油气集输绪论

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本课程其作用为了拓宽专业基础知识和技术应用范围，通过学习油气田中的油气集输理论知识，培养综合应用所学的基础理论和技术，进行油气集输系统设计及生产管理的科学方法。

绪论

课程主要内容油气集输在油气田开发中的地位和任务油气集输系统的工作内容和建设特点油气集输流程气田集气系统【教学目的】

使学生了解油气集输在油气田开发中的地位和任务；油气集输系统的工作内容；油气集输流程；各个流程特点、适用条件；选择流程的依据和原则等知识。【重点难点】

教学的重点是油气集输系统的工作内容，油气集输流程。难点是油气集输各个具体流程的特点以及适用条件，如何使学生利用所学知识进行集输流程的选择，激发学生学好本门课程的积极性。一、油气集输在油气田开发中

的地位和任务

油(气)田开发包括油藏工程、钻采工程、油(气)田地面工程。油藏工程研究待开发油田的油藏类型、预测储量和产能、确定油田的生产规模和开发方式；钻采工程研究钻井、完井工艺及油田开采工艺；地面工程包括油气集输与油气矿场加工(以下简称油气集输)、油田采出水处理、供排水、注水(注气、注汽、注聚)、供电、通讯、道路、消防等与油田生产密切相关的各个系统。石油开采石

油

储

存石油运输石

油

加

工

油气集输系统的功能是：将分散在油田各处的油井产物加以收集；分离成原油、伴生天然气和采出水；进行必要的净化、加工处理使之成为油田商品(原油、天然气、液化石油气和天然汽油)以及这些商品的储存和外输。同时油气集输系统还为油藏工程提供分析油藏动态的基础信息，如：各井油气水产量、气油比、气液比、井的油压(油管压力)和回压(井出油管线起点压力)、井流温度等参数及随生产延续各种参数的变化情况等。二、油气集输系统的工作内容

和建设特点油气集输的主要工作内容包括：油井计量集油集气油气水分离

原油处理(脱水)原油稳定原油储存

天然气净化天然气凝液回收

凝液储存

采出水处理

油田开发和建设是分阶段实施的。油田开发面积和油井的数量会不断增加，因而油气集输系统也必须分期建设。同时已投产油区的生产又是动态的，随开采时间的延续，油井产物中水含率、携砂量会逐渐增高，采油量、气油比逐年下降，原来的自喷井变为间歇自喷或改为抽油井，油井的采油层系也可能发生调整，有的生产井可能转为注水井等，这就要求油气集输系统做出相应的调整以适应油田生产的动态变化。三、油气集输流程

集输流程通常由油气收集、加工处理、输送和储存等环节组成。油田集中处理站的主要功能是将各井所产原油进行脱水、稳定，生产出商品原油的场地。从油井到集中处理的流程称集油流程，从集中处理站到矿场油库的流程称输油流程。

(一)集油流程

国内外的集油流程大体分为三类。

(1)单井计量、单井分离流程

(2)计量站集油流程

(3)多井串联集油流程计量站集油系统多井串联集油系统我国对集油流程的划分：1．按集油加热方式2．按集油管网形态3．按通往油井的管线数量4．按集油系统的布站级数5．按流程的密闭性1．按集油加热方式油井至计量站出油管线的加热方式有：不加热、在井场加热后井流进入出油管线、热伴随(热水、蒸汽)、掺输(掺热水、掺热油、掺蒸汽)等，相应将集油流程命名为不加热集油流程、井场加热流程、热水伴热流程、蒸汽伴热流程、掺热水集油流程、掺热油集油流程、掺蒸汽集油流程等。2．按集油管网形态集油管网形态分别有树枝状集油流程、辐射状集油流程、环状集油流程和多井串联集油流程等。3．按通往油井的管线数量按通往每口油井的管线数量，分别有单管流程、双管流程和三管流程等。4．按集油系统的布站级数

在油井井口到集中处理站之间有不同级数的站场，流程内只有集中处理站的称一级布站，有计量站和集中处理站的称二级布站，三级布站有计量站、接转站(为井流液相增压的站场)和集中处理站。“一级半布站”是在集中处理站之外，布置若干选井点，选井点仅设分井计量用的选井阀组，不设计量分离器和计量仪表。如我国的宁海油田，苏丹的穆格兰得油田等都采用这种流程。5．按流程的密闭性有开式集油流程和密闭集油流程之分。在集中处理站进行原油稳定工艺前，原油通过常压储罐(立式固定顶储罐)，这种流程称开式流程。因为常压储罐不能避免原油的工作损耗(大呼吸)、呼吸损耗(小呼吸)和闪蒸损耗，原油中大量易挥发组分将逸人大气。开式流程不仅污染环境还影响油田产品的数量和质量，故集油流程应采用密闭流程。

事实上，各油田的具体流程常是上述几种流程的组合。(二)各集油流程的特点及适用条件1．不加热集油流程

这种流程适用于油井井口剩余能量(压力、温度)较高，粘度和倾点低、流动性能好的原油，或单井产量大、原油水含率高的场合。与加热流程相比，这种流程节能、建设费用和运行费用都较低。2．加热集油流程

加热流程适用于倾点和粘度较高的石蜡基原油，有较高的单井油气产量，井口出油温度或管线输送温度低于原油倾点。3．掺热水(热油)集油流程

掺热水流程适用于油井产量较小、原油粘度大、井口出油温度较低的情况。当掺水(油)量调整合理时，生产安全可靠，操作管理方便。4．热水、蒸汽伴热集油流程

三管热水伴热集油流程

1—计量、生产分离器；2—除油分离器；3—缓冲罐；4—输油泵；5、8—加热炉；6—缓冲水罐；7—循水泵

热水伴热集油流程的优点是：通过管道换热，间接地为油井出油管线提供热能，流程的安全性较好；热水不掺入井口出油管线内，油井计量比较准确。缺点是：投资大、钢材消耗多、热效率低。

蒸汽伴热集油流程除具有热水伴热集油流程相同的优点外，还可节省部分钢材和建设投资。但由于不回收废蒸汽和冷凝水，使锅炉用水量增大、水处理费用上升、锅炉结垢严重、热效率低、寿命短以及蒸汽管线容易腐蚀穿孔等，使流程的建设和经营费用都较高。除非特殊需要，一般不推荐采用这种流程。5．多井串联集油流程

此流程也称为萨尔图集油流程。该流程的钢材耗量少，建设速度和投产见效快，极适合大庆油田开发早期的国内条件。但流程的计量点、加热点多而分散，不便于操作管理和自动化的实施；多口油井串联，各井的生产相互干扰、流程适应能力差并不便于调整和改造。流程也不适合地质条件复杂、断层多、各油井压力、产量相差较大的油田。

多井串联集油流程

1—计量分离器和水套加热炉联合装置；2—分气包；

3—加热炉；4—油井6．环形集油流程

流程适用于油井密度大，产量低，井流需要加热输送的低产油田且电力供应较充足的地方。

环形集油流程

1—分离缓冲罐；2—油水增压泵；3—加热缓冲水罐；

4—掺水泵7．简易橇装集油流程

流程适合于气油比小、产量小井区的集油工作，油田的开发难度大、油井产量低、生产成本高，或处于边开发、边生产阶段。简易橇装集油流程

1—潜油泵；2—储油箱；3—计量箱；4—加热盘管；5—高低液位控制装置；6—收球过滤网；7—电磁阀(三)选择流程的依据和原则1．选择依据(1)集输流程的选择应以确定的油气储量、油藏工程和采油工程方案为基础。(2)油气物性。(3)油田的布井方式、驱油方式和采油方式以及开发过程中预期的井网调整及驱油方式和采油工艺的变化等。(4)油田所处的地理位置、气象、水文、工程地质、地震烈度等自然条件以及油田所在地的工农业发展情况、交通运输、电力通讯、居民点和配套设施分布等社会条件。(5)已开发类似油田的成功经验和失败教训。2．选择原则(1)满足油田开发和开采的要求。(2)满足油田开发、开采设计调整的要求和适应油田生产动态变化的要求。(3)贯彻节约能源原则。(4)充分利用油气资源。(5)贯彻“少投入，多产出”，提高经济效益的原则。(四)油田类型和集输流程的关系1．整装注水开发油田油藏完整并连片、面积较大的油田称整装油田，常采用注水开发。整装油田的典型代表为大庆油田。2．复杂断块和分散小油田复杂断块油田面积小、分散，投资开发风险大，一般采用边勘探、边生产的滚动开发建设方式。如华北和江苏油田的一些零散井，则采用了定期开井，油罐车收油、拉油方式收集原油。大庆外围和吉林油田的低产井采用车载式捞油装置直接从井筒内提捞原油，尽量减少地面建设费用。3．低渗透油田

低渗透油田指低产、低丰度(丰度系指石油在岩石孔隙内的丰富程度)、渗透率低的油田。低渗透油田的探明储量约占我国石油总探明储量的22％。

(1)安塞油田的集输流程的特点归结为“单、短、简、小、串”。

(2)靖安油田在安塞油田流程经验的基础上，在集油半径过长的井口、井组或干线上配置简易增压装置进一步降低建设投资。4．稠油热力开采油田我国将稠油定义为：50℃时≥400mPa.s、20℃时密度≥0.9161g/cm3的原油。稠油在我国原油总产量中约占10%。5．滩海油田渤海湾区域滩海的特点是：海床坡度平缓，淤泥层厚，土壤承载力低，潮差大，冬季有浮冰，近岸有冰堤。在该区域内的油藏大部分是陆上构造的延伸，油气富集程度较低。四、气田集气系统DDN,FR,ISTN,PTSN,无线，卫星SCADA服务器打印服务器打印机投影仪SCADA服务器WEB服务器多屏显示操作站操作站

中国已进入了世界产气大国的行列，开发好大气田已提到议事日程我国定义为地质储量300～1000亿立方米的为大气田，可采储量超过一万亿立方米可称巨型（超大型）气田

1949～1989的40年间，探明少

1990～2004的14年间，已探明26个，探明储量2.5万亿立方米，占中国总储量的65％现列出21世纪初世界巨型气田,剩余可采储量总和约25×1012ｍ3序号名称国别储量（1012ｍ3）1North-southPars卡塔尔、伊朗13.4502Urengoy(乌连戈伊)俄罗斯10.2003Yambury(杨堡)俄罗斯5.2424Bovanenko(波瓦年科)俄罗斯4.3855Zapolyarnoye(扎波利亚尔)俄罗斯3.5326Stokmanov(什托克马诺夫)俄罗斯2.7627Arktichesky(北极)俄罗斯2.7628Astrakhan(阿斯特拉罕)俄罗斯2.7119Gronigen(格罗宁根)荷兰2.68010HassiR’Mel(哈西鲁迈尔)阿尔及利亚2.54911Medvezhye(麦德维热)俄罗斯2.270

21世纪初世界可采储量1万亿立方米的天然气田续表１12Panhandle-Hugoton(潘汉德-胡果顿)美国2.03913Orenberg(奥伦堡)俄罗斯1.89814Danletabad-Donmez(道列达巴德-顿麦兹)土库曼1.60215Ghawar(贾瓦尔)沙特1.50016Pazanan(帕扎楠)伊朗1.41417Karachaganak(卡拉恰甘纳克)哈萨克1.34518Pars(帕尔斯)伊朗1.32619Troll(特罗尔)挪威1.30820Kharasavey(哈拉萨维伊)俄罗斯1.2621South-Tambey(南坦别伊)俄罗斯1.00622Dorra(多拉)不详1.000截止2011年，世界探明天然气储量149.5×1012ｍ3

俄罗斯47×1012ｍ3，占世界储量31.4％；伊朗31×1012ｍ3，占15.4％；卡塔尔11.1×1012ｍ3，占7.5％。因此，很需要了解和学习俄罗斯气田采输经验且我们翘首盼望我国能发现具有万亿立方米巨型气田四、气田集气系统

气田集输系统的功能：收集各气井井流，并进行必要的净化、加工处理使之成为商品天然气及气田副产品(液化石油气、稳定轻烃、硫磺等)。同时气田集输系统还提供气藏动态基础信息，如：各井的压力、温度、天然气和凝析液产量、气体组分变化等。与油田集输系统不同的是：①气藏压力一般较高；②从气藏至用户，气体处在同一高压、密闭的水力系统内；③防止水合物形成是集气系统的重要工作；④气田气与油田伴生气的组成不同，气体处理厂的主要业务为脱出H2S和CO2等酸性气体，生产出符合质量要求的天然气。天然气地面工程基本概况脱杂质分馏塔脱水及酸气轻烃回收外输天然气LPG（C2,C3,C4）天然气油凝析油残渣排污排污及硫磺回收液原料气基本流程示意图◆矿场集输系统由井场、集输管网（采气管线、集气支线和干线）、各种用途的站场（集气站、脱水站、天然气凝液回收站、增压站、清管站、阴极保护站和阀室等）和天然气净化厂（或装置）等组成，构成统一的、密闭的气体动力系统，此外还有自动控制和数据采集系统。从气井采出的天然气经节流调压后，在分离器中脱除游离水、凝析油及固体机械杂质，计量后输入集气管线，再进入集气站。在集气站对天然气进行节流、调压、分离、计量，然后输入集气总站或天然气净化厂。在天然气净化厂进行脱除硫化氢、二氧化碳、凝析油、水分，使天然气达到国家规定的外输天然气气质标准。l站场流程分为单井集输流程和多井集输流程l按天然气分离时的温度条件，分为常温分离工艺流程和低温分离工艺流程一、井场装置

◆作用l调节气井的产量；l调控天然气的输送压力；l防止生成天然气水合物。◆两种典型流程l加热天然气防止水合物生成的流程l向天然气中注入抑制剂防止水合物生成的流程

一、井场装置l加热天然气防止水合物生成的流程1——气井，2——采气树针形阀，3、5——加热炉，4、6——节流阀天然气从针型阀出来后进入井场装置，首先通过加热炉进行加热升温，然后经过第一级节流阀进行气量调控和降压，再通过加热炉进行加热升温，经第二级节流阀进行降压以满足输气管线起点压力的要求。一、井场装置l向天然气中注入抑制剂防止水合物生成的流程

1——气井，2——采气树针形阀，3——抑制剂注入器，4、5——节流阀

在第二种流程中，抑制剂注入器替换了第一种流程中的加热炉，流经注入器的天然气与抑制剂相混合，天然气中的一部分饱和水汽被吸收，天然气水露点随着降低。经过第一级节流阀进行气量调控和降压，再经第二级节流阀进行降压以满足输气管线起点压力的要求。

二、单井集输流程

当一口井天然气中含有硫化氢、二氧化碳等组分，不宜与其他不含这些组分的气井天然气一起集中处理，或是气井压力太高或过低时，应采用单井集输流程。◆我国目前采用的常温分离单井集输工艺流程有两种：l两种流程不同之处在于分离设备的选型不同，一种为三相分离器，另一种为气液分离器；l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。

二、单井集输流程l常温分离单井集输工艺流程

1—从井场装置来的采气管线，2—进站截断阀，3—加热炉，4—节流阀，5—三相分离器，6—孔板计量装置，7、11、15—出站截断阀，8—集气管线，9、13—液位控制自动放液阀，10、14—流量计，12—放液烃管线，16—放水管线三、多井集输流程当多口井的气体适合于集中处理时，可以将多井天然气汇集在集气站统一处理。但由于不同井、不同气层气体的组分、组成以及气体所处状态可能千差万别，因此对气体的处理、加工等工艺方式并不相同。◆通常有两种处理流程，即常温分离流程和低温分离流程三、多井集输流程1、常温分离多井集输流程对于硫化氢含量较低、凝析油含量不高的天然气一般采用常温分离流程。l常温分离多井集输流程一般有两种类型，一种含三相分离器，另一种含气液分离器；l两种流程不同之处在于前者的分离设备是三相分离器，后者是气液分离器；l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水或较多液烃的气田l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。三、多井集输流程l常温分离多井集输流程

三、多井集输流程2、低温分离多井集输流程对于压力高、产量大、硫化氢和二氧化碳含量高以及凝析油含量高的天然气宜采用低温分离流程。l所谓低温分离，即分离器的操作温度在0℃以下，通常为-4—-2℃。l天然气通过低温分离可回收更多的液烃。三、多井集输流程l典型的低温分离集输流程低温分离器底部出来的混合液在站内进行分离，即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。天然气矿场集输管网天然气矿场集输管网是集输系统重要组成部分。集输管线包括采气管线、集气支线和干线。l采气管线：从气井至集气站第一级分离器入口之间的管线；l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。集气管网通常分为枝状、放射状、环状和成组状管网

l枝状管网◎形同树枝状，有一条贯穿于气田的主干线，将分布在干线两侧气井的天然气通过支线纳入干线，由干线输至集气总站或净化厂。

◎适于长条状气田

1—气井；2—集气站；3—集气管线；l放射状管网◎按集中程度将若干口气井划为一组，每组中设置一集气站，各井天然气通过采气管线纳入集气站。◎这种管网布局便于天然气和污水的集中处理，也可减少操作人员。

◎适于井位相对集中的气田

1—气井；2—集气站；3—集气管线；l环状管网◎集气干线布置成环状，承接沿线集气站的来气。在环网上适当的位置引出管线至集气总站。◎调度气量方便，气压稳定，局部发生事故时影响面小。◎一般用于构造面积较大的气田。

1—气井；2—集气站；3—集气管线；l成组状管网◎在实际工程中，集气管网的类型并不都是单一的某一种类型的管网，而常常是其中的两种甚至三种的组合。◎管网的类型主要取决于气田的形状、井位布置、所在地区的地形、地貌以及集输工艺等诸多方面的因素。

1—气井；2—集气站；3—集气管线；4—总站或增压站国外

国外采用的集输管网流程形式与国内基本一致，也是枝状、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，加拿大的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。

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）。

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。

（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。

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。

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。

集输工艺设备1.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。b)国外美国CE公司和OLMANHEATH公司生产的间接加热炉如不加空气调节和降低排烟温度措施，一般热效率为65％左右。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。

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8一14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。

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。

工程案例分析—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：a)多井高压集气井口至集气站的采气管线的设计压力为25MPa，井口没有加热，节流、计量等设备，不再需要供电、供水、通信。自控等辅助系统，简化了井口，实现了无人值守。b)高压集中注醇工艺在集气站设高压电动注醇泵，一台泵对一口井，注醇管线Φ32与采气管线同沟敷设至井口，在井口只有注入阀，最高注醇压力25MPa，正常注入压力比井口天然气流动压力高0.1～0.2MPa，这样保证了采气管线不产生水合物。c)采用单井间歇计量

根据气区低渗透，单井产量相近，因此采用了间歇计量流程，在集气站内设生产分离器和计量分离器，计量分离器用于单井产量计量，生产分离器用于其它井混合计量。这样一座集气站的分离器，计量装置，自控仪表就相应减少，简化了集气站流程，降低了投资。d)多井橇装加热炉工艺从采气管线进入多井集气站的天然气流动压力为18～20MPa，需要节流降压，为防止水合物生成，采用了橇装式多管水套加热炉，即一台这样的多管加热炉可加热3～4口井的天然气，然后节流到6.4MPa以下输往集气干线。一座集气站有7～8口井，可以只用2台多管水套炉。比一口井设一台水套加热炉节约了大量投资。e)橇装三甘醇脱水工艺

由于气田环境恶劣，管理比较困难，采用橇装脱水装置，加热、脱水。三甘醇回收、计量一体化，采用气动仪表控制基本实现了自动化。天然气在集气站脱水后，集气支、干线输送含硫干气、减缓了腐蚀。f)甲醇回收工艺

由于甲醇回收和提纯有一定难度，量小时一般不回收。但靖边区大面积采用注甲醇工艺，注入量大，不回收会污染环境，因此采取了对甲醇进行回收。含甲醇的污水在集气站通过分离器得到收集，用罐车运送到净化厂甲醇回收装置中回收，采用单塔精流回收工艺。为了适应气田含甲醇污水的特殊性，采取防垢等措施。该回收工艺对甲醇富液浓度要求不高，一般大于5％即可，甲醇回收率大于99％，回收的甲醇纯度大于95％，是我国大规模甲醇回收的范例。g)自动化控制技术长庆气田靖边区面积大，井站分散，自然环境恶劣，实现自动化控制是满足生产要求的关键。靖边区所要控制的主要有集输、净化、发电和供水等系统。采用三级控制模式，第一级是气田生产调度中心，第二级是各系统控制中心，第三级是各系统现场控制单元。集输系统和供水系统采用的是SCADA系统，净化厂和发电厂采用的是DCS控制系统。

天然气水合物概述◆天然气水合物概念（Gashydrates）

在石油和天然气开采、加工和运输过程中，在一定温度和压力下天然气中的某些烃组分与液态水形成的冰雪状物质。◆危害天然气水合物形成并沉积在地层或管道中，可能堵塞地层、井筒、管线、阀门和设备,从而影响天然气的开采、集输和加工的正常运行。

1、天然气水合物的生成条件◆影响天然气水合物生成的因素l一是取决于天然气的组分、组成及所含凝析水或游离水的含量l其次是一定的温度和压力条件水合物自发生成过程可用以下结构式表示：

M+nH20固.液==[M.nH20]水合物天然气水合物的形成、结构类型和相态特征◆水合物的主要生成条件

l有自由水存在，天然气的温度等于或低于天然气中水的露点；

l低温，体系温度必须达到水合物的生成温度；

l高压；

l此外，气流速度、压力波动、气体扰动、H2S和CO2等酸性气体的存在和微小水合物晶核的诱导等因素，也会加速天然气水合物的生成。1、天然气水合物的生成条件2、天然气水合物的结构和类型天然气水合物是水和烃类气体按物理化学性质构成的带有空穴结构的固态晶体，空穴中被天然气分子充填，外表为白色结晶体。甲烷气环境下螺旋线状甲烷水合物晶体(p=7.7MPa;T=277.8K)乙烷气环境下乙烷水合物晶体（p=1.32MPa;T=271.9K）2、天然气水合物的结构和类型乙烷气环境下乙烷水合物晶体(p=1.15MPa;T=274.7k)固体表面上天然气水合物晶体(p=5.7MPa;T=278.15k)3、天然气水合物生成条件的预测方法

四大类方法

◆图解法◆经验公式法◆相平衡计算法◆统计热力学法

三、天然气水合物生成条件的预测方法

1、图解法密度曲线法和节流曲线法l密度曲线法-根据天然气的密度预测水合物生成条件；-曲线左边区域是水合物生成区，右边区域为非生成区；-不在曲线上的点插值处理。

1、图解法l节流曲线法天然气在开采,输送过程中,通过节流阀时将产生急剧的压降和膨胀,温度将骤然降低,如需判断在某一节流压力下是否形成水合物,可利用密度为0.6、0.7、0.8、0.9和1.0的天然气节流压降与水合物关系图确定。

2、经验公式法l波诺马列夫公式l

p—T相图的回归公式l特定气田经验公式l二次多项式

l巴尔列尔和斯丘阿尔特根据严格的统计热力学理论,导出的预测天然气水合物生成条件的统计热力算法；l具有连续性和适用性强的特点。3、统计热力学算法l假设前提

在天然气水合物分解过程中,气体的相对密度逐渐增加,类似于固体溶液l应用相平衡常数来确定天然气水合物生成条件l平衡常数计算采用状态方程—活度理论l目前已有成熟的商品化应用软件WinpropofCMG,PVTproofDBR4、相平衡计算法四、防止天然气水合物生成的方法

四种方法◆天然气脱水◆天然气加热◆降压法◆天然气中注入水合物抑制剂l天然气中含有凝析水，是天然气水合物形成的内因。除去天然气中的水分是防止天然气水合物生成的根本途径l常用的天然气脱水方法固体吸附剂法、液体吸收法、冷却法1、天然气脱水l把天然气温度提高到水合物形成平衡温度以上就能防止水合物形成或使已形成水合物分解；l在实际操作中可用热水或热蒸汽对管道加热；l实验表明：在水合物和金属接触点上把温度提高到30-40℃就可很快把已形成的水合物分解。四川各气田普遍采用这种预防水合物的工艺流程2、天然气加热l实质在于破坏水合物的平衡状态，使水合物不能形成或使已形成的水合物产生分解。l降压方式通常有两种

-停止向生成水合物塞的输气管线供气，并在水合物塞两端由管线向大气放空降压，使水合物塞处于分解压力以下；

-从水合物塞两边关闭输气管线，并把封闭在冰塞和阀门之间的天然气向大气放空。3、降压法l水合物抑制剂破坏水分子间的结构关系，从而降低水合物界面上水蒸汽压力和水合物生成温度。l抑制剂应满足下列要求

-能有效降低水合物生成温度；

-与气、液组分不发生化学反应；

-不增加气体和燃烧产物的毒性；

-不腐蚀设备和管道，完全溶于水，可再生；

-低粘度和低蒸气压，低凝固点，价格低廉。4、天然气中注入水合物抑制剂l常用的抑制剂

-甲醇；

-乙二醇；

-二甘醇；

-氯化钙水溶液；

-有时还采用液烃和表面活性剂；

-井底和地层常采用甲醇加氯化钙溶液混合物等。

4、天然气中注入水合物抑制剂l用抑制剂防止天然气水合物生成需解决两个工程实际问题-加入抑制剂后如何确定水合物生成温度的降低程度；-所需抑制剂用量的确定。4、天然气中注入水合物抑制剂①水合物生成温度降的预测各种抑制剂与天然气水合物生成温度之间的半经验关系式(Hammerschmidt关系式)：4、天然气中注入水合物抑制剂式中，M为抑制剂分子量；W表示抑制剂溶液的重量百分数；