【《气田集输工艺分析案例概述》1200字】

气田集输工艺分析案例概述目录TOC\o"1-3"\h\u16251气田集输工艺分析案例概述 1188201.1T油田概述 199151.2T油田基础数据 158401.3T气田集输改进目标 31.1T油田概述目前，T油田公司已经投产气田17个，其中砂岩油气藏10个，建成天然气处理厂17座，建成产能：427×108m³，年生产天然气260×108m³。目前，T油田的集输主要以超高压集气工艺技术为主。集气系统的最高操作压力为14.2MPa，设计压力达15MPa，气田的集气管道在我国凝析气田的操作压力中处于领先地位、长距离气液混输管道中，管径最大。在油气处理中，油气处理厂工艺系统包括集气，脱水脱烃，轻烃回收等、乙二醇的再生和注入、凝析油稳定，气体增压及其它工艺单元构成，天然气处理是利用J-T阀的膨胀制冻分离工艺进行的，工艺流程如下图所示，其中脱水脱烃装置四套，单套处理能力400×104m3/d；凝析油稳定装置两套，单套处理能力458t/d；轻烃回收装置两套，单套处理能力593t/d；乙二醇再生装置两套，单套处理能力为2550kg/h。其工艺流程框图如图所示。图1油气处理厂工艺流程框图1.2T油田基础数据气田气经净化处理后进入长输管道，出场后的天然气为湿气，甲烷含量达到百分之九十四以上，不含硫，二氧化碳含量在0.03%以下根据经验，气质符合国家二类气质标准。气质组分的变化对管道摩阻影响较小，不会对管道水力计算结果（压力、温度等）产生明显影响。表3-2净化站模拟出厂干净化气组分组分冬季夏季%(mol)%(mol)CH40.94020.9402C2H60.00300.0030C3H80.00010.0001NN2N0.02350.0235CO20.02700.0270H2S00H2O0.00010.0001HH2H0.00210.0021O20.00400.0040合计11.00商品天然气的质量按国家二类气技术指标控制，有关参数如下：HS含量：≤20mg/m³；总硫含量（以硫计）：≤200mg/m³；CO2含量：≤3%（mol）；水露点：-5℃（在5.0MPa条件下）。净化站输气首站出站压力：4.89~5.0MPa。输气站进站压力：4.66~4.77MPa。净化站为本工程输气接起点，净化站天然气输出压力为4.89~5.0MPa，温度为33℃~45℃。线路长度：本工程输气管道计算长度为55km。输气管道起点压力：4.89MPa~5.0MPa。输气管道终点压力：4.66MPa~4.77MPa。6）计算温度根据收集资料，本工程管道中心埋深处地温冬季6.5℃，夏季18℃，年平均11.4℃。取全线管中心埋深处的年平均地温11.4℃作为输气管道计算温度。土壤性质土壤多为黄土。1.3T气田集输改进目标当前T油田在油气集输运行过程中出现了如下一些问题：（1）井口的实际产量温度高于开发方案的产量，节流温度的预测和计算不够精确。T气田处理厂自投运至今，投产后，进站温度从设计45°C提高到65°C，造成集输与处理能力不相适应。（2）高温高压砂岩气田等，集输管线存在腐蚀和安全隐患。截止到2022年底，T油田地面集输系统共发生腐蚀刺漏14起，内部集输干线上的多处管线壁厚减薄比较严重，小于理论的安全极限壁厚，对T油田的作业和运行造成严重隐患。所以解决腐蚀问题就成了T油田保障安全，高效作业的重中之重。（3）J-T阀节流制冷热效率低、分离温度较高，凝液回收率偏低。用节流制冷，它的热效率不高、压力能没有被有效地回收。注醇工艺中大量