天然气集输工艺及处理方案研究

周迎1 王雪 2 刘鹏飞2

（1.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川成都 610017； 2.中国石油西南油气田分公司川东北气矿， 四川达州635000） 摘要：天然气集输是继气藏勘探、气田开发和气田开采之后的一个非常重要的生产阶段。本文首先阐述了天然气集输工程工艺流程，其次，分析了气层气地顶集输工艺。最后，以苏里格气田为例，对其进行实例分析，具有一定的参考价值。 关键词：天然气；集输工艺；处理方案；研究 1. 引言

天然气是埋藏在地下的一种可燃气体，是以多种低碳饱和炔为主的气体混合物，其主要成分为甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷、戊烷及微量的重碳氢化合物和少量的其它气体，如氟气、氧化碳、 氧化碳、氦气、硫化氢、蒸汽等。 天然气集输是继气藏勘探、气田开发和气田开采之后的一个非常重要的生产阶段。它是从井口开始，将天然气通过管闷收集起来。经过预处理，使其成为合格产品，然后外输至用户的整个生产过程。 2. 天然气集输工程工艺流程

应根据气藏工程和采气工程方案、天然气物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等具体情况，通过技术经济对比确定，并符合下列原则：

第一，工艺流程宜密闭，降低天然气损耗。充分收集与利用天然气井产出物，生产符合产品标准的原油、天然气、液化石天然气、稳定轻烃等产品。 第二，合理利用天然气并流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，减少天然气中间接转，降低集输能耗。合理利用热能，做好设备和管道保温，降低天然气处理和输送温度，减少热耗。 第三，天然气集输工艺设计应结合实际情况简化工艺流程，选用高效设备。 3. 气层气地顶集输工艺

气层气生产主要采取枯竭式开采工艺，即靠自喷生产。随着气田天然气的不断外采．气井大然气的压力逐步降低，当降至低于集气管线压力时，便不能进入

集气管网。这种低压气在我国开采较早的天然气气田正在逐年增多。对于气井压降不一致的气田，如果条件许可时，应尽量实行高、低压管分输，低压气输给当地用户，高压天然气进入集气干线；若因种种原因，气田气以建一个系统为宜时，则需要建气田天然气增压站．将低压气增压后进入管网。 天然气从气井采出后，在流经节流元件时，由于节流作用，使气体压力降低，体积膨胀，温度急剧下降，这样可能生成水化物而影响生产。为了防止水化物的生成，我国目前有两套气田地面集输工艺模式：一是井口加热节流地面工艺模式，二是井口注醇高压集输工艺模式。国内外广泛采用加热的方法来提高天然气的温度，以使节流前后气体温度高于气体所处压力下水化物的形成温度。

井口加热节流地面集输模式，在四川气田、胜利油田等老油田使用较多，在井场对气井产出的天然气先加热，然后节流，对于压力较高的井，可两次加热两次节流，并进行气液分离并计量，或去集气站分离、计量后外输。配有井下气嘴的气井，在地面集输过程中不再配备加温设备、

井口注醇集输模式，在近年来新开发的西部气田使用较多，如靖边气田、涩北气田都采用了这种模式，在井口不设任何设施，设在集气站的注解泵通过注醇管线将醇注入井口产出的天然气中，以防冻堵。注醇后的天然气直接集中到集气站，在集气站节流、分离、计量，然后输往总站集中处理(脱硫、脱水)。这种模式的工艺特点是：简化工流样，管理方便．投资低，但出于需要注醇，运行费用较高。 4. 天然气集输工艺处理实例分析

苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区。该地区地表主要为沙漠覆盖，含气层为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段，气藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂体带，是典型的岩性圈闭气藏，气层由多个单砂体横向复合叠置而成，基本属于低孔、低渗、低产、低丰度的大型气藏。

4.1单井气量湿气带液计量工艺

根据苏里格气田井数多、产量低、不确定性带水含油和生产压力下降快的特点,其单井产气量计量不能照搬其他气田的计量方式。因此,选择适用、合理的流量计量方法和计量仪表,是确定苏里格气田流量计量系统设置的关键。通过大量

的流量计现场比对试验,确定采用简易旋进旋涡流量计对单井气量进行连续带液计量。流量计工作压力4.0 MPa,流量计量范围(0.6~9.0)×104m3/d,可显示瞬时工况流量和累计工况流量,并可根据运行压力、温度将工况流量换算为标况流量。简易旋进旋涡流量计相对智能旋进旋涡流量计的计量误差一般在5%~10%,可满足单井在线湿气带液计量的要求。 4.2井间串接和中低压湿气采气工艺

由于苏里格气田井数多、井距小,单井产量低,为简化采气系统,采用井间串接管网,通过采气管线把相邻的几口气井串接到采气干管,几口井来气在采气干管中汇合后进入集气站。一般串接的气井井数为6~8口,集气站辖井数量为50~70口。因此,优化了管网布置,缩短了采气管线长度,增加了集气站辖井数量,降低了管网投资,提高了采气管网对气田滚动开发的适应性。此外,由于苏里格气田气体中微含H2S、低含CO2,其腐蚀性相对较弱,故采用了中低压湿气采气工艺。通过井下节流,井口天然气压力一般为1.5MPa,因而井口不加热,采气管线不保温(采气管线埋设于冰冻线以下)、不注醇。这样就保证了井口和采气管线中不会形成水合物,并使井口达到无人值守。

4.3集气站常温分离和增压集气工艺

湿天然气通过采气干管进入集气站的压力为1.3 MPa,在集气站的进站总机关汇合后,经常温分离、增压、计量后去集中处理。夏季地温较高时,也可将压力提高至4.0 MPa运行,充分利用气井压力,停止压缩机组运行,降低能耗,节省运行费用。

集气站分散增压可降低井口最低生产压力,延长气井生产周期,提高单井采收率,同时降低了管网投资,满足气田增压开采和天然气增压输送的要求。根据系统压力,集气站采用一级增压,使天然气压力从1.0 MPa增压到3.5 MPa后输送到天然气处理厂。

4.4天然气集输防火防爆工艺

天然气处理及轻烃回收场所的电气设备应按有关规定执行。天然气轻烃回收油罐，应符合《压力容器安全技术监察规程》。．雷雨天气应停止装、卸轻烃液化气的作业。轻烃回收罐区应按ＧＢ50074规定，设置防火堤及罐体防雷防静电接地装置，接地电阻不大于10Ω。天然气处理装置在投产前或大修后均应进行试

压、试运及气体置换。用于置换的气体宜为惰性气体，置换完毕，须取样分析，含氧量不大于2％为合格。

已投入运行的天然气处理装置如需动火补焊，应先行放空，再经蒸汽吹扫、清洗、通风换气、取样分析，可燃气体深度应低于其爆炸下限25％。对需动火设备、管道凡与可燃气体连通的进、出口法兰应加钢制绝缘盲板隔离，厚度不小于6mm。气温低于0℃地区，应对气、水分离容器、设备、管汇等采取防冻措施，排除冻结、堵塞故障时严禁用明火烘烤。 天然气脱水要符合下列要求：天然气脱水设计应满足相关标准的规定。天然气原料气进脱水之前应设置分离器。在天然气容积式压缩机和泵的出口管线上，截断阀前应设置安全阀。天然气吸附脱水器本身可不设安全阀，应在原料气进脱水器之前、截断阀之后的管线上设安全阀。天然气脱水装置中，气体应选用全启式安全阀，液体应选用微启式安全阀。安全阀弹簧应具有可靠的防腐蚀性能或必要的防腐保护措施。 5.结语

总之，天然气集输工艺及处理极为重要，加强对其的研究，具有极大的经济价值和社会效益，值得大力探讨。