天然气集输工艺流程课件

22十一月2022第三章天然气集输工艺流程24九月2022第三章天然气集输工艺流程第一节天然气集输工程发展

概况及技术发展展望

第一节天然气集输工程发展概况及技术发展展望一、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：

11/22/2022第一节天然气集输工程发展

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第一节天然第一节天然气集输工程发展

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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。11/22/2022第一节天然气集输工程发展

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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①加热法；②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。11/22/2022第一节天然气集输工程发展

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二、我国天然

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(3)分离器目前国外常用的几种高效分离器有:①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5～25μm以上的液滴。②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1μm以上的固体杂质。11/22/2022

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(3)分离第一节天然气集输工程发展

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国外各类分离器能够达到高效分离，主要是通过开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。11/22/2022第一节天然气集输工程发展

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国外第一节天然气集输工程发展

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(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。11/22/2022第一节天然气集输工程发展

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(4)节能与

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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8*11/22/2022

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2.提高气

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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。9*11/22/2022

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目前我国气

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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10*11/22/2022

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3.含硫气

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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。11*11/22/2022

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4.提高气第二节天然气集输的内容和特点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。12*11/22/2022第二节天然气集输的内容和特点第二节天然气集输的内容和特点图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13*11/22/2022图3-1天然气集输系统示意图13*9/24/2022第二节天然气集输的内容和特点（1）井场一般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。14*11/22/2022第二节天然气集输的内容和特点（1）井场一般在气井所在地设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。11/22/2022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H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。16*11/22/2022第二节天然气集输的内容和特点压气站设在输气干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。（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。17*11/22/2022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第三节天然气集输工艺流程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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程第三节天然气集输工艺流程9/24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10g／L以上。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程气田水分为底水(或边水)和束缚水两第三节天然气集输工艺流程二、气田集输系统的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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程二、气田集输系统的工作范围和工作内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，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。

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程三、气田井场流程9/24/2022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。

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程比较典型的井场装置流程，也图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

11/22/2022图3-1加热防冻的井场装置原理流程图1-气井；2-采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。

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程图3-1所示，天然气从针图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；11/22/2022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起点压力的要求。

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程图3-2所示，流程图中的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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程四、气田集输站场工艺流程9/24/第三节天然气集输工艺流程1、常温分离集气站功能：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

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程1、常温分离集气站9/24/20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；16-放水管线。11/22/2022图3-3常温分离单井集气站原理流程图(一)1-从井场装图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。

11/22/2022图3-4常温分离单井集气站原理流程图(二)1-从井场装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

11/22/2022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图3-5常温分离多井集气站原理流程图(一)11/22/2022图3-5常温分离多井集气站原理流程图(一)9/24/2图3-6常温分离多井集气站原理流程图(二)11/22/2022图3-6常温分离多井集气站原理流程图(二)9/24/2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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程常温分离多井集气站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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程2、低温分离集气站流程9/24/2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，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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程低温分离：分离器的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。

11/22/2022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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程比较典型的两种低温图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11/22/2022图3-7低温分离集气站原理流程图(一)1-采气管线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。

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程图3-7流程图所示：井场装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送管线送至液烃稳定装置。11/22/2022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

11/22/2022图3-8低温分离集气站原理流程图(二)1-加热器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。

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程图3-8流程图与图3-7流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。11/22/2022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。

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程图3-7和图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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程五、气田集输流程的制定9/24/2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、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。

11/22/2022第三节天然气集输工艺流程上述两方面的资料中，以下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。11/22/2022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9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。11/22/2022第三节天然气集输工艺流程3．集输系统(包括管网和站场)的布第四节集输管线第四节集输管线一、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。11/22/2022第四节集输管线第四节集输管线9/24/2022图3-9集气系统示意图1-井场装置；2-采气管线；3-多井集气站；4-集气支线；5-集气干线；6-集气总站；7-天然气净化厂11/22/2022图3-9集气系统示意图9/24/2022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。11/22/2022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4.0～8.0MPa设计。11/22/2022第四节集输管线b)中压集气9/24/20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。

11/22/2022第四节集输管线c)低压集气9/24/2022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。

11/22/2022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。11/22/2022第四节集输管线二、集气管网类型及国内外对比现状9/24/257*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。11/22/202257*第四节集输管线放射状集气流程用于若干口气井相对58*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。

11/22/202258*第四节集输管线环状集气管网流程是将集气干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。11/22/2022第四节集输管线大型气田不局限于一种集气流程，可用上60*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1974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：Φ168.3、Φ209、Φ273和Φ323。11/22/202260*第四节集输管线（2）国外集气管网9/24/202261*第四节集输管线（3）国内外对比分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）。11/22/202261*第四节集输管线（3）国内外对比分析9/24/2022第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理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）。11/22/2022第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理第五节气田天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3～5℃.

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。11/22/2022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效果：①增加液烃回收量；②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。11/22/2022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。11/22/2022第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理来自井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，则应采用低温分离工艺。11/22/2022第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理低温分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。11/22/2022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68*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60～70t／d，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。11/22/202268*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理（2）国69*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。11/22/202269*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理70*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、完善防冻剂的回收技术和降低防冻剂的消耗量。11/22/202270*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理71*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。11/22/202271*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理三、气田72*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，回注卤水能力大约为2500m3／d。1997年产水量76.85×104m3/a，回注量71×104m3/a，熬盐量5.15×104m3/a。

川西南矿区1997年产水126.1×104m3/a，其中回注地层109.8×l04m3/a，回注率87％，熬盐量为13.4×l04m3/a。11/22/202272*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理73*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（10mg／l，粒径小于10μm）；水中氧含量<0.05mg／l；细菌总数<10000个/l；回注压力10MPa。11/22/202273*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理74*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理2.国外

国外对气田污水的处理方法，仍然是回注和熬盐居多。国外己有的处理方法中有电渗析法、反渗透法及蒸馏法。这些方法的共同点都是将卤水经过淡化（或浓缩）之后，使绝大部分成为可以排放或重复利用的“淡水”，然后将剩余浓卤水再制盐。美国CE-NATCO公司采用双向高速过滤器来处理污水。直径为3.6m的过滤器，处理污水量可达2.9×104m3/d，滤后效果好，质量高。含油污水不用化学剂处理时，粒径>2μm的颗粒脱除率＞90%，经化学处理后的水，粒径>1μm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。11/22/202274*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理2.75*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3～5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50m3／d，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。11/22/202275*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理76*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。11/22/202276*第五节气田天然气矿场分离、井口防冻和污水处理3.国第六节集输工艺设备

第六节集输工艺设备一、加热换热设备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。11/22/2022第六节集输工艺设备

第六节集输工艺设备9/24/2图3-10套管换热器示意图11/22/2022图3-10套管换热器示意图9/24/2022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11/22/2022第六节集输工艺设备

该设备传热结构采用内外管式。内图3-11套管换热器排列形式11/22/2022图3-11套管换热器排列形式9/24/2022图3-12不可拆接头形式

图3-13可拆接头形式11/22/2022图3-12不可拆接头形式图3-13可拆接头形式9/82*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。11/22/202282*第六节集输工艺设备

2.水套加热炉9/24/2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，水套炉还配备有一套温度控制与熄火自动保护系统。

11/22/2022第六节集输工艺设备

水套加热炉是目前气田集输系统中图3-14水套加热炉总装图11/22/2022图3-14水套加热炉总装图9/24/2022第六节集输工艺设备

水套炉盘管有3-15所示的三种不同形式，其中隔程盘管应用较广。图3-15水套加热炉盘管形式11/22/2022第六节集输工艺设备

水套炉盘管有3-15所示的三种不同形式86*第六节集输工艺设备

b)国外美国CE公司和OLMANHEATH公司生产的间接加热炉为了提高热效率，采取了以下两条措施：1）使燃料完全燃烧和控制过剩空气量。OLMANHEATH公司生产的水套加热炉采用空气自动控制调节器，可以控制加热炉过剩空气含氧量不超过3%～5%，保持天然气完全燃烧。该调节器结构简单，不需任何动力，节约燃料，提高热效率，效果显著。2）降低排烟温度。据CE公司介绍，他们在烟管内加翅片状水管，或在烟管内设置循环水盘管，以降低排烟温度。11/22/202286*第六节集输工艺设备

b)国外9/24/202287*第六节集输工艺设备

采取上述两种措施，并作好加热炉的外壁保温，若燃料气清洁，热效率可提高到90％。根据加热介质温度的不同，间接加热炉可分为水浴、汽浴、盐浴、烟气四种。水浴加热炉介质加热温度可达82℃，汽浴加热炉介质加热温度可达102℃，盐浴加热炉介质加热温度可达317℃，烟气加热炉介质加热温度可达538℃或更高。加拿大气田上采用的水套加热炉有单管的也有双管的，都是橇装式。Brazen气田8-14井采用双管水套加热炉，该井关井压力17MPa，一级加热后采用角式调节阀，二级加热后进分离器，分离器操作压力11MPa，天然气温度53℃，油、气、水分别计量后混输至天然气处理厂。11/22/202287*第六节集输工艺设备

88*第六节集输工艺设备

c)对比分析1）现有水套加热炉热效率可达80％，但在自动控制、燃料气调节控制、排烟温度控制、熄火自动保护等方面配套仍不够完善。2）由于单体设备较为笨重，因此整个橇装较庞大。3）由于单体配套设备不完善，可供选用品种少。11/22/202288*第六节集输工艺设备

c)对比分析9/24/202第六节集输工艺设备

3.电热带在集输系统中，通常采用电热带作为地面管线和设备的电伴热产品。电伴热系列产品除电热带外，还包括电热板及其常用配件，如温度控制器、接线盒和管卡等。11/22/2022第六节集输工艺设备

3.电热带9/24/2022第六节集输工艺设备

(1)电热带的优缺点

电热带的优点主要是：热效率高，可达80％～90％；发热均匀、温度控制准确、反应快、可实现远控及遥控，易于实现自动化管理；管理费用低；投资少。

主要缺点在于电热丝寿命短，易于出现断路的情况，且断路的机会会随电热带的长度增加而增加；而电热带更换时还需要更换保温层。从目前气田集输工程中电热带的应用情况来看，也存在电热丝易于断路的问题。但从总的来说，电热带在现场上已逐步在推广使用。11/22/2022第六节集输工艺设备

(1)电热带的优缺点9/24/202第六节集输工艺设备

（2）电热带的结构原理电热带主要有单相恒功率电热带、三相恒功率电热带、高温电热带以及自限式电热带等几种形式，现以单相恒功率电热带为例介绍其基本构造（图3-16）。

11/22/2022第六节集输工艺设备

（2）电热带的结构原理9/24/202图3-16单相恒功率电热带构造示意图11/22/2022图3-16单相恒功率电热带构造示意图9/24/2022第六节集输工艺设备

电热带主要由两根平行的电源母线和电热丝，以及必要的绝缘材料组成，电热丝每隔一定距离与母线连接，形成连续的并联电阻，所谓“发热节长”即每根电热丝与母线连接的距离。母线通电后，将各电阻丝同时加热，形成一条连续的电加热带。对电加热带的温度控制主要利用温度控制器。温度控制器由感温包、毛细管和温控电触器等组成。它可以实现电热带温度的就地控制。温控精度在±4℃左右。11/22/2022第六节集输工艺设备

电热带主要由两根平行的电源母第六节集输工艺设备

二、分离设备a)国内1）旋风分离器图3-17旋风分离器原理图11/22/2022第六节集输工艺设备

二、分离设备图3-17旋风分离器原第六节集输工艺设备

2）立式重力分离器

图3-18立式两相分离器结构图11/22/2022第六节集输工艺设备

2）立式重力分离器图3-18立式两相第六节集输工艺设备

立式重力分离器的主体为一立式圆筒体，气流一般从该筒体的中段进入，顶部为气流出口，底部为液体出口，结构与分离作用如图3-18。初级分离段——即气流入口处，气流进入筒体后，由于气流速度突然降低，成股状的液体或大的液滴由于重力作用被分离出来直接沉降到积液段。为了提高初级分离效果，常在气液入口处增设入口挡板或采用切线入口方式。11/22/2022第六节集输工艺设备

立式重力分离器的主体为第六节集输工艺设备

二级分离段——即沉降段，经初级分离后的天然气硫携带着较小的液滴向气流出口以较低的流速向上流动。此时，由于重力的作用，液滴则向下沉降与气流分离。本段的分离效率取决于气体和液体的特性、液滴尺寸及气流的平均流速与扰动程度。11/22/2022第六节集输工艺设备

二级分离段——即沉降段，经初级第六节集输工艺设备

积液段——本段主要收集液体。在设计中，本段还具有减少流动气流对已沉降液体扰动的功能。一般积液段还应有足够的溶剂，以保证溶解在液体中的气体能脱离液体而进入气相。对三相分离器而言，积液段也是油水分离段。分离器的液体排放控制也是积液段的主要内容。为了防止排液时的气体漩涡，除了保留一段液封外，也常在排液口上方设置挡板类的破旋装置。除雾段——主要设置在仅靠气体流出口前，用于捕集沉降段未能分离出来的较小液滴（10～100µm）。微笑液滴在此发生碰撞、凝聚，最后结合成较大液滴下沉至积液段。11/22/2022第六节集输工艺设备

积液段——本段主要收集液体。在设计中，第六节集输工艺设备

立式重力分离器占地面积小，易于清除筒体内污物，便于实现排污与液位自动控制，适于处理较大含液量的气体。但单位处理量成本高于卧式。11/22/2022第六节集输工艺设备

9/24/2022第六节集输工艺设备

3）卧式分离器图3-19卧式两相分离器结构图11/22/2022第六节集输工艺设备

3）卧式分离器图3-19卧式两相分离第六节集输工艺设备

卧式重力分离器和立式分离器相比，具有处理能力较大、安装方便和单位处理量成本低等优点。但也有占地面积大、液体控制比较困难和不易排污等缺点。针对卧式分离器液位控制等方面的缺陷，另外海域一种双筒卧式分离器，如图3-20所示。上筒用于气液分离，下筒专门用于储液，但由于其建造费用较高，应用不太广。11/22/2022第六节集输工艺设备

卧式重力分离器和立式分离器相比，图3-20双筒卧式两相分离器结构图11/22/2022图3-20双筒卧式两相分离器结构图9/24/2022103*第六节集输工艺设备

4）扩散式分离器、螺道式分离器70年代后期研制成功扩散式分离器和螺道式分离器，由于需两台串联工作，推广受到限制。5）循环分离器80年代中研制成功的适合气田上使用的循环分离器，为了测定分离器效率，还首次研究试验了分离效率测试方法。测得循环分离器效率在98％以上。由于该分离器具有效率高；压力降低，最大不超过0.01MPa；体积小，重量轻，运输方便，安装简单；适应性强，具有很宽的弹性操作范围，成本比立式重力分离器降低一倍。因此在气田上得到推广。11/22/2022103*第六节集输工艺设备

4）扩散式分离器、螺道式分离器104*第六节集输工艺设备

5）新的卧式分离器80年代在橇装式集气装置设计中设计了新的卧式分离器，分离器精分离段采用上海交通大学研制成功的获得了国防科委二等奖的分离元件，该分离器元件分离效果好，压降低，对>5μm的微粒的分离效率达99％以上。11/22/2022104*第六节集输工艺设备

5）新的卧式分离器9/24/105*第六节集输工艺设备

b)国外1）旋风分离器。荷兰Gasunie研究的单旋风分离器适合于除尘和捕集液体，捕集效率很高，气体在100～4000kPa之间变化时，设计流量下捕集效率接近100%。2)再循环分离器。是由加拿大波塔一特斯特公司生产，用于天然气分离和液体回收，性能可靠效率高，没有运动部件，内部结构坚固。这种分离器又分轴流式卧式再循环分离器和向心流动式立式再循环分离器。3)带有自由旋转叶片的分离器，这种新型的分离器与目前采用的分离器相比，生产能力提高5倍以上。在温度263K，压力5.5MPa，日处理量达100×l04m3，并可以与涡轮冷气发动机配合使用，降低金属耗量和降低分离成本。11/22/2022105*第六节集输工艺设备

b)国外9/24/2022106*第六节集输工艺设备

4）天然气过滤器。分两种类型：一种为干式过滤器，另一种为过滤分离器。干式过滤器：可完全脱除1μm以上的全部固体杂质，0.03~1μm固体杂质的脱除率也高达99.5％。过滤分离器：能使1μm以上的液滴有效分离，分离效率达99.9％。国外各种类型的分离器能够达到高效率，主要是通过开发新型的高效分离元件来实现的。分离元件的形式多种多样：有平行档板，蛇形波板，碟型转向一档板系统，雾沫捕集构件，金属筛网，蜂窝状斜板等。目前国外油气水分离器的发展趋势是：采用高效内件，缩小分离器体积，减轻重量，并重视特殊要求的分离器设计。

11/22/2022106*第六节集输工艺设备

4）天然气过滤器。9/24/2第七节工程案例分析第七节工程案例分析一、长庆气田靖边区

长庆气田靖边区发现于1989年，现已探明地质储量2300.13×l08m3，该气区属低渗透、低丰度、中低产、大面积复合连通整装气田，含气面积达4212.32km2。平均单井日产量为4.5×l04m3，关井压力为20～25MPa。根据气区的特点采用了枝状和放射状结合的流程，到1998年底建成气区东、西南、北四条集气干线长105.7km，建成了22座集气站，集气支线117.5km，己建成51口井场装置，各单井至集气站采用放射状的多井集气流程，建成采气管线163.1km。1993年10月建成了陕81井试验区，对集输工艺等进行了试验，取得了很好的效果，创造了长庆气田靖边区地面建设模式。其特点如下：

11/22/2022第七节工程案例分析第七节工程案例分析9/24/2022第七节工程案例分析a)多井高压集气b)高压集中注醇工艺c)采用单井间歇计量d)多井橇装加热炉工艺e)橇装三甘醇脱水工艺f)甲醇回收工艺g)自动化控制技术h)小型天然气发电供电技术11/22/2022第七节工程案例分析a)多井高压集气9/24/2022第七节工程案例分析二、四川气田集输工艺1、气田概况四川气田是我国开采历史最长、目前产量最大的天然气生产基地，2005年生产天然气122×108m3，占全国总产量的27%，占中石油的35%，至“十一五”末期，计划天然气产量180×108m3/a。2、集输流程

四川气田特点是：数量多、分布广，单个气田多属储量不大，气藏地质复杂。为适应天然气开采，气田目前采用的集输流程有：11/22/2022第七节工程案例分析二、四川气田集输工艺9/24/2022第七节工程案例分析（1）常温单井集气流程：天然气以甲烷为主，戊烷及以上组分含量低于8g/m3的干气一般采用常温集气。单井集气气井采出的天然气在井场进行节流降压、分离，计量后直接输至集气管线。单井集气流程多用在高压、大产量、产水井或边远气井。单井站出站压力一般为4～8MPa。（2）常温多井集气流程：常温集气流程气井井场一般只有井口装置和缓蚀剂注入装置。由气井采出的天然气通过采气管线输至集气站。在集气站对各井来气分别进行节流降压、分离、计量后汇集进入集气管线。采气管线进集气站压力一般在16MPa以下，集气站出站压力一般为4～8MPa。11/22/2022第七节工程案例分析（1）常温单井集气流程：天然气以甲烷为主第七节工程案例分析（3）低温分离集气流程：该流程是高压常温集气和低温分离回收的组合，低温分离流程一般用在丙烷及以上组分含量高于56g/m3的富气。由井场输来的高压天然气进站后利用地层能量节流降压制冷，用低温分离法从天然气富气中回收凝析液。由采气管线进低温站的天然气压力一般为16～25MPa，出低温站压力为4～8MPa。11/22/2022第七节工程案例分析（3）低温分离集气流程：该流程是高压常温第七节工程案例分析四川气田使用的低温分离流程一般由以下几部分组成：①集气部分：由各井高压气进站后分离、计量。②低温分离部分：喷注防冻抑制剂，气体预冷、节流膨胀、低温分离、凝液收集。③回收部分：凝析油稳定，油醇分离，凝析油储存及输送，抑制剂再生与储存。④放空及排污：气体放空，污油污水储存处理、排放。11/22/2022第七节工程案例分析四川气田使用的低温分离流程一般由以下几部第七节工程案例分析

3、输气管网

随着四川气田勘探开发的发展及开发规模和供气范围扩大，输气管网的建设也得到了迅速发展，形成了全川输气环形管网。环形管网共有5个进气点，15个分输点，天然气输配量近50亿m3/a，以适应“东气西调”的需要。输气环形管网主要靠气田压力输送，输气压力为4MPa，输气管道管径为DN500～700。80年代建成的北半环输气管线对进入输气管道天然气的硫化氢含量、水露点进行了控制，并在首站设置了H2S、H2O在线监测仪；线路切断阀设有压降速率气－液联动紧急切断控制机构；输气站设有控制及检测仪表自动记录运行参数；清管作业采用程序控制，密闭不停气清管。11/22/2022第七节工程案例分析3、输气管网9/24/2022第七节工程案例分析4、低压气的集输四川气田经过30多年的勘探、开发，已有部分气田进入产量递减期，有些气井井口流动压力已不能使所产的天然气进入集气管网。对于这些气田采取了以下措施。（1）调整管网，建立高、低压天然气分输系统。对不能进入输气干线的低压天然气，输至地区低压管网向当地用户就近供气。低压管道起点输气压力一般在0.9～2.5MPa。11/22/2022第七节工程案例分析4、低压气的集输9/24/2022第七节工程案例分析（2）四川气田多数具有多产层、多裂缝的特点。一些气井到了开发中后期，进入低压小产量阶段，需要增压，而另一部分刚投产的井却是高压高产井，需要把高压降至使用压力，压能白白损失。天然气喷射器在气田开发中利用高压气井的气抽带低压气井的气，使原来间歇生产的低压小产量气井提高产量，且投资和运营费用少，效果显著。喷射器在川南、川西南矿区推广使用，增产效果显著。11/22/2022第七节工程案例分析（2）四川气田多数具有多产层、多裂缝的特第七节工程案例分析（3）80年代以后，四川气田先后在威远、兴隆场、付家庙、卧龙河等气田兴建了增压站。已建的增压站大体可分两种类型：①在井场或集气站分散建设（如威远气田）；②在净化装置前集中建较大型增压站（如卧龙河气田）。目前四川气田增压站使用的增压机组均为往复式，所配动力有电动机，也有天然气发动机。压缩机组主要是引进的橇装DPC整体式燃气发动机压缩机和部分国产机组。11/22/2022第七节工程案例分析（3）80年代以后，四川气田先后在威远、第七节工程案例分析5、主要工艺设备四川气田一般流动压力高，流动温度低。外输前节流降压，产生温降，易于在管道中生成水合物堵塞管道。防止水合物生成有多种办法，采用较多的是水套加热法和注入防冻抑制剂法。

（1）水套加热炉。水套炉具有结构简单、操作方便、水质要求不高、投产快、易搬迁等优点，是中、小型井、站较理想的加热设备。11/22/2022第七节工程案例分析5、主要工艺设备9/24/2022第七节工程案例分析

四川井、站使用较多的为两进、两出水套加热炉，热效率在80%以上，压力为1.6MPa、3.2MPa，热负荷分别为21、23、42、50万kJ/h等系列产品。四川磨溪气田对原水套炉结构、部件进行改进，采用橇装式水套炉，可以整体搬迁。（2）注醇泵。采用注醇法防止水化冰堵，使用新型的自力式注醇泵利用井口压力作动力，不