天然气集输工艺流程课件.pptx

1、天然气集输工艺流程2 2023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望第二节 天然气集输的内容和特点第三节 天然气集输工艺流程 第四节 集输管线第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理第六节 集输工艺设备第七节 工程案例分析第八节 凝析气田集输工艺3 2023-4-26一、我国天然气矿场集输工程发展概况 天然气集输技术的发展，经历了一个较长的时间，由以单个气田为集输单元发展到多气田集输系统组合，进而形成大型集输系统。发展过程大致课分为以下几个阶段：4 2023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望 50年代到60年代中期属气田集输集输发展的初级阶段。天然气的

2、集输主要采用单井集气流程。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。这个时期是四川气田建设过程中集输技术发展的关键阶段。70年代后期到80年代中期，四川气田建设规模迅速扩大，气田集输技术水平得到不断发展和提高，建设规模由十多个气田扩展到几十个气田，建成了区域性管网，开发高压、高含硫、凝析油含量较高的气田集输技术日趋成熟。5 2023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望二、我国天然气矿场集输工程技术发展展望1.提高气田集输工艺技术水平 (1)井口防冻 加热法；喷注防冻抑制剂法 (2)低压气的采输 离心式压缩机：排量大，单级压比小；往复

3、式压缩机：效率高，流量和压力可以在较大的范围内变化，并联时工作稳定，适用于气田中、后期增压。6 2023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望(3)分离器目前国外常用的几种高效分离器有:加拿大波塔特斯特公司生产的再循环分离器，用于天然气净化和液体的回收，其性能可靠，效率高，内部结构坚固。它分为轴流卧式再循环分离器和向心流动立式再循环分离器，后者可以脱除气体中99.5%的525m以上的液滴。天然气过滤器分为干式过滤器和过滤分离器。干式过滤器可完全脱除1m以上的固体杂质。7 2023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望 国外各类分离器能够达到高效分离，主要是通过开

4、发新型的高效分离元件。分离元件形式多样，平行挡板、碟形转向挡板系统、雾沫捕集构件、金属筛网、蜂窝状斜板等。国外分离器的发展趋势：提高油气水页面控制及检测手段，实现无人操作，采用高效分离元件，提高分离效率，缩小体积，减轻重量。8 2023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望(4)节能与减少漏损 气田集输能耗，主要是从井口流动压力节流、气体在管道、设备阀中流动压损以及为防止水合物生成，对气体加热的热量消耗和低压气集输动力消耗等。节能的方法与气田集工艺、生产操作、管理等有密切关系。要减少能耗必须大力开发新技术，研制新流程、新方法，选用效率高、性能好的设备。9 2023-4-26第一

5、节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望2.提高气田自动化管理水平先进的计算机集输的应用气田自动控制系统SCADA系统高度自动化管理92023-4-26102023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望目前我国气田自动化控制的整体水平较低，为了满足生产发展的需要，必须提高我国气田集输的自动化管理水平。自动化方案的制定要因地制宜，结合工程具体情况，要以确保生产安全可靠，技术经济合理为准则。对中、后期及边远油气田集输系统改造原则上要以提高设备使用的安全可靠性，提高生产效率，减轻劳动强度为主，改造更新设备仪表；老气田改造要以实现就地自动控制，实现井口无人值守为目标；对新建工程，特别是

6、生产条件艰苦的边远山区、沙漠等地区，应建立自动化程度较高的控制系统。102023-4-26112023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望3.含硫气田集输工程防腐蚀(1)选用抗硫材质(2)缓蚀剂防腐(3)管道内壁防腐涂层技术112023-4-26122023-4-26第一节 天然气集输工程发展概况及技术发展展望4.提高气田集输工程的整体组装水平提高气田集输设备的整体组装施工技术水平是指实现设计定型化、模块化、设备组装工厂预制化和现场装配化。今后组装技术发展的主要趋势：向大型化、工艺组件微型化、整体预制化、高度自动化、露天和易运的方向发展。122023-4-26132023-4

7、-26第二节 天然气集输的内容和特点 天然气集输是继气田勘探、开发和开采之后的一个非常重要的生产过程，广义而言，它包括从井口开始，将天然气通过管网收集起来，经过预处理和其后的气体净化，最后成为合格的商品天然气，并外输至用户的整个生产过程。天然气集输的过程如图3-1所示。132023-4-26图3-1 天然气集输系统示意图1-井场；2-集气站；3-天然气净化厂和压气站；4-到配气站的出口；5、6-铁路与公路穿越；7-中间压气站；8-河流穿越；9-沟谷跨越；10-地下储气库；11-阴极保护站；12-终点配气站142023-4-26152023-4-26第二节 天然气集输的内容和特点（1）井场 一般

8、在气井所在地设置井场装置，简单的井场只有采气树装置。当需要对单井进行处理时，常在井场设置一套调压、分离、计量等设备，使从气井出来的天然气经节流降压后，在分离器中脱除游离水、凝析油及机械杂志，经计量后输入集气管线。（2）集气站 一般将两口以上的气井用管线接至集气站，在集气站对气体进行节流降压、分离（油、水、机械杂质）、计量，然手输入集气管线。根据天然气中是否需要回收凝析油，将集气站分为常温集气站和低温集气站两种形式，其中低温集气站较常温集气站复杂很多。152023-4-26162023-4-26第二节 天然气集输的内容和特点（3）天然气处理厂 对于含有H2S等杂质和凝析油的天然气，经集气站汇集预

9、处理后，还需进入天然气处理厂，在天然气处理厂进行脱硫化氢、二氧化碳、凝析油和水，使气体质量达到管输和商品天然气的质量标准。（4）压气站 压气站分为矿场压气站和输气干线压气站两种。在气田开发后期（或低压气田），当气井井口压力不能满足生产和输送所要求的压力时，就得设置矿场压气站，将气体增压，然后再输送到天然气处理厂活输气干线。此外，天然气在输气干线中流动时，压力不断下降，要保证管输能力不下降就必须在输气干线上一定位置设置压气站，将气体压缩到所需的压力。172023-4-26第二节 天然气集输的内容和特点 压气站设在输气干线起点的叫起点压气站或首站，其任务是将处理厂来的天然气，经除尘、计量、增压后输

10、送到下一站。而压气站设在输气干线中间一定位置的叫中间压气站，其任务是将压力下降了的天然气进行增压，继续往下一站输送。中间压气站可以有好几个（5）调压计量站（配气站）。一般设置在输气支线的起点或输气干线的终点，也可以设置在输气干线中途某个位置，它可以有很多个。其任务是将气体分配给用户。172023-4-26182023-4-26第二节 天然气集输的内容和特点（6）集气管网和输气干线 在矿场内部，将各气井的天然气输送到集气站和各集气站的天然气送往气体净化厂的输气管道统称为集气管网。从气体净化厂将处理好的天然气输送到远处用户的输气管道叫输气干线。输气干线在经过铁路、公路、河流、沟谷时，有穿跨越工程。

11、（7）清管站 为清除管道内的积液和污物以提高管线的输送能力，常在输气干线和集气干线上设置清管站。（8）阴极保护 为防止和延缓埋在土壤内的输气干线的电化学腐蚀，在输气干线上每隔一定距离就设置一个阴极保护站。182023-4-26192023-4-26第三节 天然气集输工艺流程一、气井产物 从气井产出的物质，天然气+液体固体物质。液体包括液烃和气田水。液烃也是由于天然气被采出后，随着气液相态平衡条件的变化，一部分较重的烃也凝结为液体被析出。但对组成属于干气范围的天然气，从气井采出后不析出液烃。气田水又包含游离水和凝结水两种。气田开采初期，一般不出现游离水，但少数气田在开采初期也有游离水随着天然气从

12、气井采出。凝结水是天然气在高压、高温的地层中所含有的饱和水汽，当天然气被采出后，由于压力和温度降低，在天然气中的饱和水汽，随着温度和压力的变化而凝结为液体被游离出来。机械杂质:固体物质包括岩屑、砂、酸化处理后的残存物等。202023-4-26第三节 天然气集输工艺流程气田水分为底水(或边水)和束缚水两类。气田水：气藏里与天然气同时存在的水。边水或底水：存在于气藏边缘和衬托在天然气底部的气层水。束缚水：一部分水因受气层岩粒的附着力或超毛细孔隙作用力的作用，在采气过程中不随气流流动的水。气田水通常有较高的矿化度，一般在10gL以上。212023-4-26第三节 天然气集输工艺流程二、气田集输系统的

13、工作范围和工作内容 天然气从气井采出，经过降压并进行分离除尘除液处理之后，再由集气支线、集气干线输送至天然气处理厂或长输管道首站，称为气田集输系统。当天然气中含有H2S、H2O时，即需经过天然气处理厂进行脱硫、脱水处理，然后输至长输管道首站。气田集输系统的工作：收集天然气，并经过降压、分离、净化使天然气达到符合管输要求的条件，然后输往长输管道。222023-4-26第三节 天然气集输工艺流程三、气田井场流程 气田集输流程是表达天然气的流向和处理天然气的工艺方法。气田集输流程分为井场流程和气田集气站流程。在井场里，最主要的装置是采气树，它是由闸阀、四通（或三通）等部件构成的一套管汇。还有节流阀，

14、压力、温度检测仪表及加热或注醇设备等。井场装置具有三种功能：(1)调控气井的产量；(2)调控天然气的输送压力；(3)防止天然气生成水合物。232023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 比较典型的井场装置流程，也是目前现场通常采用的有两种类型。一种是加热天然气防止生成水合物的流程,如 图3-1；另一种是向天然气中注入抑制剂防止生成水合物的流程，如 图3-2。图 3-1 加热防冻的井场装置原理流程图 1-气井；2-采气树针形阀；3-加热炉；4-气井产量调控节流阀；5-加热炉；6-气体输压调控节流阀 252023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 图3-1 所示，天然气从针形阀出来后进入井场装

15、置，首先通过加热炉3进行加热升温，然后经过第一级节流阀(气井产量调控节流阀)4进行气量调控和降压，天然气再次通过加热器5进行加热升温，和第二级节流阀(气体输压调控节流阀)6进行降压以满足采气管线起点压力的要求。图 3-2 注抑制剂防冻的井场装置原理流程图 1-抑制剂注入器；272023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 图3-2 所示，流程图中的抑制剂注入器1替换了 图3-1 中的加热炉 3 和 5，流经注入器的天然气与抑制剂相混合，一部分饱和水汽被吸收下来，天然气的水露点随之降低。经过第一级节流阀(气井产量调控阀)进行气量控制和降压。再经第二级节流阀(气体输压调控阀)进行降压以满足采气管线

16、起点压力的要求。282023-4-26第三节 天然气集输工艺流程四、气田集输站场工艺流程 气田集输站场工艺流程是表达各种站场的工艺方法和工艺过程。所表达的内容包括物料平衡量、设备种类和生产能力、操作参数，以及控制操作条件的方法和仪表设备等。气田集气站工艺流程分为单井集输流程和多井集输流程。按其天然气分离时的温度条件，可分为常温分离工艺流程和低温分离工艺流程。储气构造、地形地物条件、自然条件、气井压力温度、天然气组成以及含油含水情况等因素是千变万化的，而适应这些因素的气田天然气集输流程也是多种多样的。这里仅对较为典型和常见的流程加以描述。292023-4-26第三节 天然气集输工艺流程1、常温分

17、离集气站功能：收集气井的天然气；对收集的天然气在站内进行气液分离处理；对处理后的天然气进行压力控制，使之满足集气管线输压要求。我国目前常用的常温分离集气站流程有以下几种：(1)常温分离单井集气站流程 图 3-3 常温分离单井集气站原理流程图(一)1-从井场装置来的采气管线；2-天然气进站截断阀；3-天然气加热炉；4-分离器压力调控节流阀;5-气、油、水三相分离器；6-天然气孔板计量装置；7-天然气出站截断阀;8-集气管线；9-液烃(或水)液位控制自动放液阀；10-液烃(或水)的流量计;11-液烃(或水)出站截断阀；12-放液烃管线；13-水液位控制自动放液阀；14-水流量计；15-水出站截断阀

18、；16-放水管线。图 3-4 常温分离单井集气站原理流程图(二)1-从井场装置来的采气管线；2-天然气进站截断阀；3-天然气加热炉；4-分离器压力调控节流阀;5-气、油、水三相分离器；6-天然气孔板计量装置；7-天然气出站截断阀;8-集气管线；9-液烃或水的液位控制自动排放阀；10-液烃或水的流量计；11-液烃或水出站截断阀；12-放液烃或放水管线。322023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 常温分离单井集气站分离出来的液烃或水，根据量的多少，采用车运或管输方式，送至液烃加工厂或气田水处理厂进行统一处理。常温分离单井集气站通常是设置在气井井场。两种流程不同之处在于分离设备的选型不同，前者

19、为三相分离器，后者为气液分离器，因此其使用条件各不相同。前者适用于天然气中液烃和水含量均较高的气井，后者适用于天然气中只含水或液烃较多和微量水的气井。(2)常温分离多井集气站流程 图 3-5 常温分离多井集气站原理流程图(一)图 3-6 常温分离多井集气站原理流程图(二)352023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 常温分离多井集气站一般有两种类型，如图3-5和图3-6所示。两种流程的不同点在于前者的分离设备是三相分离器，后者的分离设备是气液分离器。两者的适用条件不同。前者适用于天然气中油和水的含量均较高的气田，后者适用于天然气中只有较多的水或较多的液烃的气田。图3-5和图3-6所示仅为两

20、口气井的常温分离多井集气站。多井集气站的井数取决于气田井网布置的密度，一般采气管线的长度不超过5km，井数不受限制。以集气站为中心，5km为半径的面积内，所有气井的天然气处理均可集于集气站内。图 3-5 中管线和设备与图 3-3 相同，图 3-6 中管线和设备与图 3-4 相同。362023-4-26第三节 天然气集输工艺流程2、低温分离集气站流程低温分离集气站的功能：(1)收集气井的天然气；(2)对收集的天然气在站内进行低温分离以回收液烃；(3)对处理后的天然气进行压力调控以满足集气管线输压要求；(4)计量。372023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 低温分离：分离器的操作温度在0以下

21、，通常为-4-20。天然气通过低温分离可回收更多的液烃。为了要取得分离器的低温操作条件，同时又要防止在大差压节流降压过程中天然气生成水合物，因此不能采用加热防冻法，而必须采用注抑制剂防冻法以防止生成水合物。天然气在进入抑制剂注入器之前，先使其通过一个脱液分离器(因在高压条件下操作，又称高压分离器)，使存在于天然气中的游离水先行分离出去。382023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 为了使分离器的操作温度达到更低的程度，故使天然气在大差压节流降压前进行预冷，预冷的方法是将低温分离器顶部出来的低温天然气通过换热器，与分离器的进料天然气换热，使进料天然气的温度先行下降。因闪蒸分离器顶部出来的气体

22、中，带有一部分较重烃类，故使之随低温进料天然气进入低温分离器，使这一部分重烃能得到回收。392023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 比较典型的两种低温分离集气站流程分别如图 3-7 和图3-8 所示。图3-7流程图的特点：低温分离器底部出来的液烃和抑制剂富液混合物在站内未进行分离；以混合液直接送到液烃稳定装置去处理 图3-8流程图的特点：低温分离器底部出来的混合液在站内进行分离；将液烃和抑制剂富液分别送到液烃稳定装置和富液再生装置去处理。图 3-7 低温分离集气站原理流程图(一)1-采气管线 2-进站截断阀 3-节流阀 4-高压分离器 5-孔板计量装置 6-装置截断阀 7-抑制剂注入器

23、8-气气换热器 9-低温分离器 10-孔板计量装置 11-液位调节阀 12-装置截断阀 13-闪蒸分离器 14-压力调节阀 15-液位控制阀 16-液位控制阀 17-流量计412023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 图3-7流程图所示：井场装置通过采气管线1输来气体经过进站截断阀2进入低温站。天然气经过节流阀3进行压力调节以符合高压分离器4的操作压力要求。脱除液体的天然气经过孔板计量装置5进行计量后，再通过装置截断阀6进入汇气管。各气井的天然气汇集后进人抑制剂注入器7，与注入的雾状抑制剂相混合，部分水汽被吸收，使天然气水露点降低，然后进入气一气换热器8使天然气预冷。降温后的天然气通过节流

24、阀进行大差压节流降压，使其温度降到低温分离器所要求的温度。从分离器顶部出来的冷天然气通过换热器8后温度上升至0以上，经过孔板计量装置10计量后进入集气管线。422023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 从高压分离器4的底部出来的游离水和少量液烃通过液位调节阀11进行液位控制，流出的液体混合物计量后经装置截断阀12进入汇液管。汇集的液体进入闪蒸分离器13，闪蒸出来的气体经过压力调节阀14后进入低温分离器9的气相段。闪蒸分离器底部出来的液体再经液位控制阀15，然后进入低温分离器底部液相段。从低温分离器底部出来的液烃和抑制剂富液混合液经液位控制阀16再经流量计17，然后通过出站截断阀进入混合液输

25、送管线送至液烃稳定装置。图 3-8 低温分离集气站原理流程图(二)1-加热器 2-三相分离器 3-液位控制阀 4-流量计5-气-液换热器 6-液位控制阀 7-流量计 442023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 图3-8流程图与图3-7流程图所不同之处是：从低温分离器底部出来的混合液，不直接送到液烃稳定装置去，而是经过加热器1加热升温后进入三相分离器2进行液烃和抑制剂分离。液烃从三相分离器左端底部出来，经过液位控制阀3再经流量计4然后通过气液换热器5与低温分离器顶部引来的冷天然气换热被冷却，降温到0左右。最后，液烃通过出站截断阀，由管线送至稳定装置。从三相分离器右端底部出来的抑制剂富液经液

26、位控制阀6再经流量计7后，通过出站截断阀送至抑制剂再生装置。452023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 因为低温分离器的低温是由天然气大差压节流降压所产生的节流效应所获得。故高压分离器的操作压力是根据低温分离器的操作温度来确定的。操作温度随气井温度和采气管线的输送温度来决定，通常按常温考虑。闪蒸分离器的操作压力随低温分离器的操作压力而定；操作温度则随高压分离器的操作温度而定。三相分离器的操作压力根据稳定塔的操作压力来确定；操作温度则根据稳定塔的液相沸点和最高进料温度来确定。462023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 图 3-7 和图 3-8 两种低温分离流程的选取，取决于天然气的组

27、成、低温分离器的操作温度、稳定装置和提浓再生装置的流程设计要求。低温分离器操作温度越低，轻组分溶入液烃的量越多。此种情况以采用 图3-7 低温分离流程为宜。472023-4-26第三节 天然气集输工艺流程五、气田集输流程的制定1制定集输流程的技术依据(1)气田开发方案；(2)近期收集的有代表性的气井动态资料。482023-4-26第三节 天然气集输工艺流程 上述两方面的资料中，以下各种资料和数据对于制订气田集输流程有重要关系：(1)气井产物。井口条件下天然气取样分析资料，油的分析和评价资料，水分析资料等。(2)构造储层特征，气田可采储量、开采速度、开采年限，逐年生产规模，各生产区单井平均产量、

28、生产井井网布置图、生产井数等。(3)气层压力和温度，生产条件下的井口压力和温度，气田压力递减率。492023-4-26第三节 天然气集输工艺流程2制定集输流程应遵循的技术准则(1)国家各种技术政策和安全法规；(2)各种技术标准和产品标准，各种规程、规范和规定；(3)环保、卫生规范和规定。502023-4-26第三节 天然气集输工艺流程3集输系统(包括管网和站场)的布局(1)在气田开发方案和井网布置的基础上，集输管网和站场应统一考虑综合规划分步实施，应做到既满足工艺技术要求又符合生产管理集中简化和方便生活；(2)产品应符合销售流向要求；(3)三废处理和流向应符合环保要求；(4)集输系统的通过能力

29、应协调平衡；(5)集输系统的压力应根据气田压能和商品气外输首站的压力要求综合平衡确定。512023-4-26第四节 集输管线一、集输管线及其分类 采气管线:从气井至集气站第一级分离器入口之间的管线；集气管线:集气站至净化厂或长输管线首站之间的管线。分为集气支线和集气干线。由集气站直接到附近用户的直径较小的管线也属集气管线范畴。由集气干线和若干集气支线（或采气管线）组合而成的集气单元称为集气管网；一个地区的集气管网则是指一个气田和一个或几个气田的集气管线组合而成的集气单元。图3-9为一气田集输管网的示意图。净化后的天然气进入输气管线。图3-9 集气系统示意图1-井场装置；2-采气管线；3-多井集

30、气站；4-集气支线；5-集气干线；6-集气总站；7-天然气净化厂532023-4-26第四节 集输管线 按集气管线的操作压力通常分为高压、中压和低压集气管线。a)高压集气 压力在10MPa以上的为高压集气。四川卧龙河气田、中坝气田的采气管线均按16MPa设计。长庆气田靖边区的采气管线按关井压力25MPa设计，川南矿区一些气田的采气管线也按关井压力设计，天然气在井口不降压直接输至集气站再进行加热，节流、分离、计量，井口无人值守。542023-4-26第四节 集输管线 b)中压集气 压力在1.6MPa至10MPa范围内为中压集气。引进的卧龙河天然气净化厂设计压力为6.4Mpa，与之配套的集气干线按

31、10MPa级设计。四川大天池构造带的五百梯、龙门、沙坪气田集气管线按10MPa级设计。国内设计的压力为4Mpa的四川垫江天然气净化厂的集气干线按6.4MPa设计。一些可直接进入输气干线的不含硫或微含硫天然气的集气管线，一般按4.08.0MPa设计。552023-4-26第四节 集输管线 c)低压集气 压力在1.6MPa以下的是低压集气。一些气田到开采后期井口压力下降，不能进入输气干线，又不准备就地加压时，则采用低压集气，供给临近用户。如四川阳高寺气田压力降至0.16MPa以下，低压集气后供就近的沪州市使用。562023-4-26第四节 集输管线 为了充分示利用地层压力和满足不同用户需要，有的气

32、田同时存在高压、中压和低压集气。集气管网的管径是根据输气量、压力等因素通过计算优选的，四川气田集气支线常用管径有：DN50、DN65、DN80、DN100，集气支干线常用DN100至DN200；集气干线常用DN200至DN500。572023-4-26第四节 集输管线二、集气管网类型及国内外对比现状（1）国内集气管网 枝状、放射状和环状管网流程，国内都有应用。枝状集气流程的管网呈树枝状，经气田主要产气区的中心建一条贯穿气田的集气干线，将位于干线两侧各井的气集入干线，并输至总集气站。该流程适用于条状狭长气田，四川卧龙河气田即采用这种流程。对于大型气田，有一条或多条集气干线，各单井及各集气站的天然

33、气经集气支线及集气支干线进入集气干线，四川五百梯气田采用这种流程。枝状集气流程的特点是适宜于单井集气。582023-4-26582023-4-26第四节 集输管线 放射状集气流程用于若干口气井相对集中的一些井组的集气，每组井中选一口设置集气站，其余各单井到集气站的采气管线成放射状，故亦称多井集气流程。该流程在四川气田应用最广泛，如磨溪气田、大庆的汪家屯气田、大港的板桥气田也采用这种流程，其优点是便于天然气的集中预处理和集中管理，能减少操作人员。592023-4-26592023-4-26第四节 集输管线 环状集气管网流程是将集气干线布置成环状，沿干线设置各单井或集气站的进气点。环口处设置集气总

34、站，将天然气送往处理厂或输气干线，四川威远气田即采用这种流程。其特点是：便于调度气量，环形集气干线局部发生事故不影响正常供气。602023-4-26第四节 集输管线 大型气田不局限于一种集气流程，可用上述两种或三种流程的组合。威远气田就有东、西、南和北四条集气干线和一个环形管网，而且树枝、放射状和环形管网流程兼备，是四川集气流程形式最多的气田。长庆气田靖边区有东、西、南、北四条集气干线，各单井至集气站采用放射状流程，各集气站再经集气支线进入集气干线，是枝状和放射状流程的结合。612023-4-26612023-4-26第四节 集输管线（2）国外集气管网 枝状、放射状和环状管网三种。罗马尼亚19

35、74年拥有生产气井1500多口，集气站400余座，集输流程形式主要也是以上三种。加拿大的气田大部分是50、60年代建设的，目前气井压力下降，最大的关井压力为21MPa。采气管线仍然按关井压力设计，集气管线压力一般都较高，在7MPa左右。因为各气田的气必须处理合格后才能进入努发公司的输气管道。努发公司输气管道的输送压力较高，一般在6MPa至7Mpa之间，各气田的气只有增压后才能进入输气管道。集气管道的管径大部分在DN80至DN300之间，野猫山气田集气干线16km从北至南采用变径管：168.3、209、273和323。622023-4-26622023-4-26第四节 集输管线（3）国内外对比分

36、析 国内与国外的集输流程在管网布置方式上基本一致。差距主要在所采用的工艺装置，自动控制技术及集输工程勘察设计所拥有的现代技术装备（包括软硬件）。632023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理一、矿场分离1、矿场分离的对象和特点 天然气从气井采出往往含油液体（水和/或液烃）和固体（岩屑、腐蚀产物）。642023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理（1）常温分离工艺 天然气在分离器操作压力下，以不形成水合物的温度条件下进行气-液分离，称为常温分离。分离器出的气体送入气田集输管线系统；分离出的液体（水或/和液烃）送入储水罐（池）或/和液烃储罐。分离器前的节流

37、阀系用于调节分离器的操作压力，分离器操作压力取决于集输管线的起点压力。加热器用于调节分离器的操作温度，分离器的操作温度取决于分离器操作压力条件下水合物形成温度。通常分离器的操作温度要比分离器操作压力条件下水合物形成温度高35.常温分离工艺的特点：辅助设备较少，操作简便，适用于干气的矿场分离。652023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理（2）低温分离工艺 在很多情况下，天然气采气压力远高于外输压力。利用天然气在气田集输过程出现的大差压节流降压所产生的节流效应（焦耳-汤姆逊效应）达到的低温条件，在此条件下进行气体和水或/和液烃分离，称为矿场低温分离。此种分离工艺同时产生两种

38、效果：增加液烃回收量；降低天然气露点。因此气田集输系统即可利用这两种效果，对天然气进行液烃回收或和脱水。气田集输系统可利用低温分离工艺使天然气的烃露点和水露点降低以满足管输要求，也是气田集输系统的节能措施之一。662023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理 来自井场装置的天然气，经过脱液分离器脱出其所携带的游离水或/和液烃以及固体杂质后，经注入水合物抑制剂，再进入气-气换热器与低温天然气换热后温度下降，然后通过节流阀产生大差压节流降压，温度进一步下降并达到所要求的低温条件。在此条件下天然气中C5+组分大部分被冷凝下来。C3和C4也有相当一部分称为液相溶于液烃内。所有液相物

39、质沉聚到分离器底部。低温分离器出来的液体，其中包含有抑制剂富液和液烃。此时所获得的液烃是不稳定的，因为其中溶解有一部分甲烷和乙烷气体。为了满足气田矿场储存的要求，故在输往液烃加工厂之前需进行矿场稳定。稳定的方法是降低液烃的蒸气压以满足储存要求。672023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理 低温分离器的操作压力系根据集气管线的输压来确定，操作温度则根据天然气组成和所要得到的液烃组分的回收率来确定。同时，根据矿场回收条件和稳定工艺的特点，确定低分离器的操作温度。低温分离工艺通常适用于富气的分离。对于贫气，在通过气-液平衡计算，表明低温分离工艺对液烃回收具有经济价值时，则应采

40、用低温分离工艺。682023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理二、井口防冻工艺（1）国内 井口防冻即是防止采气过程中生成水合物。一般气井流动压力高、流动温度低，外输前节流降压会产生温降，在节流阀和输气管道中生成水合物堵塞管道，影响正常输气。防止水合物生成有多种方法，较多采用的是加热法，其次是注入防冻剂（乙二醇）法，除此之外还有井口脱水法、冷分离法，脱水一般应在集气干线首站进行，在井口脱水只适于高产气井。冷分离法是利用节流降压产生的温降，使天然气中饱和水凝析并利用分离器除去，然后在分离器底部加热把分离出的水合物溶解后排出，这种方法适用于高压气井和高压集气站。692023-4

41、-26692023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理（2）国外 国外采用的防冻工艺与国内使用的方法相同。加热法多用水套炉，美国还使用直接加热器和催化加热器。防冻剂法中以喷注甲醇为最多，如丹麦，波兰、美国、前苏联等。美国早在50年代初就采用电动化学品泵来调节甲醇注入量。前苏联建立了甲醇回收装置，奥伦堡气田甲醇用量300t/d，通过再生，可回收6070td，并且研究了降低甲醇消耗的技术。注入泵不仅使用电动的，也较多地使用天然气的压力，来驱动泵工作，不需要另外的动力，达到自动注醇。加拿大的许多气田井口和集气管线都采用注甲醇流程。采用气动注醇泵，气源是由处理厂返回各井的净化气，其

42、注醇泵很小巧，且有各种形式。有的产水量大的气井同时采用注甲醇和加热方法来防止水合物的生成。702023-4-26702023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理 此外，加拿大野猫山气田、鬼河气田、Brazean气田选用了热水伴热集气管线的方法获得了良好效果，伴热管在低压下操作，即使热水加热器一旦发生故障，由于管四周建立了温度场，管线也不致马上冰堵。鬼河气田和Brazean气田，不仅集气管线采用伴热管，由于井下天然气温度低，还采用了井下伴热管流程，以防止天然气在井下产生冰堵。鬼河气田井下伴热管深610m，Brazean气田井下伴热管深达1000m，伴热管设有止回阀，回水从油管

43、随天然气带出。近年来苏联还研制了向井筒和管道注防冻剂的自动控制装置，能精确地调节防冻剂的加入量，降低了防冻剂的消耗量，也增加了天然气输送的可靠性。712023-4-26712023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理 目前国内使用的防冻工艺技术，与国外基本一致。但在装备和控制技术及能耗方面还有较大的差距。1）加热防冻工艺上使用的水套炉热效率与国外水平基本相当，而效率的进一步提高受烟气的低温腐蚀限制。水套炉的熄火监测和温度控制技术有待配套完善。2）防冻剂注入工艺方面，四川石油设计院研制了利用天然气作动力的注醇泵，但结构较复杂，体积大，还需进一步改进。3）配套、完善防冻剂的回收

44、技术和降低防冻剂的消耗量。722023-4-26722023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理三、气田污水处理1.国内 随着气田的开发，气田污水逐年增加。处理方法有：回注地层、熬盐、向地层渗透、向大气中蒸发等。回注地层和熬盐是解决气田污水出路的主要途径。其它方法只能适用于不含硫或C1含量很少的气田水，对环境也存在不同程度的污染，不是解决问题的根本方法。目前各矿采用回注和熬盐的已比较多。732023-4-26732023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理 威远气田卤水除熬盐外，已有回注卤水的浅井17口；现采用自流回注，输卤水干线33km，支线57km，

45、回注卤水能力大约为2500m3d。1997年产水量76.85104m3/a，回注量71104m3/a，熬盐量5.15104m3/a。川西南矿区1997年产水126.1104m3/a，其中回注地层109.8l04m3/a，回注率87，熬盐量为13.4l04m3/a。742023-4-26742023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理 五百梯气田开发时，污水处理同时进行了设计，现已建成邓1井污水处理站，处理规模为10m3/h。采用混凝沉淀、除垢、杀菌、二级过滤、除氧、加压回注的气田水处理回注流程，具体指标如下：悬浮物含量（10mgl，粒径小于10m）；水中氧含量0.05mgl

46、；细菌总数2m的颗粒脱除率90%，经化学处理后的水，粒径1m的颗粒脱除率可达98。整套装置采用程序自动控制调节，不需人操作。污水除油美国普遍采用浮选器。762023-4-26762023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理 加拿大的大部分气田都有污水回注站。野猫山气田专门打了一口深3000m的污水回注井，该井距天然气处理厂约8km，各井汇集到处理厂的污水，通过管线用泵打入回注站的储罐。进储罐前设有内芯为泡沫管的过滤器，一般每月换滤芯35次，在处理厂发现回注厂压力升高，说明滤芯堵塞，就派人去回注站更换。储罐设有计量表，上、下液位控制，当液位升到上位时，自动打开注入泵，液位回到

47、下位时，自动关闭注入泵。最大注入压力为5MPa，一般注入压力1.5MPa，注入量最大为75m3/d，一般为50m3d，处理厂至回注井的管线采用深埋，回注泵距回注井约40m，回注管线架空1.2m，采用保温。对污水水质无特殊要求，除过滤外不作其它处理。MBL气田，污水回注井为原废弃的气井，并深2000m，污水自流注入。772023-4-26772023-4-26第五节 气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理 3.国内外对比分析 国内气田污水处理技术与国外相比有较大差距，主要表现在：a)气田回注率太低，国外基本上全回注。（除浓卤水熬盐或作盐化工原料有经济效益外）。b)气田水回注的工艺技术和装置还不够

48、配套和完善，还缺乏实践经验。当前主要的任务是：a)把污水量控制住。b)完善污水回注工艺技术和装备，提高污水（尤其是气田水）的回注率，使绝大部分气田水实现回注。782023-4-26第六节 集输工艺设备一、加热换热设备1.套管换热器 套管换热器适用于传热面积较小的场合。虽然其占地较其他管壳式换热器所需面积大，但由于结构简单，制造方便，管程可流通高压介质，天然气流通内管可以采用与集输管线相同材质和相同直径的管子，因而在集输系统应用较多。其工作原理如图3-10所示。802023-4-26第六节 集输工艺设备 该设备传热结构采用内外管式。内管通过需加热的天然气，外管通过蒸汽。套管换热器的每根换热管由U

49、型弯头联结在一起（见图3-11），外管与内管的连接有可拆和不可拆两种方式。为了使内外管之间的环形空间即蒸汽通道能进行清洗、检修，以及防止内外管之间由于温差所引起的热应力，常使内外管之间的连接一端采用不拆式，另一端采用可拆式，图3-12所示为不可拆热接头形式；图3-13为可拆结头形式 832023-4-26832023-4-26第六节 集输工艺设备2.水套加热炉a）国内 水套加热炉最先在油田上使用，60年代四川气田也开始使用水套炉。早期使用的水套加热炉炉体为砖砌，结构简单，热效率不高。1975在卧龙河气田二号集气站所辖6口井上使用了钢制的单进单出水套加热炉。1983年又为“单井多井常温集气装置定

50、型设计”设计了两进、两出（即双管）的水套加热炉，热效率达80，对燃料气进行了调压、计量，使气田水套炉更加完善。水套加热炉己有系列设计：q=209MJ和419MJ，p=15.69、31.58、58.84Mpa；q=838MJ，p=31.38、58.84MPa。842023-4-26第六节 集输工艺设备 水套加热炉是目前气田集输系统中应用较广的天然气加热设备。它不像套管加热器需要配备专用的蒸汽锅炉和蒸汽管线。由于水套炉是常压对管线进行加热，因而易于操作和控制，也更安全。如图3-14所示，水套加热炉主要由水套、被加热天然气盘管、燃烧器、火筒、烟囱等主要部件组成。在热负荷波动较大的地方，水套炉还配备有