天然气集气系统工艺设计.doc

摘 要随着中国政府能源政策和能源结构的调整，以及大量气源的探明，天然气的开发和利用已成为不可逆转的大趋势，天然气开发、储存和应用技术已成为专门技术领域。集气系统是将来自采气井口的高压天然气，通过必要的处理工艺，使其气质符合商品气要求，压力、水露点满足外输条件，是天然气开采利用的重要环节，因此做好集气阶段的设计工作具有重要意义。天然气集气系统工艺设计一文共分四章，包括天然气储量和开发方案简介，升深2-1区块总体工艺选择和升深2-1区块集气处理工程等内容。以升深2-1区块为典型论述了该类型气田的开发特点，集气工艺选择，集气站布局及集气处理工程。目的是为了同类型气田的开发，集气站布局，集气处理等具体工艺的选择提供一个设计方案。 关键词：天然气；系统；设计AbstractAlong with the Chinese government energy policy and the energy structures adjustment, as well as the proved of massive gas sources, the natural gas development and use has become a irreversible general trend. The development, storage and applied technology of natural gas has become a specialized skill domain. Through the essential processing craft,gas gathering system sets the high-pressured natural gas comes from the gas recovery well head to meet the quality requirements of commodity gas, and sets its pressure, dew point of water to meet the conditions of losers.It is an important link of gas exploitation and use, therefore to make the design work of gas gathering stage well is of great significance.The article of the natural gas gathering system technological design is divided into four chapters, including the synopsis of gas reserves and development program, the overall craft choice of the Sheng-shen 2-1 field and the processing project of gas gathering of the Sheng-shen 2-1 field. Take the sheng-shen 2-1 field as a model to elaborate the development characteristic of this type of natural gas field, the choice of gas gathering craft, the layout of gas gathering station and the processing project of gas gathering and so on.The goal is for the same type of natural gas field development, the layout of gas gathering station , gas gathering processing and so on concrete craft choice to provide a design proposal.Key words: Natural gas; System; Design目 录第1章概 述11.1 自然概况11.2 本文研究的意义21.3 主要研究内容3第2章 天然气储量和开发方案简介42.1 天然气储量和气藏概述42.2 开发方案简述42.3 徐深气田开发特点5第3章 升深2-1区块总体工艺选择63.1升深2-1区块的特点和总体工艺方案解决的问题63.2升深2-1区块外输气管道总体方案73.3单井集气和多井集气工艺的选择73.4集气站布局93.5采气管道防冻工艺选择113.6集气站预处理工艺选择123.7脱水工艺选择133.8CO2腐蚀控制和监测方案133.9采气井口设施和采气管道规划方案16第4章 升深2-1区块集气处理工程244.1建设规模244.2集气站244.3集气站总图布置274.4采气系统284.5集气管道建设方案30结 论34参考文献35致 谢37第1章概 述1.1 自然概况升平开发区升深2-1井区位于黑龙江省安达市升平镇境内，中心点坐标为北纬4612，东经12516，升平气田构造位置处于松辽盆地北部深层构造徐家围子断陷带中部杏山断陷的升平兴城构造带的北段上。区块所在区域宽4km、长7km。中心西侧2.5km建有明沈公路，北侧2.8km建有安达大同肇源公路，东侧40km建有滨洲铁路，南侧距采油八厂的升一联合站6.5km。该区块大地地貌类型属第四纪晚更新世冲(淤)积平原，地面主要为农田，地形起伏较大，地势东北高，西南渐低，海拔高程多在150m160m之间变化，东部局部达到164.3 m167.3m，高程范围在150 m169m。该地区属北温带大陆性季风气候，气温变化大，冰封期长，无霜期短，冻土深达 2.02.2米。年平均气温5.0，月平均最低气温-19.3，极端最低气温-36.0，月平均最高气温25，极端最高气温36.2。全年主导风向为西北风（NW）。平均风速3.0m/s，年最大风速为23.7m/s。年平均相对湿度66%。年降雨量555.9mm。平均积雪158天，最大积雪深度220.0mm。年蒸发量1531.4mm。年平均气压997.0hpa。年平均水气压8.2hpa。根据升深2-1区工程地质类型为粘性土分布区，已有资料揭示岩土类别主要为粘性土块所在的区域位置，区块内河流、湖泊不发育，局部有低洼积水区，范围较小。主要降水类型为大气降水，主要降水分布在6月8月末，最高水位出现在8月上旬9月下旬，最低水位出现在3月下旬4月上旬。区块内地势总体上较平坦，起伏不大，地表径流排泄条件一般。气田所在区块和粉土，局部地段有砂土夹层。该区块属平原区，地势起伏不大，无滑坡、崩塌等不良地质作用。表层为季节性强冻胀弱冻胀土，冻胀等级为级。大多数地表为冻胀性土，冻胀等级为级。气田范围地下水类型为第四系上部潜水，地下水埋藏深度在1.403.15m之间。参考该区块附近以往水质分析资料表明PH=7.528.42,总矿化度为1853.71mg/l，可判断地下水为弱碱性水，属HCO3Na型水。含水层主要为粘性土下部的粉土层。气田所在区域一般地段土壤视电阻率（）为13.235.8，个别低洼地段为13.255.8，管道沿线土壤对钢质管道具中等偏上腐蚀性。地震峰值加速度为0.05g，地震基本烈度为6度。气田西侧2.5km建有明沈公路，北侧2.8km建有安达大同公路，东侧40km建有滨洲铁路，气田所在区域建有乡间便道，公路网比较通畅，但目前明沈公路、安达大同公路路面破损严重，小型车难以正常通行。升平开发区升深更2气井南侧18km建有徐深1集气站（剩余脱水能力为60.1104m3/d），北侧13km建有汪深1集气站，西侧4.2km建有徐深1红压集气干线（ 5088.8mm6.4MPa），西侧4.5km建有升58集气站升一联调压计量站的低压输气管道（ 1596mm2.5MPa）。升平开发区所在区域内建有3口高压气井，即升深2-1、升深1、升深2气井，其中升深2-1气井于2002年建设，采用多井集气站流程，外输管道 11414mm32MPa1.5km，输往升58集气站；升深1气井于2001年建设，采用单井集气站工艺，外输气进入低压气系统；升深2气井于1996年建设，采用单井集气站工艺，外输管道为 1598mm6.4MPa6.5km，输往升一联配气间，目前该井因井筒腐蚀而报废，升深2-1、升深1气井正常生产。升平深层气田所在区域内目前建有3座低压集气站，即升二、升三和升四集气站，负责低压气井的集中处理，处理后的低压气进入低压系统管网（进入已建的升一联调压计量间）。以升深2-1区块为典型论述了该类型气田的开发特点，集气工艺选择，集气站布局，及集气处理工程。目的是为了同类型气田的开发，集气站布局，集气处理等具体工艺的选择提供一个设计方案。我国天然气工业的发展具有较长的历史，天然气不仅是清洁能源，还是优质的化工原料。与石油等能源相比天然气具有经济性好、使用方便、用途广泛等优点。本论文针对升深2-1区块总体工艺选择和集气处理工程，系统地阐述了天然气集气过程的基本理论、最新技术和工程应用。将来自采气井口的高压天然气，通过必要的处理工艺，使其气质符合商品气要求，压力、水露点满足外输条件。本文根据升深2-1区块特点设计的总体工艺方案非常适合同类型气田输气工艺。论证了多井集气比单井集气方案建设投资低，便于管理，推荐集气站集中处理的多井集气方。1.2 本文研究的意义天然气是一种优质洁净燃料，在能源、交通领域具有十分诱人的前景。天然气工业的发展曾受到丰富煤炭资源的压抑。但近年来在环境保护的巨大压力下，随着中国政府能源政策和能源结构的调整，以及大量气源的探明，天然气的开发和利用已成为不可逆转的大趋势，天然气开发、储存和应用技术已成为专门技术领域，这也使得天然气集气系统工艺设计具有重大意义。1.3 主要研究内容为了适应我国已经面临大规模开发利用天然气的新形势，要尽快改变国内在天然气集气系统工艺设计上面的薄弱状态。急需要有相关著作对其进行全面系统的讨论和介绍。 本文以升深2-1区块为典型论述了该类型气田的开发特点，集气工艺选择，集气站布局，及集气处理工程。目的是为了同类型气田的开发，集气站布局，集气处理等具体工艺的选择提供一个设计方案。目前，资源是全世界各国共同关注的话题，我国的已探明天然气资源虽然比较丰富，但是相对于其他发达国家的开发、收集、和处理工艺还很落后，这样对于我们国家丰富的资源是一种严重的浪费。因此本文对于这些相关技术进行了研究讨论，以达到最大限度节约能源、利用能源的目的。目前，中国的天然气主要应用于化肥化工、工业燃料、城市市民和发电，天然气的地位日益上升，西气东输工程的全面铺开，使得天然气的集气和处理工艺意义更为重大，因此有针对性的对一些有特点的气田进行研究是很必要的。本论文所研究的升深2-1区块特点设计的总体工艺方案非常适合同类型气田输气工艺。第2章 天然气储量和开发方案简介2.1 天然气储量和气藏概述升平开发区升深2-1井区位于黑龙江省安达市升平镇境内，总含气面积为18.48km2，预测的、类储层的含气面积分别是11.73km2、18.48km2、18.48km2，主要储气层位是营城组三段的火山岩和营城组四段的凝灰质粗砂岩，探明地质储量为136.64108m3，可采储量为68.34108m3，见表2-1。表2-1 升平区块探明地质储量数据表井区层位类别含气面积(km2)有效厚度（m)有效孔隙度(%)含气饱和度(%)地质储量108m3可采储量108m3升深更2K1yc42.7515.6012708.384.19升深2-1K1yc3I11.7328.26107045.4924.75II18.4824.0486056.4623.23III18.4818.755.65026.3413.17合计136.6468.342.2 开发方案简述根据“徐深气田升平开发区升深2-1区块初步开发方案气藏工程”，升深2-1区块有五个气藏工程方案，主要开发指标见表2-2。表2-2 升深2-1区块五个气藏工程方案主要开发指标一览表方案名称井数（口）单井配产（104m3/d）日产气（104m3/d）生产规模(108m3/a)采气速度（）方案一111.419.366.52.19 1.6方案二121.419.372.72.401.8方案三121.430.092.73.12 2.3方案四131.419.372.72.40 1.8方案五241.419.3132.04.363.2按升平开发区升深2-1区块气藏工程推荐方案三， 在20062010年期间投产的气井压力、温度、配产、井深等开发数据见表2-3。表2-3 气藏工程方案三2006年基建12口气井温度、压力、产气量、产水量表井 号日产气(104m3)日产水(m3)井口油压(MPa)关井压力(MPa)井口温度 ()井深（m）升深2-65.20.7823深2-112.01.8024.6527-29553612升深2-125.30.8019.9927-29503195升深2-54.10.9024.5627-29553420升深平1304.5020.3027-29653110小 计58.338.783772升深2-176.30.9524深更219.32.6723.8827-29603405升深2-251.40.1721.3227-29403245升深2023.80.3018.627-29453185升深2-192.40.6520.9327-29453075升深2-213.20.3818.4427-29453095小 计36.45.123200合 计94.743.93030说明：没有数据的气井暂参考升深2-1气井数据。2.3 徐深气田开发特点徐深气田已发现的气藏以低渗透储层为主，大部分气井需要大型压裂才能获得较高产能。根据短期试采资料研究认为，大型压裂井的产能、压力初期下降较快，其原因是压裂只能改变气井周围储层（300m范围内）的渗透性，当压降扩大到压裂改造范围以外的储层时，生产压差快速增大，普遍大于50%的地层压力，部分气井大于70%的地层压力，大部分产量需要在低压阶段采出。因此为降低生产成本，保障气田开发具有相对长的非增压稳产期，集气压力应低于地层压力的20%，根据各气田地层压力的差异，气田地面集输系统的设计压力按6.4MPa考虑。徐深气田的气井井距基本在1.5km以内。第3章 升深2-1区块总体工艺选择根据开发规划，升深2-1区块在2006年建设12口气井，在2010年前，将根据该12口气井的试采情况，建设2口开发备用井（2口开发备用井的地面规划按在2008年基建）。3.1升深2-1区块的特点和总体工艺方案解决的问题3.1.1升深2-1区块的特点升深2-1区块和国内其它深层气田相比，其特点如下：（1）井网密度大，井距小。大部分区块的井距在0.81.5km。（2）大部分气井经过压裂获得井口高产能，井口气压力衰减较快。（3）地处严寒，最低环境温度为-36，冻土深度在- 2.1 km。（4）压力高、温度高，个别气井的产水量较高，达到30t/d。（5）开采初期的CO2含量低，但是随着开采年限的增加，部分气井的CO2含量将增加；井口气的H2S含量低于10mg/m3。（6）所在区域属于升平油田，气田中心位置的南侧8km建有升一联合站和升一变电所、升一联油田污水处理站。3.1.2升深2-1区块总体工艺方案所解决的问题气田地面设施的主要目的，是将来自采气井口的高压天然气，通过必要的处理工艺，使其气质符合商品气要求，压力、水露点满足外输条件。升深2-1区块开采初期井口气的流出压力在15.224.6MPa，且含有游离水，作为商品气外输，必须对其进行降压、脱水处理。根据气质条件，混合气的CO2含量不超过3，本次地面建设规划方案中，暂不考虑脱除CO2设施的建设。升深2-1区块地面规划总体工艺方案需要解决的问题如下：（1）天然气去向和集气系统设计压力的确定； （2）单井集气和多井集气的选择；（3）集气站的布局；（4）采气管道防止水合物形成的措施；（5）控制CO2腐蚀的措施；（6）集输处理工艺及脱水工艺选择。3.2升深2-1区块外输气管道总体方案3.2.1外输气的去向根据大庆长垣东部徐深气田所在的地理位置以及周边主要用气市场的分布，外输气有两个去向，一是输往气田北侧的大庆、齐齐哈尔等用户，二是输往气田南侧的朝阳沟油田、哈尔滨市等用户。2004年已经建成投产的徐深1集气站红压集气干线，实现了将深层气输往北侧用户的目的。该管道从升深2-1区块的西侧经过（距升深2-1区块中心4.2km），设计输气能力为25108m3/a（750108m3/d），目前输气量为1.5108m3/a（50104m3/d），可以接受升深2-1区块的全部气量（3.12108m3/a，合94.7104m3/d）。因此，升深2-1区块外输气的去向是西侧的已建徐深1红压集气干线。目前，深层气田向南侧的哈尔滨市及周边用户的输气管道还没有建设，升平开发区的外输气也可以通过规划中的南侧集气干线，最终输往哈尔滨方向（根据目前所掌握的资料，南侧集气干线起点为徐深1集气站，沿途经过徐深9、朝51，最终去哈尔滨方向）。3.2.2外输气管道的设计压力根据开发提供的资料，深层气田的气井是处于低渗透储层，经过大型压裂，井口压力初期衰减快，部分气井的试气结果已经证明气井压力衰减较快，以及目前徐深气田已经建成了6.4MPa集气压力系统的现状，确定升平深层气田外输气管道设计压力为6.4MPa。3.3单井集气和多井集气工艺的选择单井集气工艺，是在井场设预处理设备，如加热炉、分离设备、计量设施等，处理后的井口气，可直接进入集气支线或干线，适用于地处偏远且产量高的零散气井建设。多井集气，是将各井口气输往集气站集中处理，适用于气井比较集中的气井建设。1.单井集气方案：14口气井，分别在进行井场加热、节流降压、分离、计量外输到集中脱水站脱水。井口设置预处理措施，在67MPa压力下进入脱水站集中脱水主要建设内容及工程费用：（1）工艺部分：单井集气站14座；集中脱水站（150104m3/d1座）；采气管道： 15983.7km 114611.4km 8954.0km 7654.0km合计：23.1km。（2）通信部分：通井8芯通讯光缆20.0km；（3）电气部分：6kV 通井电力线21.5km；（4）道路部分：4m宽沥青混凝土道路1.6km；4m宽砂石道路11.5km。工程费用：16473万元 总定员：93人优点：采气管道运行压力低，使CO2腐蚀影响程度相对低。缺点：岗位多，设备、生产人员多，操作复杂；地面建设费用最高，生产成本最高；单井集气管道加注甲醇，环保效果差；集气站的布局过于密集，不合理。2.多井集气方案：建2个多井集气站，各单井在井口节流降压到不形成水化物的温度后，经过电伴热伴热，分别进入3座集气站，在集气站内加热、节流、分离，轮流计量后集中脱水外输。井口简化，无人值守，气井气在18MPa压力下，进入集气站进行预处理到67MPa，脱水。主要建设内容及工程费用：1.工艺部分：（1）单井井场14座；（2）多井集气脱水站（规模：70104m3/d、50104m3/d各1座）；（3）采气管道； 114131.30km 89100.20km 76911.10km 6076.10km合计：18.7km。2.通信部分：8芯通井通讯光缆3.1km；3.电气部分：6kV通井电力线路8.5km；4.道路部分：（1）4m宽沥青混凝土道路2.5km；（2）4m宽砂石道路10.7km。工程费用：12072万元。优点：（1）建设投资相对低；（2）集气站数量相对少、生产和管理人员相对少；（3）集气站的布局最合理。缺点：采气管道运行压力高，使CO2腐蚀影响程度相对高。根据对比，多井集气比单井集气方案建设投资低，便于管理。推荐集气站集中处理的多井集气方案。3.4 集气站布局3.4.1 集气站布局升深2-1区块在2010年前基建的14口气井，如建设1座多井集气站因管辖井数过多，当集气站的故障停运，对外输气量影响过大，推荐建设2座多井集气站。升深2-6基本处于升深2-1区块的北侧边缘，区块北侧6口气井的集气站站址有两个方案：一是设在升深2-1气井附近，二是设在6口气井的中心位置，两个站址方案的对比见表3-1。升深2-1区块南侧的6口气井，中心位置在升深更2气井，将集气站设在升深更2，同时也可以利用已建的进站道路1.8km（沥青表处路面）。根据上述论证，第一个多井集气站设在区块的北侧升深2-1气井；第二个多井集气站设在升深更2气井。表3-1 升深2-1区块北侧的5口气井的集气站站址选择对比表站址方案方案一：设在升深2-1气井方案二：设在升深2-1东北0.5 km采气管道升深2-5： 7691.80km升深2-6： 7691.90km升深2-1： 89100.20 km升深2-7： 7691.80km升深2-12： 7691.20km升深平1： 114131.30km合计： 114131.20km 89100.20 km 7696.70km采气部分建设费用：570.0万元升深2-5： 7691.80km升深2-6： 7691.60km升深2-1： 89100.60km升深2-7： 7690.90km升深2-12： 7691.20km升深平1： 114131.50km合计： 114131.50km 89100.60km 7695.50km采气部分建设费用：560.2万元续表3-1站址方案方案一：设在升深2-1气井方案二：设在升深2-1东北0.5 km集气管道 21983.1km 21983.1km升深2-1安全装置气动，28万元/台液动，50万元/台投资对比598.0万元610.2万元优缺点对比总投资低，方便升深2-1的管理总投资高，不方便升深2-1气井的管理推荐方案推荐不推荐根据表3-1，北侧集气站位置按方案一（设在升深2-1气井）比方案二采气管道长度增加0.6km，但可降低井口安全装置的设备费用22万元，总投资降低12.2万元，同时方便了采气井口的操作，所以推荐方案一。升深2-1区块南侧的6口气井，中心位置在升深更2气井，将集气站设在升深更2，同时也可以利用已建的进站道路1.8km（沥青表处路面）。根据上述论证，第一个多井集气站设在区块的北侧升深2-1气井；第二个多井集气站设在升深更2气井。升深平1气井为水平井，初步配产为30104m3/d，单井产量高，鉴于该气井目前还没有开钻，一是投产时间较晚，二是投产后的实际产气量有可能与初步配产差别较大，推荐采用单井集气站流程。鉴于升深平1距离升深2-1较近，站址选择有设在升深平1气井附近和设在升深2-1气井两个方案，两个站址方案对比见表3-2。表3-2 升深平1集气站站址方案对比表站址方案一：设在升深平1气井井口方案二：设在升深一集气站站内方案简述在升深平1气井井口建设加热、分离、节流、计量和污水装车设施，单独建设配电、仪表值班室等公用工程在升深一集气站站内单独建设加热、分离、节流、计量设施，配电、自动化控制等与升深一集气站合建工程费用470万元220万元优点升深一集气站的平面布局，方便分期施工建设投资低，不增加定员缺点投资高，增加定员7人平面布局较零乱，分期施工需要停产对比结论不推荐推荐根据表3-2的论证，推荐将升深平1井口处理设施设在升深一集气站。3.4.2 集气站规模两个多井集气站的建设规模和主要工程内容详见表3-3。表3-3 升平开发区多井集气站布局和建设规模一览表集气站名称升深一集气站升深二集气站管辖气井集气站设在升深2-1，管辖2-6、2-7、2-12、2-1、2-5、平1共6口气井集气站设在升深更2，管辖升深更2、2-17、2-25、202、2-19、2-21共6口井建设内容升深一集气站： 站内加热、节流、分离、轮流计量等预处理设施和脱水设施升深一集气站：站内加热、节流、分离、轮流计量等预处理设施和脱水设施采气管道 114131.3km； 89100.2km； 7696.7kmm 114130.2km； 7691.2km 6076.1km初期运行规模58.3104m3/d36.4104m3/d设计规模70104m3/d（预留出2口气井，单井配产按6104m3/d）50104m3/d（预留出2口气井，单井配产按6104m3/d，而2口开发备用井作为产量替补，不计入总产量）3.5 采气管道防冻工艺选择升平开发区升深2-1区块的关井压力为2729MPa，井口流动压力为15.024.6MPa，采气管道操作压力在9.013.5MPa，此压力下的水化物的形成温度在1921，采气管道敷设深度的地温在冬季为-1，必须采取措施以防止形成水化物。根据升深2-1区块地处严寒地区、井口气压力高（15.024.6MPa）、井网密度大（井距在0.81.5km）的特点，并参考大庆外围气田和国内其它气田的使用经验，可供选择的防冻措施主要有电伴热和加注甲醇防冻剂两种方式，升深2-1区块在2006年，建设12口气井，和2口开发备用井，合计为14口气井。产气规模为94.7104m3/d。根据大庆外围气田开发建设20年来的经验，自1998年以后，已经逐渐用电热带伴热取代了热水伴热（热水伴热，存在热水管道腐蚀严重、投资高的问题），目前电伴热已经在大庆外围气田得到了普遍应用和认同。规模为94.7104m3/d的集气管道防冻工艺方案。1.气管道电伴热工艺：（1）用于防冻的工程投资：243万元；用于防冻的操作费用：68万元/年。（2）适应于大庆外围气田井网密度大、井距小、地处严寒的情况，适应于气田游离水含量大的情况。不适应于井网密度小，采气管道长度大的情况。（3）优点：井口气含水量大时，适应性强；气田试开发初期，适应性强；操作过程中无有害气体排放，外输商品气不含有毒介质；建设投资和操作费用低。（4）缺点：当气井分布零散、采气管道长度大于5km时，电热带用量大，建设投资高；并需要采用两端供电，增加供电线路和变压器。2.集气管道甲醇防冻工艺：（1）用于防冻的工程投资：339万元；用于防冻的操作费用：76万元/年。（2）适应于井网密度小，采气管道长度大的情况。不适应于气田试开发初期的总井数、总气量和游离水量不确定的情况（甲醇回收装置规模无法确定）。优点：对于气井分布零散、采气管道距离长的气田，地面建设投资低。缺点：井口气游离水含量大，需要在井口增设高压分离器将游离水分离，操作复杂；整个徐深气田处于开发初期，整体开发气井数量、分布和含水量无法确定，致使甲醇回收装置的规模难以确定； 操作过程中有害气体排放，外输商品气含有毒介质。根据以上的对比结果，对于升深2-1区块井网密度大、采气管道距离短、电伴热防冻比加注防冻剂建设投资省、运行费用低、环保效果好、操作简便，故推荐采用电伴热防冻。3.6 集气站预处理工艺选择集气站预处理的目的，是将各个采气井口来的含有游离水的高压气，通过减压分离，达到满足脱水装置进料的气质和压力要求，同时，应保证整个降压过程不产生水化物。处理过程中所采用的工艺流程及配备的必要设施，都是围绕降压和防冻来进行的。目前，在国内气田建设中，无论是单井集气站或是多井集气站，站内节流降压绝大多数都是采用加热节流工艺。该工艺由于热源的存在，对天然气的压力、温度、含水量变化有很大的灵活性，适应性强，适用于目前已开发气田的大部分气井。目前国内也有部分气田的预处理是采用注入甲醇等防冻剂来实现降压过程中的防冻目的，鉴于升平气田升深2-1井区2006年基建的12口气井，后期总产水量达到248.4m3/d，不适合于采用注入甲醇防冻剂的方式，此外，徐深气田其它区块的实际产水量不清楚，甲醇消耗量目前尚不清楚，甲醇回收装置的规模无法确定，对于没有经过试气气井的注醇量无法确定，所以推荐的预处理工艺是对含水量适应性强的加热、节流、分离工艺。3.7 脱水工艺选择目前国内用于气田气的脱水工艺主要有三甘醇脱水和分子筛脱水两种。三甘醇脱水工艺建设费用低，脱水深度小（水露点可达到-15-20），一般适用于防止天然气在输送过程中冻堵的情况，分子筛脱水工艺建设费用高、脱水深度大（水露点可达到-80-100），一般用于丙烷以上轻烃组分含量高、需要进行回收轻烃的天然气中深冷处理装置，升平气田的天然气，丙烷以上含量仅为0.549，属于典型的干气特征，不需要进行脱烃，所以推荐采用设备费用低、在国内各气田普遍采用的三甘醇脱水工艺。为保证集气管道的冬季安全运行和防止CO2的腐蚀，将脱水装置设在集气站，在集气管道中的分压值达到0.16MPa。根据规范要求，外输天然气的水露点不高于最低输送温度以下5，外输天然气按管顶埋深-1.8m敷设，地温为-1，所以脱水后的天然气水露点要求不高于-6，推荐的脱水指标为-15。3.8 CO2腐蚀控制和监测方案3.8.1 CO2腐蚀控制1.控制措施采气管道所输送的井口天然气，含有游离水，同时天然气中的CO2分压达0.350.71MPa，超过发生严重腐蚀的分压值0.21MPa，产出液中含有一定量的氯离子，加重了地面采气系统设备、管线的腐蚀。在含有CO2的气田开发中，国内外成熟可靠的CO2腐蚀控制措施是采用高含Cr的不锈钢或碳钢管道加注缓蚀剂。全部地面设施如果都采用高含Cr不锈钢，可以很好地解决腐蚀问题，但投资较大，经济性差。碳钢在CO2介质体系的腐蚀程度较高含Cr的不锈钢要严重，可在工艺设计过程中充分考虑到CO2腐蚀的影响因素（如：温度、压力、流速及介质组成、含水量等），即尽可能降低操作压力和温度，控制介质流速与含水量，同时采取添加抗CO2腐蚀的缓蚀剂等防腐措施，可以控制碳钢在CO2介质腐蚀体系的腐蚀速度，减缓碳钢受CO2腐蚀的程度。根据经济对比，和借国内同类气田的开发生产经验，以及缓蚀剂筛选试验的中间成果，推荐采用加注缓蚀剂的方式解决地面采气系统CO2的内腐蚀问题。2.缓蚀剂物性和加注量根据室内缓蚀剂筛选初步结果，推荐选用油溶水分散型缓蚀剂系列产品。缓蚀剂添加浓度为80150mg/l，加注方式推荐采用集中、间歇泵注方式，加注周期为2530天（加注周期将根据现场缓蚀剂实际加注效果再做相应的调整）。缓蚀剂的物理性质和加注量见表3-4、表3-5。表3-4 缓蚀剂物理性质一览表指 标 名 称技 术 指 标指 标 名 称技 术 指 标外观浅棕褐色液体闪点（闭口） 33气味微异味气相缓蚀效率 %85PH值79液相缓蚀效率 %85密度（20） g/cm30.800.95溶解特性油溶水分散性运动粘度（20） mm2/s5.9凝点 -23表3-5 缓蚀剂加注量一览表井号初期缓蚀剂加注量（kg/30d)井号初期缓蚀剂加注量（kg/30d）配产(104m3/d)产水量(m3/d)配产(104m3/d)产水量(m3/d)升深2-65.20.783.7升深2-176.30.954.5升深2-71.730.0135.1升深更219.32.6712.6升深2-112.01.88.5升深2-251.40.170.8升深2-125.30.83.8升深2023.80.301.5徐深2-54.10.904.2升深2-192.40.653.0升深平1304.5021.2升深2-213.20.381.8小 计58.338.78176.5小 计36.45.1224.23.缓蚀剂加注方式从国内气田缓蚀剂加注情况来看，分为分散加注或集中加注两种形式。分散加注，则需在每座井口设置缓蚀剂注入器及高压平衡罐、缓蚀剂计量罐等配套设施，管理难度大，一般用于单井集气站。集中加注，是在集气站设缓蚀剂储罐和高压注剂泵，利用与采气管道同沟敷设的注剂管道注入采气井口和采气管道的起点位置，适用于多井集气站。为方便生产管理，采用集气站集中注入缓蚀剂的方式集中加注缓蚀剂，有单泵对单井、单泵对多井两种方式，由于在大部分气井的投产初始（大约13天），井口气压力高、温度低，需要预先注入防冻剂防止低温、高压气在采气管道中冻堵，同时，依据不同气井的产气量、天然气中CO2含量和产水量，缓蚀剂的加注量、加注周期也不相同，所以推荐采用单泵对单井的集中、间歇方式加注缓蚀剂。在集气站站内设置的缓蚀剂储罐采取伴热保温措施。4.缓蚀剂预膜方式采气管道投产初期要进行预膜，预膜工艺的目的是要在钢材表面形成一层浸润保护膜。目前国内常用的预膜工艺有通球预膜和灌注预膜两种，鉴于高压采气系统没有设收发球装置，推荐采用灌注预膜的方式，即是在新井或新管线投产时，应先对高含量CO2气井的采气管线以及集输系统采用高压泵灌注预膜，之后转入正常加注工艺以达到修膜与补膜作用效果。3.8.2 CO2腐蚀监测在线监测方法选择。鉴于徐深气田不同区块、不同气井的产气量、天然气中CO2含量和产水量各不相同，需要及时掌握工艺管道和设备在CO2介质体系的腐蚀状况、腐蚀速度，评价缓蚀剂的缓蚀效率，并及时调整缓蚀剂的加注量、加注周期以及相应的CO2腐蚀控制措施，为气田的长期安全经济有效地持续发展提供技术支持，推荐在气田的每个集气站选择2口具有代表性的气井，设置在线腐蚀监检测仪器设备。目前，国内外常用的几种典型的在线腐蚀监测技术有：腐蚀挂片法、电阻法、电感阻抗法、线性极化电阻测量法。各种在线腐蚀监测方法的测试原理与方法、适用范围及其优缺点列举如下：腐蚀挂片法：根据试样重量的变化测量平均腐蚀速度，可检测出腐蚀类型,使用范围较广。劳动强度大，测试周期长,无法反映工艺参数的快速变化对腐蚀速度的影响。电阻法：测量金属元件的横截面积因腐蚀而发生的电阻变化，电解质或非电解质均可测定，方法简单，易于掌握和解释结果。只能测定一段时间内的累计腐蚀量，而不能测定瞬时腐蚀速度和局部腐蚀。电感阻抗法：测量置于金属/合金敏感元件的线圈由于敏感元件腐蚀而引起的阻抗变化，适用于任何具有腐蚀作用的介质中。快速、准确测量腐蚀速度;适用于腐蚀过程监测，腐蚀过程控制，缓蚀剂效应评价。线性极化电阻测量法：通过电化学极化电阻法测定腐蚀速度，适用于电解质中发生电化学腐蚀的部位。测定瞬时腐蚀速度。依据上述腐蚀监测方法的对比，结合2005年升平开发区试气阶段特点和气质、水质情况，并根据对地面生产设施腐蚀情况全面跟踪的要求，同时也要降低腐蚀监测设施的建设费用，推荐采用电感探针监测为主，传统腐蚀失重挂片法和超声波测厚检测技术为辅的方式。对于重点监测点，同时安装在线腐蚀监测的电感探针和挂片腐蚀测试元件，即在水平工艺主管线并联1个监测用旁通管段,在旁通管段上安装1个电感探头、1个挂片腐蚀测试元件，对腐蚀状况进行实时监测；对于非重点检测点，安装挂片腐蚀测试元件，预留电感探针的连接口（实现一个电感探头对多个监测点的定期轮换检测）。对在运设备的强腐蚀位置，采用超声波测厚技术定期进行厚度检测。3.9 采气井口设施和采气管道规划方案3.9.1井口设施采气井口设施包括井口安全设施、减压设施和监测设施三部分内容。（1）井口安全设施每个高压采气井口，安装一套井口安全自动保护装置。当采气管道的压力过高或者过低时、发生火灾时，自动关断井口气。每个采气井口设井口房1个，规格为4.5m3.0m，升深2-1、升深更2两口气井由于采气井口位于集气站附近，不设井口房。（2）井口减压设施在井口保护装置的出口，安装一个手动的角式节流阀，通过调节该阀门，来控制井口气进入采气管道的压力，进而控制井口气的外输温度，达到既不形成水化物又降低采气管道的运行压力、减缓管道腐蚀的目的。以升深2-6气井为例，配产5.2104m3/d，井口气温度最低为50，井口气流动压力为23.02MPa，此时利用井口的节流阀，可将井口气的压力降低到10.0MPa后，进入采气管道，同时井口气温度降低到23.1，比水化物形成温度18.5高4.6（升深2-1区块的采气管道运行压力范围为10.013.5MPa）。（3）井口监测设施采气井口需要监测的内容是井口气的压力和温度。监测方式有两种，一是在线自动监测，将井口气压力、温度数据自动上传，需要配备RTU和将通信光缆敷设到采气井口；二是井口设就地监测，需要配备就地温度计和就地压力表。根据开发要求和生产实际，井口气井不设RTU，预留测试用智能压力计的接口。3.9.2 采气管道1.采气管道走向和敷设方式采气管道的走向原则上以最短的路径直接敷设到集气站，个别管道利用乡间土路敷设。采气管道采用埋地敷设，根据大庆外围气田的管道建设经验，为保证采气管道的运行安全，确定管顶标高为1.8m。2.采气管道的运行压力采气管道的运行压力，是在保证采气管道不形成水合物的前提下，充分利用井口流动温度高出水化物形成温度的差值（温度富裕量），通过井口节流阀适当地 降低井口气进入采气管道的压力并保证不形成水合物的运行压力。根据气藏工程给出的井口气的流动压力和流动温度，经过工艺软件模拟出的各个采气管道利用井口温度富裕量后的最低运行压力见表3-6。表3-6 各气井采气管道的运行压力一览表（气藏工程推荐方案三）序号井号配产（104m3/d）关井井口压力（MPa）井口压力（MPa）井口温度（）运行压力（MPa）运行温度（）水合物形成温度（）高出水合物形成温度（）1升深2-112.0027-2924.65559.023.118.54.62升深2-125.3027-2919.99509.024.018.55.53升深2022.0027-2918.6459.522.718.54.24升深2-251.3027-2921.324013.525.120.54.65