特色的苏里格气田地面工艺建设模式。苏格里气田集输系统的立足点是采气工艺的苏格里气田集输系统的立足点是采气工艺的“井下节流技术井下节流技术”，其优点是充分利用，其优点是充分利用地热防止天然气在集输过程中水合物的生成；其弱势是先节流降压后增压过程的压力地热防止天然气在集输过程中水合物的生成；其弱势是先节流降压后增压过程的压力能浪费，其次是井下节流器的打捞。能浪费，其次是井下节流器的打

29、捞。该流程适用于低产、井网密度大、外输压力低的气田。该流程适用于低产、井网密度大、外输压力低的气田。杭锦旗集气站先导性试验流程5、各种工艺评价、各种工艺评价 以上我们讨论了以上我们讨论了5个气田的集气站工艺流程，各种流程个气田的集气站工艺流程，各种流程的适应能力决定于气田的自身条件和外部条件。就技术的适应能力决定于气田的自身条件和外部条件。就技术经济条件而言，应进行合理评价后确定一个气田采用何经济条件而言，应进行合理评价后确定一个气田采用何种技术先进、经济合理、运行平稳的种技术先进、经济合理、运行平稳的集气站集气站工艺流程。工艺流程。油田集输系统一般用油田集输系统一般用“集输系统效率集输系统效

30、率”进行评价，目前进行评价，目前国内对气田而言尚没有评价体系。我们在国内对气田而言尚没有评价体系。我们在“十二五十二五”国国家重大专项家重大专项先导性课题先导性课题“气田集输系统气田集输系统能耗分布及运行能耗分布及运行效率优化研究效率优化研究”中，中，取得了一些成果取得了一些成果，用来评价气田集，用来评价气田集输系统效率，现输系统效率，现提出来进行讨论，供大家参考：提出来进行讨论，供大家参考：“气田气田集输系统集输系统效率评价计算方法效率评价计算方法”-刊登在油气田地刊登在油气田地面工程面工程2012.6.31 集输系统效率评价方法研究集输系统效率评价方法研究 气田集输系统效率评价是评价已建气

31、田集输系统管气田集输系统效率评价是评价已建气田集输系统管网、站场运行效率状况的指标，它随生产运行参数的变网、站场运行效率状况的指标，它随生产运行参数的变化而变化。气田开采一般经过两个阶段，高压采气阶段化而变化。气田开采一般经过两个阶段，高压采气阶段和降压采气阶段和降压采气阶段。气田集输系统效率可以用能量指标进行评价，用单气田集输系统效率可以用能量指标进行评价，用单位能量表示。单位能量是指单位质量天然气从气井开采位能量表示。单位能量是指单位质量天然气从气井开采出来经过节流处理后所携带的能量。在高压采气阶段由出来经过节流处理后所携带的能量。在高压采气阶段由于消耗的水、电量较小，可以忽略不计；放空能

32、耗属于于消耗的水、电量较小，可以忽略不计；放空能耗属于防止系统超压与防止水合物冻堵的安全生产保障措施用防止系统超压与防止水合物冻堵的安全生产保障措施用能，不计入评价范畴。能，不计入评价范畴。（1 1）能量平衡原理）能量平衡原理 天然气集输系统的能量平衡关系遵守热力学第一定律，即能量守恒原理：天然气集输系统的能量平衡关系遵守热力学第一定律，即能量守恒原理：F=F=F Fjkjk+F Fjrjr+F Fjuju (1)1)式中：式中：FF天然气外输能量天然气外输能量;F Fjkjk气井井口提供能量；气井井口提供能量；F Fjrjr-加热炉提供能量加热炉提供能量；F Fjuju-节流损失能量，负值。

33、节流损失能量，负值。（2 2）集输系统效率）集输系统效率的计算的计算 集集输系统效率由集气站效率和管网效率组输系统效率由集气站效率和管网效率组成：成：=z zg g (2)(2)式中：式中：-集气站效率集气站效率；g g-管网效率管网效率。（3 3）集气站效率计算）集气站效率计算 集气站效率是指集气站提供给输气管道的能量与集气站生产节流需要而添加的能量之和与集集气站效率是指集气站提供给输气管道的能量与集气站生产节流需要而添加的能量之和与集气站提供给输气管道能量的比值，即可供能量与有效能量的比值，是表述集气站能量指标的参数气站提供给输气管道能量的比值，即可供能量与有效能量的比值，是表述集气站能量

34、指标的参数。集气站集气站提供给输气管道的能量在高压采气阶段来源于气井；在降压采气阶段来源于增压系统提供给输气管道的能量在高压采气阶段来源于气井；在降压采气阶段来源于增压系统。集气站生产节流需要而添加的能量是指介质加热消耗的燃料气或介质增压消耗的电能。集气站生产节流需要而添加的能量是指介质加热消耗的燃料气或介质增压消耗的电能。参考参考输气管道系统能耗测试与计算方法输气管道系统能耗测试与计算方法SY/T6637-SY/T6637-20052005单位能量用下式表示：单位能量用下式表示：A A、单位质量天然气从气井获得的能量、单位质量天然气从气井获得的能量：H HI I=Z=ZR R1 1T TJQ

35、JQK KZ Z(K(KZ Z-1)-1)【(P PJQJQP PJHJH)(KZ-1)(KZ-1)KZKZ-1-1】(3)(3)式中：式中：HI-单位质量天然气从集气站获得的能量单位质量天然气从集气站获得的能量,KJ/KG;Z-节流前压力下的天然气压缩（节流）因子；节流前压力下的天然气压缩（节流）因子；R1-天然气气体常数，天然气气体常数，KJ/(KG.K)；R1=R (4)R-通用气体常数，通用气体常数，KJ/(KMOL.K),R=8.314；-天然气的摩尔熵，天然气的摩尔熵，KJ/(KMOL.K)KZ-天然气绝热指数；天然气绝热指数；KZ=CPCV (5)CP、CV-定压比热、定容比热，

36、定压比热、定容比热，KJ/(KG.)CP=1.687（1+0.001TJ）/T1/2 (6)TJQ-多级节流后气体剩余温度，多级节流后气体剩余温度，K；PJQ-节流前压力，节流前压力，MPA；PJH-节流后压力节流后压力,MPA；T-天然气相对密度。天然气相对密度。从式（从式（3 3）可以看出，单位质量天然气从气井获得的能量与节流压差成）可以看出，单位质量天然气从气井获得的能量与节流压差成正比，由于节流是焦耳正比，由于节流是焦耳-汤普逊效应的发生、能量演变的复杂过程，因此单汤普逊效应的发生、能量演变的复杂过程，因此单位质量能量与多级节流后的剩余温度、天然气摩尔熵、比热、密度、气体常位质量能量与

37、多级节流后的剩余温度、天然气摩尔熵、比热、密度、气体常数等多项参数有关。数等多项参数有关。B B、集气站提供给输气管道的能量：、集气站提供给输气管道的能量：集气站提供给输气管道的能量由两部分组成，一集气站提供给输气管道的能量由两部分组成，一是单位质量天然气从气井获得的能量，二是末端节流后是单位质量天然气从气井获得的能量，二是末端节流后为防止水合物生成而加热补充的热能。为防止水合物生成而加热补充的热能。Q Q1 1=q qt tHiHi+G Gt tC CV V(t(t2 2-t-t1 1）（4 4）式中：式中：Q Q1 1-集气站提供给输气管道的能量，集气站提供给输气管道的能量，kjkj/h/

38、h；-天然气的出站流量，天然气的出站流量，m m3 3/h/h；q q-标准状态下空气的密度，标准状态下空气的密度，kg/m3kg/m3；t t-天然气相对密度；天然气相对密度；t t1 1-末端节流后气体温度，末端节流后气体温度，；t t2 2-气体外输温度，气体外输温度，。式（式（7 7）表明：单位质量天然气从气井获得的能量越大集）表明：单位质量天然气从气井获得的能量越大集气站提供给输气管道的能量气站提供给输气管道的能量Q Q1 1越大。越大。C C、集气站用于节流生产的能量：、集气站用于节流生产的能量：在高压节流采气阶段：燃料气提供的能量在高压节流采气阶段：燃料气提供的能量 Q2=BW=

39、G Gt tC CV V(t(t4 4-t-t3 3）kj/h （8）式中式中：B-B-加热炉消耗的燃气量，加热炉消耗的燃气量，m3/hm3/h；W-W-天然气低位热值，天然气低位热值，kjkj/m3/m3。t t3 3-气体节流后进炉温度，气体节流后进炉温度，；t t4 4-气体出炉温度，气体出炉温度，。在降压采气阶段，为确保管输系统具有足够的能量需要增设增压系统。在降压采气阶段，为确保管输系统具有足够的能量需要增设增压系统。当集气站需要增压输送时：当集气站需要增压输送时：Q Q2 2=B BW+WW+Wd dr r kjkj/h /h (9)(9)WdWd-增压机耗电量，（增压机耗电量，（

40、kw.hkw.h）/h/h；r-r-电能折算系数，电能折算系数，r=3600kj/(r=3600kj/(kw.hkw.h)。式（式（8 8）表明加热炉消耗的燃气量越多，集气站能耗越高）表明加热炉消耗的燃气量越多，集气站能耗越高。D D、集气站效率、集气站效率：集气站集气站输出能量与总能量之比称为集气站效率输出能量与总能量之比称为集气站效率：Z Z=Q=Q1 1(Q(Q1 1Q Q2 2)100%100%从式中可以看出，集气站输出能量越大、站效越高；集气站耗气量越多从式中可以看出，集气站输出能量越大、站效越高；集气站耗气量越多、站效越低、站效越低。E E、管网、管网效率效率:介质在管道中流动携带

41、的能量由两部分组成：一部分是热能，一部分是压力能介质在管道中流动携带的能量由两部分组成：一部分是热能，一部分是压力能。介质在流动过程中由于管道沿线散热作用会损失热能，克服摩察阻力损失压力能。介质在流动过程中由于管道沿线散热作用会损失热能，克服摩察阻力损失压力能。天然气携带的液相介质在进入管道以后，在一定工况下积液量会达到一个定值，影响天然气携带的液相介质在进入管道以后，在一定工况下积液量会达到一个定值，影响管道流通能力，此时进口气量大于出口气量。管网效率为管道进出口介质携带能量之管道流通能力，此时进口气量大于出口气量。管网效率为管道进出口介质携带能量之比：比：g=(2C2t4+pt)1(C1t

42、3+p1t)100%-（11）式中：式中：1.2-管道进出口天然气质量流量，管道进出口天然气质量流量，kg/h；C1.2-天然气定容比热，天然气定容比热，kj/(kg.)；t3.4-管道进出口介质温度，管道进出口介质温度，p1.2-管道进出口介质压力管道进出口介质压力，MPa。从式（从式（1111）中可以看出，管道沿线热损失越小，管网效率越高）中可以看出，管道沿线热损失越小，管网效率越高；管道沿线压损越小，管网效率越高。液量聚集是一个随时间变化；管道沿线压损越小，管网效率越高。液量聚集是一个随时间变化的过程，隋着时间推移积液量逐步增加，气体流通面积逐步减少，的过程，隋着时间推移积液量逐步增加，

43、气体流通面积逐步减少，聚集液量逐步影响管道效率。因此制定合理的通球清液周期，提高聚集液量逐步影响管道效率。因此制定合理的通球清液周期，提高管道流通截面积减少摩阻，可以提高管网效率。管道流通截面积减少摩阻，可以提高管网效率。地上节流与井底节流比较：地上节流与井底节流比较：根据根据单位质量天然气从气井获得的单位质量天然气从气井获得的能量关系式，能量关系式，H HI I=Z=ZR R1 1T TJQJQK KZ Z(K(KZ Z-1)-1)【(P PJQJQP PJHJH)(KZ-1)(KZ-1)KZKZ-1-1】按照地上节流与井底节流后压力一致的原则，上式可按照地上节流与井底节流后压力一致的原则，

44、上式可以简化为以简化为H1=H1=B BT TJQJQ 地上地上节流工艺为防止节流过程中水合物的生成需要使节流工艺为防止节流过程中水合物的生成需要使用水套炉对气体进行加热；井底节流工艺气体由于在井用水套炉对气体进行加热；井底节流工艺气体由于在井筒与地温进行热交换，基本恢复到地上节流时的井口温筒与地温进行热交换，基本恢复到地上节流时的井口温度，一般不需要度，一般不需要水套炉对气体进行水套炉对气体进行加热，加热，单位质量天然单位质量天然气从气井获得的气从气井获得的能量大于地上节流工艺，由于节流过程能量大于地上节流工艺，由于节流过程无燃料消耗，集气站效率明显提高，因此从集输效率而无燃料消耗，集气站效

45、率明显提高，因此从集输效率而言可以说井底节流工艺优于地上节流工艺。言可以说井底节流工艺优于地上节流工艺。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 2、节流及采气管线工艺计算 井场装置的作用是调控气井产量和调控采气管线的起点压力，另外一个作用是井口放空。由于气井采气压力（生产时的油管压力）远高于输气压力（采气管线的起点压力），故需设井场装置进行大压差降低压力，在降压过程中同时会产生温降，为了防止生成水合物，井场装置有时需要具有防冻的功能。因此井场装置的工艺计算包括天然气节流降压计算和防止水合物生成计算。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 1）、井口设置第一级节流阀（由采气专业完

46、成）的功能是调控气井产量，故应在临界状态下操作。第二级及以后的节流阀（由地面集输专业完成），其目的是调控采气管线的起点压力，故应在非临界状态下操作。根据计算结果给出加热负荷。2）、采气管线工艺计算 采气管线的设计压力按照井口压力设定，设计温度低于100C。根据各井产气量、管线长度计算采气管线规格。第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程 3、加热炉负荷计算 通过计算给出井场或集气站加热炉负荷和设置台数，结构形式、耗气量等。4、分离器计算 根据天然气气量及节流后压力，计算确定分离器的尺寸和台数，结构形式。5、其他设备选型第七章第七章 气田集气站场工程气田集气站场工程第六节 总平面布置 站场

47、总平面布置，根据生产工艺特点、火灾危险性等级、功能要求，规范条款、结合地形、风向等条件确定。附集气站平面布置典型图。第七节 辅助系统 主要阐述燃料气与放空系统的设置方案。如普光气田由于是高含硫天然气，燃料气采用干气返输工艺；放空系统采用焚烧工艺。第八节 主要工艺设备列表 包括设备名称、规格型号、台数。第八章第八章 材料与腐蚀控制材料与腐蚀控制 第一节 材料选择 本节主要描述根据天然气中有害成分（H2SCO2）及含量进行腐蚀机理论述；对不同材料进行耐腐蚀机理分析；以此确定集输管道系统、设备、阀件的选材方案。对所确定材料的焊接程序、焊接材料、焊接工艺评定及检验进行充分说明。如普光气田属于高含硫气质

48、采用抗硫碳钢+缓蚀剂方案，其优点是造价低、可焊性能好、应用广泛，技术相对较成熟，缺点是对缓蚀剂的筛选、预膜、加注等要求严格。第八章第八章 材料与腐蚀控制材料与腐蚀控制 第二节腐蚀控制与检测 主要论述针对本工程集输系统管道设备的内外腐蚀环境，充分考虑土壤电化学腐蚀各种因素，采取经济合理、有效可靠的腐蚀控制及腐蚀监测技术，以防止腐蚀危害，保证气田安全生产的各种方案。1、集输管道外防腐方案 如集输干线采取涂层与阴极保护的联合保护方案；集气支线采用聚氨酯泡沫保温与沥青防腐联合保护方案。2、集输管道内防腐方案 如根据天然气中有害成分采用内壁涂膜、定期通球、植入缓蚀剂等。3、站内主要设备及管道防腐方案第八

49、章第八章 材料与腐蚀控制材料与腐蚀控制 4、腐蚀检测方案 腐蚀监测就是对设备的腐蚀速度和某些与腐蚀速度密切相关的参数进行连续或断续测量，同时根据测量对生产过程的有关条件进行控制的一种技术。通过腐蚀监测，可以获得腐蚀过程和操作参数之间相互联系的有关信息，可以鉴定腐蚀原因，因此通过早期的监测和准确的度量，时预防腐蚀破坏事故的发生，判断和评价腐蚀控制措施的有效性和可靠性，进而有针对性地制定、调整和优化腐蚀控制方案和措施，使生产设备更有效地运行，从而达到改善生产能力，延长设备寿命，改善产品质量，作出维修预报，减少投资和操作费用的目的。主要阐述本工程所采用的检测方案，如在线腐蚀监测技术挂片法、电阻法等；

50、管道缺陷智能检测技术-漏磁法智能检测、超声波智能裂纹检测等。第八章第八章 材料与腐蚀控制材料与腐蚀控制 普光集输系统典型的腐蚀监测网络图：普光集输系统典型的腐蚀监测网络图：第八章第八章 自动控制与泄漏监测自动控制与泄漏监测 气田集输系统属于甲级安全生产场所，要保障生产工艺过程安全运行，必须采用先进成熟的技术和国外先进设备，合理确定控制方案和自控系统。要以井口、管线、集气（末站）工艺过程参数检测以及安全保护与自动控制为重点，确保工艺生产过程安全可靠、操作平稳、数据准确、科学管理为原则，实现对整个气田数据遥测、遥控、遥信。只有采用具有高可靠性、高稳定性和先进适宜的自动化软、硬件，对集气站和输气管道