1第三章

天然氣集輸系統1第三章天然氣集輸系統2一、天然氣集輸系統1-井場，2-集氣站，3-天然氣凈化廠和增壓站，4-到配氣站的出口，5和6-鐵路與公路穿越，7-中間壓氣站，8-河流穿越，9-溝谷跨越，10-地下儲氣庫，11-陰極保護站，12-終點配氣站2一、天然氣集輸系統1-井場，2-集氣站，3-天然氣凈化廠和3（1）井場一般設于氣井附近，從氣井出來的天然氣，經節流調壓后，在分離器中脫除游離水，凝析油及機械雜質，經過計量后送入集氣管線。（2）集氣站一般是將兩口以上的氣井用管線接到集氣站，在集氣站對各氣井輸送來的天然氣分別進行節流，分離、計量后集中輸入集氣干管線。3（1）井場（2）集氣站4（3）礦場增壓站在氣田開發后期（或低壓氣田），當氣井井口壓力不能滿足生產和輸送所要求的壓力時，設置礦場增壓站，將氣體增壓。（4）礦場脫水站對于含有CO2、H2S等酸性氣體的天然氣，由于液相水的存在，會造成設備、管道的腐蝕。因此，有必要脫除天然氣中的水份，或采取抑制水合物生成和控制腐蝕的其它措施。4（3）礦場增壓站5（5）天然氣處理廠當天然氣中硫化氫（H2S）、二氧化碳、凝析油等含量和含水量超過管輸標準時，則需設置天然氣處理廠進行脫硫化氫（二氧化碳）、脫水、脫凝析油，使氣體質量達到管輸的標準。（見第六章）。（6）天然氣凝液回收站為了滿足商品氣或管輸氣對烴露點的質量要求，或為了獲得寶貴的化工原料，需將天然氣中除甲烷外的一些烴類予以分離與回收。5（5）天然氣處理廠6（7）調壓計量站（配氣站）一般設于輸氣干線或輸氣支線的起點和終點，有時管線中間有用戶也需設調壓計量站，其任務是接收輸氣管線來氣，進站進行除塵，分配氣量、調節壓力、計量后將氣體直接送給用戶，或通過城市配氣系統送到用戶。（8）集氣管網和輸氣集網在礦場內部，將各氣井的天然氣輸送到集氣站的輸氣管道叫做集氣集網。從礦場將處理好的天然氣輸送到遠處的用戶的輸氣管道叫輸氣干線。在輸氣干線經過鐵路、公路、河流、溝谷時，有穿越和跨越工程。6（7）調壓計量站（配氣站）7（9）清管站為清除管內鐵銹和水等污物以提高管線輸送能力，常在集氣干線和輸氣干線設置清管站，通常清管站與調壓計量站設計在一起便于管理。（10）陰極保護站為防止和延緩埋在土壤內的輸氣干線的電化學腐蝕、在輸氣干線上每隔一定距離設置一個陰極保護站。7（9）清管站一、集氣系統管網構成2023/1/18第二節集輸管網系統流程1、采氣管線自井口裝置節流閥至集氣站一級油氣分離器的天然氣管線稱為采氣管線，其作用是將單井或相鄰的一組氣井采出的天然氣匯集到集氣站。特點：所輸送的天然氣潔凈度差、腐蝕性強、工作壓力高、管徑相對小和輸送距離較短。一、集氣系統管網構成2022/12/138第二節集輸管網系92、集氣管線氣田內部自一級油氣分離器至天然氣商品交接點（通常是處理廠、站）之間的天然氣管線稱為集氣管線，包括集氣支線、集氣支干線、集氣干線等。（1）集氣支線集氣站到集氣支干線、集氣干線入口的管線。（2）集氣支干線集氣支干線的作用是將部分集氣支線的來氣匯集到集氣干線。92、集氣管線（1）集氣支線集氣站到集氣支干線、集氣干線入口10（3）集氣干線集氣干線的作用是將各集氣支線或集氣支干線的來氣匯集到天然氣處理廠（站）。3、采集管線目前，一些含氣面積不大、產量高和氣質好的氣田，常采用一級布站模式，即沒有上述的采氣管線和集氣支線、集氣支干線、集氣干線，由井口采出的天然氣經過采集管線直接進入天然氣處理廠（站）。10（3）集氣干線3、采集管線11二、集氣管網分類1、放射狀管網集輸系統流程圖3-2放射狀管網集輸系統流程示意圖1-井場裝置，2-采氣管線，3-多井集氣站，

4-集氣管線

11二、集氣管網分類1、放射狀管網集輸系統流程圖3-2放12放射狀集氣流程的優點是：（1）單井裝置簡化，可考慮無人值守，生產、管理費用低。（2）氣田開發后期，天然氣壓縮機組可集中設在集氣站上，共同使用，生產成本相對較低，管理方便。放射狀集氣流程的缺點是：（1）采氣管道采用氣液混輸方式，管路壓損較高；（2）對輸送介質為酸性天然氣的管道，管內腐蝕較為嚴重，安全性差；（3）采、集氣管線總長度較枝狀管網長，鋼材耗量較多。12放射狀集氣流程的優點是：132、枝狀管網集輸系統流程圖3-3枝狀式管網集輸系統流程示意圖1-單井站（集氣站），2-集氣支線，3-集氣干線132、枝狀管網集輸系統流程圖3-3枝狀式管網集輸14枝狀集氣流程的優點是：（1）單井上進行氣液分離，有利于降低管路壓損，減緩腐蝕；（2）集氣支線可就近接入集氣干線，有利于縮短管線長度，節省鋼材及線路投資。枝狀集氣流程的缺點是：（1）由于單井均需設置氣液分離、計量裝置，生產人員較多，不便集中管理，單井站場投資較大。（2）氣田開發后期需增壓采氣時，天然氣壓縮機組只能設在井場，對每口井單獨增壓，難以集中使用。

14枝狀集氣流程的優點是：153、環狀管網集輸系統流程圖3-4環狀管網集輸系統流程示意圖1-井場裝置，2-集氣支線，3-多井集氣站，4-集氣干線153、環狀管網集輸系統流程圖3-4環狀管網集輸系統流程16環狀集氣流程的優點是：氣田內各集氣站匯集周邊氣井來氣后可就近通過集氣干線與下游凈化廠或外輸首站相連通，具有的一定靈活性；缺點是：工程總投資較大，只適用于區域面積大、氣井分布較分散的大型氣田開發。16環狀集氣流程的優點是：174、組合式管網集輸系統流程圖3.5組合式管網集輸系統流程示意圖1-多井集氣站，2-集氣支線，3-集氣干線174、組合式管網集輸系統流程圖3.5組合式管網集輸系統流185、集輸管網的設計原則1）對于含氣面積較大、井口數相對較少、單井產量較高的氣田，宜采用枝狀集氣流程。2）對于含氣面積較小、井口數較多、單井產量較低的氣田，宜采用放射狀集氣流程。3）對于含氣面積大、井口數較多且井網布置較分散、分期開發的氣田，宜采用環狀集氣流程。185、集輸管網的設計原則1）對于含氣面積較大、井口數相對較194）集輸管網的選擇應結合集氣工藝進行確定，如當分離器設在井場時，宜采用枝狀管網；當分離器設在集氣站時，宜采用輻射一枝狀組合管網或輻射一環形組合管網。5）規劃集氣管網系統時，集氣站的布點與采氣管線的長度應相應考慮，一般采氣管線長度不宜大于5km，且采氣管線不宜敷設在陡峭的山坡地形位置，遇到此類情況，應調整集氣站位置。6）集輸管網的確定應根據氣田的具體情況，從技術的可靠性、集輸系統的安全性、地面工程投資等方面進行綜合對比，確定最優的方案。194）集輸管網的選擇應結合集氣工藝進行確定，如當分離器設在20三、采氣管網結構形式1、單井來氣直接進站圖3.6單井來氣直接進站結構示意圖1-井場裝置，2-采氣管線，

3-多井集氣站20三、采氣管網結構形式1、單井來氣直接進站圖3.6單井來212、井叢來氣進站圖3.7叢式井來氣進站結構示意圖1-叢式井組，2-采氣管線，

3-多井集氣站212、井叢來氣進站圖3.7叢式井來氣進站結構示意圖1-叢223、單井串接來氣進站（1）井間串接形式圖3.8串接進站示意圖（a）223、單井串接來氣進站（1）井間串接形式圖3.8串接進站示23圖3.9串接進站示意圖（b）23圖3.9串接進站示意圖（b）24優點：新建井采氣管線與干線的連接頭施工可在井場進行，不必對原干線進行放空、置換。缺點：隨著氣田的開發，氣井壓力不斷下降，就存在后期由于單井壓降速率不同導致與采氣干線壓力系統不匹配的問題。當關井壓力不能達到采氣干線系統壓力時，采氣干線的天然氣將反輸至低壓井，在低壓井形成“倒灌”現象，造成采氣干線有效輸氣量大大減少。措施：①在低壓單井井口設置小型移動式增壓裝置②在采氣干線至單井接口處設置止回閥或自力式壓力切斷裝置，③在新老井之間加引射器，利用高壓井天然氣抽吸低壓井天然氣，24優點：新建井采氣管線與干線的連接頭施工可在井場進行，不必25（2）就近插入形式圖3-10就近插入形式結構示意圖1-井場裝置，2-采氣管線，3-集氣干線，4-多井集氣站優點：管線長度短；缺點：新建井采氣管線連頭時，需對原干線進行放空、置換。25（2）就近插入形式圖3-10就近插入形式結構示意圖優點：264、閥組來氣進站結構圖3.11閥組來氣進站結構示意圖264、閥組來氣進站結構圖3.11閥組來氣進站結構示意圖27此串接方式采氣干線串井數多，管徑大，流速低，不適合濕氣帶液輸送，氣井間生產干擾大。可在氣田區域面積較小及地下儲量比較落實的邊緣區塊試驗采用。27此串接方式采氣干線串井數多，管徑大，流速低，不適合濕氣帶28四、集輸系統壓力確定高壓集氣的壓力在10MPa以上中壓集氣的壓力在1.6MPa至10MPa之間低壓集氣的壓力在1.6MPa以下集氣系統壓力級制應結合整體集氣工藝方案來確定集氣系統壓力級制應綜合考慮氣田開發后期增壓方案的影響28四、集輸系統壓力確定高壓集氣的壓力在10MPa以上中壓集29五、集氣管道流速確定采氣管線流速一般宜為4~6m/s，最小不宜低于2~3m/s。

當輸送介質為酸性天然氣時，管線流速宜控制在6～8m/s，集氣管線流速宜為15~20m/s。

29五、集氣管道流速確定采氣管線流速一般宜為4~6m/s，最30第三節井場工藝流程一、功能調控氣井產量和調控采氣管線的起點壓力二、井場裝置流程1、按不同防止水合物生成的方法分類30第三節井場工藝流程一、功能調控氣井產量和調控采氣管線的31（1）加熱防凍流程圖3.12加熱防凍井場裝置原理流程圖1-采氣樹，2-節流閥，3-井口緊急截斷閥，

4-加熱爐，5-節流閥，T-溫度計

P-壓力表

31（1）加熱防凍流程圖3.12加熱防凍井場裝置原理流程圖32（2）注抑制劑防凍流程圖3.13注抑制劑防凍井場裝置原理流程圖1-采氣樹，2-節流閥，3-井口緊急截斷閥，4-防凍抑制劑注入器，5-節流閥，T-溫度計P-壓力表32（2）注抑制劑防凍流程圖3.13注抑制劑防凍井場裝置原33（3）采用井下節流器防凍流程圖3.14井下節流中低壓集氣井口工藝流程

1-井下節流裝置；2-井口節流閥；3-高低壓緊急關斷閥

蘇里格氣田井下節流的中低壓集氣井口裝置工藝流程33（3）采用井下節流器防凍流程圖3.14井下節流中低壓集氣34采用井下節流器后降低地面輸氣系統壓力等級，大大節約了地面管道、設備的投資。34采用井下節流器后降低地面輸氣系統壓力等級，大大節約了地面352、分輸流程和混輸流程（1）分輸流程圖3.15氣液分輸典型井場工藝流程圖352、分輸流程和混輸流程（1）分輸流程圖3.15氣液分輸典36對于高含硫氣井采用分輸流程時適用于氣井距集氣站較遠，且氣井產液量較多的氣井，36對于高含硫氣井采用分輸流程時適用于氣井距集氣站較遠，且氣37（2）混輸流程圖3.16氣液混輸工藝的井場工藝流程37（2）混輸流程圖3.16氣液混輸工藝的井場工藝流程38地形起伏大的地區一般不適合氣液混輸。地形起伏大的高含H2S氣田更不適宜采用氣液混輸集輸工藝。凝析氣田和低含硫氣田普遍采用了氣液混輸工藝。38地形起伏大的地區一般不適合氣液混輸。地形起伏大的高含H2393、酸性氣體緩試劑注入工藝為減緩井下油套管及井場設備腐蝕，井口設緩蝕劑注入裝置。注入方式有二種：傳統的高壓罐滴注和泵噴注。采氣管道投入運行以前，宜在管線的內壁涂抹一層緩蝕劑對于設有氣液分離器的單井站、集氣站，由于經分離后緩蝕劑液相損失較多，為保證有足夠的緩蝕劑保護出站下游管道，在出站管道應設置一處緩蝕劑加注點以保護下游管道。393、酸性氣體緩試劑注入工藝為減緩井下油套管及井場設備腐蝕404、常溫單井站模塊組合404、常溫單井站模塊組合415、井場裝置安全保護圖3.18井場裝置安全保護示意圖1-采氣樹；2-針形閥；3-高低壓截斷保護閥；4-截斷閥；5-彈簧安全閥

415、井場裝置安全保護圖3.18井場裝置安全保護示意圖426、井場裝置工藝計算（1）節流降壓計算井場裝置第一級節流閥的功能是調控氣井產量，故應在臨界狀態下操作。則其閥后壓力應為：

式中：P1—氣井采氣壓力（油管壓力），MPa（絕）。

P2—節流降壓后的壓力，MPa（絕）。426、井場裝置工藝計算（1）節流降壓計算井場裝置第一級節流43井場裝置第二級及以后的節流閥功能，是調控采氣管線的起點壓力，故應在非臨界狀態下操作，則其閥后壓力應為：（2）節流閥計算43井場裝置第二級及以后的節流閥功能，是調控采氣管線的起點壓44第四節集氣站工藝流程一、集氣站工藝集氣站工藝過程主要由匯集工藝、分離工藝、調壓工藝、計量工藝、防止生成水合物工藝、氣田水處理工藝、防腐工藝等六部分組成。44第四節集氣站工藝流程一、集氣站工藝集氣站工藝過程主要由45二、集氣站的分類1）按過程的溫度和相變分為常溫集氣站和低溫集氣站。在集氣站中如果需要控制天然氣中的水露點和烴露點，以及天然氣有足夠的壓差可利用時，集氣站一般采用低溫集氣站的形式，反之采用常溫集氣站。2）按站轄井數分為多井集氣站和單井站。集氣站一般管轄的井數都在10口井左右，故常稱為多井集氣站。如果只處理一口井的天然氣稱之為單井站。45二、集氣站的分類1）按過程的溫度和相變分為常溫集氣站和低46三、集氣站工藝流程1、常溫多井集氣流程對于凝析油含量不多（滿足天然氣外輸烴露點要求）的天然氣，只須在礦場集氣站內進行節流調壓和分離計量等操作，就可以輸往用戶了。在這種情況下，可以采用常溫分離的集氣站流程，以實現各氣井來的天然氣匯集，滿足集氣管線輸壓的要求。46三、集氣站工藝流程1、常溫多井集氣流程對于凝析油含量不多47（1）常溫分離多井集氣工藝流程圖3.19常溫分離多井集氣工藝原理圖（氣液兩相分離）47（1）常溫分離多井集氣工藝流程圖3.19常溫分離多井48（2）常溫分離多井輪換計量流程圖3.20中壓多井集氣站輪換計量原理流程圖48（2）常溫分離多井輪換計量流程圖3.20中壓多井集氣站輪492、低溫分離集氣站流程外輸天然氣常常需要控制天然氣的烴露點，此時，需要采用低溫分離。（1）低溫分離的目的（2）制冷方法直接膨脹制冷法（節流閥制冷）、冷劑制冷法（丙烷制冷）和聯合制冷法（節流閥制冷+丙烷制冷）三種。492、低溫分離集氣站流程外輸天然氣常常需要控制天然氣的烴露50（3）低溫分離集氣站流程①多井集氣：包括各單井高壓天然氣進集氣站后氣液分離、計量。②低溫分離：包括注入水合物抑制劑、氣體預冷、節流制冷、低溫分離、凝液回收。③凝液處理：包括凝析油穩定，油醇分離，凝析油儲存及輸送，抑制劑富液再生貧液與循環使用。④含醇污水預處理系統50（3）低溫分離集氣站流程①多井集氣：包括各單井高壓天然5151523、常溫分離與低溫分離的選擇低溫分離工藝多用于天然氣中凝析油回收和天然氣脫水。4、集氣站工藝計算（1）物料平衡計算。（2）熱平衡計算。（3）水合物抑制劑循環量計算。523、常溫分離與低溫分離的選擇低溫分離工藝多用于天然氣中凝535、集氣站的安全保護（1）進出站場的天然氣總管上設置緊急截斷閥，截斷閥采用氣動或氣液聯動球閥，設置閥組區，與工藝裝置區用防火墻隔斷，確保事故發生時能迅速截斷氣源。

（2）站場內凡是有壓力變化的系統，在低一級壓力系統必須設置安全泄放閥對其保護。同一壓力等級的幾臺設備，當與其連通的匯管之間無截斷閥隔開時，可在匯管上設置安全閥；當設有截斷閥時，則每一組設備系統須分別設置安全閥。535、集氣站的安全保護（1）進出站場的天然氣總管上設置緊急54（3）安全閥宜采用彈簧式或先導式。泄放介質為液體時，可采用微啟式彈簧安全閥；泄放介質為氣體或氣液混相時，應采用封閉全啟式彈簧安全閥或先導式安全閥。（4）泄放氣體的排放應符合GB50183《石油天然氣工程設計防火規范》的規定。（5）站（場）內天然氣系統應設有緊急放空閥。放空閥的設置應符合GB50183《石油天然氣工程設計防火規范》的規定。54（3）安全閥宜采用彈簧式或先導式。泄放介質為液體時，可采55（6）站（場）內需要定期檢修的設備，應按系統分組設置進、出氣體（液體）截斷閥，在進、出截斷閥之間設置檢修放空閥，該閥一般不大于50mm。放出氣體應納入同級壓力的放空管線。（7）對帶有液烴的氣體放空管線，在進入火炬之前應設分液罐。55（6）站（場）內需要定期檢修的設備，應按系統分組設置進、56第五節礦場增壓站一、氣田天然氣增壓目的和方法1、增壓目的（1）滿足集輸管網對輸送壓力的需求（2）滿足天然氣凝液回收時對壓力的要求56第五節礦場增壓站一、氣田天然氣增壓目的和方法1、增壓目572、氣田增壓的特點（1）增壓站的社會依托條件差（2）介質不清潔（3）工況差（4）分散、規模小3、增壓方法（1）壓縮機增壓法（2）高、低壓氣壓能傳遞增壓法572、氣田增壓的特點（1）增壓站的社會依托條件差3、增壓方584、壓縮機及驅動機選型（1）往復式壓縮機氣源不穩定或氣量較小的低壓天然氣增壓。高壓注氣和高壓氣舉。壓比較高的天然氣增壓。（2）氣源比較穩定、氣量較大，壓比不大時，宜選用適合氣田氣的離心式壓縮機。（3)氣量較小、進氣壓力比較平衡時，可選用螺桿式壓宿機。當氣質較貧時，可選用噴油螺桿式壓縮機。4）壓縮機的驅動機可選用電動機或燃氣機。當氣田附近有經濟、可靠的電源，宜采用電動機驅動；在無電或電力供應不可靠的地區，往復式壓縮機采用燃氣發動機驅動，功率較大的離心式壓縮機宜采用燃氣輪機驅動，余熱加以利用。584、壓縮機及驅動機選型（1）往復式壓縮機氣源不穩定或氣量595、增壓方式和順序目前應用較多的增壓方式主要是集氣站增壓和處理廠集中增壓兩種。若采取處理廠集中增壓方式，增壓裝置設在處理裝置之前通常簡稱前增壓，增壓裝置設在處理裝置之后則簡稱后增壓。采用何種增壓方式，應根據處理廠內工藝裝置設置要求經綜合比較而定。595、增壓方式和順序目前應用較多的增壓方式主要是集氣站增壓60二、氣田增壓站流程圖3.23氣田天然氣增壓燃驅站工藝原理流程圖60二、氣田增壓站流程圖3.23氣田天然氣增壓燃驅站工藝61第六節礦場脫水站天然氣含有H2S、CO2時，H2S、CO2與水形成具有很強的腐蝕性的酸對管道造成腐蝕；為了解決天然氣在集輸過程中腐蝕問題，因此，在氣田內部常常建立天然氣脫水站脫出天然氣中的水，采用干氣輸送，從而避免天然氣在集輸過程中的腐蝕。1、低溫分離法2、溶劑吸收法脫水2、溶劑吸收法脫水3、固體吸附法脫水61第六節礦場脫水站天然氣含有H2S、CO2時62第七節清管1、清管的目的1）管道竣工后，投產前清除管內的污物2）管線運行一段時間后清除管內的一些污物3）在對新建管道進行水壓測試后，清除水分；62第七節清管1、清管的目的63二、清管工藝對于長度大于50km的集氣干線則應根據集氣工藝、氣質特點、地形條件、適當考慮線路中間增設發送、接收站的裝置；

圖3.24采用清管閥工藝流程圖63二、清管工藝對于長度大于50km的集氣干線則應根據集氣工64圖3.25采用簡易清管裝置工藝流程圖64圖3.25采用簡易清管裝置工藝流程圖65圖3.26采用清管發球筒工藝流程圖①當集氣管道公稱通徑≤DN100時，推薦采用清管閥或簡易清管裝置。②當集氣管道公稱通徑＞DN100時，可采用清管收發球筒或清管閥。65圖3.26采用清管發球筒工藝流程圖①當集氣管道公稱通徑≤66第八節我國典型的氣田集氣工藝系統一、高含硫氣田1、龍崗氣田龍崗氣田天然氣中H2S含量為4.52%（體積分數），CO2含量為6.07%（體積分數），屬于高含硫氣田。設計關井壓力50MPa，一級節流閥后高壓管線設計壓力為27.5MPa，二級節流閥后設計壓力與采、集氣管線一致，采用9.9MPa。66第八節我國典型的氣田集氣工藝系統一、高含硫氣田1、龍崗67氣田內單井至集氣站采用氣液混輸工藝，即：各單井原料氣經節流、加熱、再節流后，由采氣管線氣液混輸至集氣站或集氣總站，再進入凈化廠集中處理。對于單井水氣比大、采氣管線長的井站采取單井分離、氣液分輸工藝，即：各單井原料氣經節流、加熱、節流、分離后，氣液分輸至集氣站。集氣干線、采氣管線均采用保溫方式。采氣管線、集氣干線采用L360NCS管材。集氣管網采用多井集氣濕氣混輸工藝。67氣田內單井至集氣站采用氣液混輸工藝，即：各單68集氣管網系統設計壓力為9.9MPa。正常生產時，井口采用水套加熱爐加熱防止水合物的形成；冬季和開停工工況下，可利用緩蝕劑注入口加注抑制劑防止水合物形成。井口采用連續加注緩蝕劑防止H2S和CO2對管線的腐蝕。氣田水在各集氣站或產水量較大的單井站采用低壓閃蒸后，密閉管輸至回注站回注于地層。根據龍崗氣田的氣田水富含H2S、CO2、Cl-和礦化度高等特點，氣田水輸送管線采用鋼絲網骨架增強聚乙烯塑料連續復合管，接口處采用金屬卡套連接。68集氣管網系統設計壓力為9.9MPa。正常生產時69在龍崗凈化廠中央控制室設置SCADA系統監控中心。各單井站設置PLC；集氣站設置站控系統，遠控閥室、氣田水回注站設置RTU。69在龍崗凈化廠中央控制室設置SCADA系統監控中702、普光氣田該天然氣為高含硫天然氣，H2S含量為14.14%.（體積分數），CO2含量為8.63%（體積分數），有機硫含量為340.6mg/m3。普光氣田采用氣液混輸工藝，集氣站和井口天然氣不脫水，氣液混輸到凈化廠進行處理。由于集氣管線內為高含硫酸性氣體，選用國外生產的專用抗硫管材，主要有鎳基合金、鎳基復合鋼、不銹鋼復合鋼，抗硫碳鋼管材等。這些管材除應滿足力學性能外，還必須通過標準液的抗氫致開裂（HIC）及抗硫化物開裂（SSC）試驗。702、普光氣田該天然氣為高含硫天然氣，H2S含量為171二、低含硫氣田1、長慶氣田氣田單井產量低（平均為4.5×104m3/d），天然氣中的含酸性氣體（H2S含量為0.05%，CO2含量為4.8%）。

主要工藝流程：從氣井井口出來的高壓氣流（22MPa，井口注醇）不經過加熱和節流而通過采氣管道直接輸送到集氣站，在集氣站內進行加熱節流降壓（6.4MPa）、氣液分離和計量，再經過脫水（三甘醇脫水）后進入集氣干線，通過集氣干線輸到凈化廠。71二、低含硫氣田1、長慶氣田氣田單井產量低（平均為722、克拉2氣田克拉2氣田位于新疆塔里木盆地拜城縣境內，處于雅丹地貌區，氣田地質儲量2840186×108m3，日產天然氣3000×104m3，產能規模雄居國內之首，在較長一段時間內占據西氣東輸日供氣量的80%。氣田內共有10口生產井，單井產量300×104～400×104m3/d，最高可達700×104m3/d。氣田具有異常高壓、高產、高溫的特點，井口壓力54～58MPa,井口溫度70～85℃，天然氣中不含H2S，但CO2含量為0.17%，開采中期產出的氣田水中Cl-含量為100667mg/L，腐蝕性極強。722、克拉2氣田克拉2氣田位于新疆塔里木盆地拜城縣境內，73（1）集氣工藝①單井集氣克拉2氣田呈長方形條狀，含氣面積不大，10口生產井沿氣田東西軸線均勻布置，東西最遠井間距約12km，南北最遠井間距僅為1.15km。因此，采用了單井集氣工藝，集氣干線盡量靠近單井敷設。中央處理廠設于氣田中部，氣田內建東西兩條集氣干線，各單井由集氣支線就近接入集氣干線，形成枝狀集氣管網，簡捷順暢。集氣干線為雙管形式，一條干線發生事故，不影響另一條干線正常集氣。集氣支線進入干線處設有閥井，一條支線發生事故，不影響其余支線及干線的正常輸氣，提高了集氣管網的安全可靠性。73（1）集氣工藝74②氣液混輸根據該氣田開發方案，2011年后可能出現地層水，預計全氣田總產水量為1000m3/d，集氣管網將出現明顯的兩相流即氣液混輸。對不同工況時進行模擬計算得知，清管時由集氣管線排出的液塞最大，但因正常運行時管內水氣比不大，管線內持液量較低，排出的液塞也較小，僅為8~9m3。為此，中央處理廠集氣裝置區設有6臺預分離器，直徑為1600mm，長度為9000mm，清管時在液塞到達之前，適當控制分離器中的液位，足可容納該段液塞，從而保證清管時中央處理廠內其他裝置的穩定運行。但因開發方案對氣田產水預測的不確定性，鑒于克拉2氣田產能較大，為應對今后產水量可能比目前預測值大幅度增加的不利情況，在中央處理廠進廠處的集氣裝置區預留有其他液塞捕集器的接口及場地。74②氣液混輸75③水合物防止在氣田生產中前期，井口節流前流動壓力為58MPa，流動溫度為70~85℃，經節流至12.2~12.4MPa后，天然氣溫度為47~48℃，輸送至中央處理廠的溫度為45~46℃。在氣田生產后期，井口天然氣流動溫度仍高達77℃左右，但井口保持定壓開采，壓力只有4.0MPa，不需節流，故在井口幾乎無溫降。因集氣管線距離短，到中央處理廠仍可達73℃左右，均遠遠高于相應壓力下的天然氣水合物形成溫度，因而在氣田開采全過程的正常工況下不可能形成水合物。但是，考慮到氣井投產及管網停產等非正常工況下有可能形成水合物，仍在井口設有注醇接頭，配備了移動式注醇車。75③水合物防止76④計量為了解各氣井生產動態，對每口氣井的產氣量、產液量進行計量。由于采用了單井集氣流程，對每口井均可實現連續計量，采用文丘里流量計不分離直接進行氣液計量。76④計量77第九節工藝流程圖和儀表自控流程圖的設計方法一、流程圖的分類一般工藝流程圖設計分為3個階段，第一階段為工藝流程簡圖（工藝方法流程圖或工藝流程方塊圖）；第二階段為工藝流程圖（PFD），也叫物料平衡圖；第三階段為工藝管道和儀表流程圖（PID）。PFD—ProcessFlowDiagramPID—Piping&InstrumentDiagram77第九節工藝流程圖和儀表自控流程圖的設計方法一、流程圖的78二、工藝流程圖1、工藝流程簡圖2、工藝流程圖工藝流程圖也稱為PFD圖，要完成生產流程的設計、操作參數和主要控制方案的確定，以及設備尺寸的計算，是從工藝方案過渡到工藝流程設計的重要工序之一。工藝流程方塊圖78二、工藝流程圖1、工藝流程簡圖2、工藝流程圖工藝流程方塊793、PFD圖的設計內容PFD圖的主要內容應包括：全部工藝設備及位號，主要設備的名稱、操作溫度、操作壓力；物流走向及物流號，此外，除PFD圖外，應有與物流號對應的物流組成、溫度、壓力、狀態、流量及物性的物料平衡表；PFD圖必須反映出全部工藝物料和產品所經過的設備，重要物料的管道，并表示出進出界區的流向。793、PFD圖的設計內容801、PID圖設計內容PID圖是工程施工圖設計的依據。工藝流程對裝置管道安裝設計中的一切要求，除了高點放空和低點放凈外，大到整個生產過程中所有的設備、管道（包括主要的和輔助的管道），小到每一個法蘭和每一個閥門，都要在PID圖中標示清楚。工藝管道及儀表控制流程（亦稱PID圖）801、PID圖設計內容PID圖是工程施工圖設計的依據。818182儀表自控流程圖（PID圖）82儀表自控流程圖（PID圖）83第三章

天然氣集輸系統1第三章天然氣集輸系統84一、天然氣集輸系統1-井場，2-集氣站，3-天然氣凈化廠和增壓站，4-到配氣站的出口，5和6-鐵路與公路穿越，7-中間壓氣站，8-河流穿越，9-溝谷跨越，10-地下儲氣庫，11-陰極保護站，12-終點配氣站2一、天然氣集輸系統1-井場，2-集氣站，3-天然氣凈化廠和85（1）井場一般設于氣井附近，從氣井出來的天然氣，經節流調壓后，在分離器中脫除游離水，凝析油及機械雜質，經過計量后送入集氣管線。（2）集氣站一般是將兩口以上的氣井用管線接到集氣站，在集氣站對各氣井輸送來的天然氣分別進行節流，分離、計量后集中輸入集氣干管線。3（1）井場（2）集氣站86（3）礦場增壓站在氣田開發后期（或低壓氣田），當氣井井口壓力不能滿足生產和輸送所要求的壓力時，設置礦場增壓站，將氣體增壓。（4）礦場脫水站對于含有CO2、H2S等酸性氣體的天然氣，由于液相水的存在，會造成設備、管道的腐蝕。因此，有必要脫除天然氣中的水份，或采取抑制水合物生成和控制腐蝕的其它措施。4（3）礦場增壓站87（5）天然氣處理廠當天然氣中硫化氫（H2S）、二氧化碳、凝析油等含量和含水量超過管輸標準時，則需設置天然氣處理廠進行脫硫化氫（二氧化碳）、脫水、脫凝析油，使氣體質量達到管輸的標準。（見第六章）。（6）天然氣凝液回收站為了滿足商品氣或管輸氣對烴露點的質量要求，或為了獲得寶貴的化工原料，需將天然氣中除甲烷外的一些烴類予以分離與回收。5（5）天然氣處理廠88（7）調壓計量站（配氣站）一般設于輸氣干線或輸氣支線的起點和終點，有時管線中間有用戶也需設調壓計量站，其任務是接收輸氣管線來氣，進站進行除塵，分配氣量、調節壓力、計量后將氣體直接送給用戶，或通過城市配氣系統送到用戶。（8）集氣管網和輸氣集網在礦場內部，將各氣井的天然氣輸送到集氣站的輸氣管道叫做集氣集網。從礦場將處理好的天然氣輸送到遠處的用戶的輸氣管道叫輸氣干線。在輸氣干線經過鐵路、公路、河流、溝谷時，有穿越和跨越工程。6（7）調壓計量站（配氣站）89（9）清管站為清除管內鐵銹和水等污物以提高管線輸送能力，常在集氣干線和輸氣干線設置清管站，通常清管站與調壓計量站設計在一起便于管理。（10）陰極保護站為防止和延緩埋在土壤內的輸氣干線的電化學腐蝕、在輸氣干線上每隔一定距離設置一個陰極保護站。7（9）清管站一、集氣系統管網構成2023/1/190第二節集輸管網系統流程1、采氣管線自井口裝置節流閥至集氣站一級油氣分離器的天然氣管線稱為采氣管線，其作用是將單井或相鄰的一組氣井采出的天然氣匯集到集氣站。特點：所輸送的天然氣潔凈度差、腐蝕性強、工作壓力高、管徑相對小和輸送距離較短。一、集氣系統管網構成2022/12/138第二節集輸管網系912、集氣管線氣田內部自一級油氣分離器至天然氣商品交接點（通常是處理廠、站）之間的天然氣管線稱為集氣管線，包括集氣支線、集氣支干線、集氣干線等。（1）集氣支線集氣站到集氣支干線、集氣干線入口的管線。（2）集氣支干線集氣支干線的作用是將部分集氣支線的來氣匯集到集氣干線。92、集氣管線（1）集氣支線集氣站到集氣支干線、集氣干線入口92（3）集氣干線集氣干線的作用是將各集氣支線或集氣支干線的來氣匯集到天然氣處理廠（站）。3、采集管線目前，一些含氣面積不大、產量高和氣質好的氣田，常采用一級布站模式，即沒有上述的采氣管線和集氣支線、集氣支干線、集氣干線，由井口采出的天然氣經過采集管線直接進入天然氣處理廠（站）。10（3）集氣干線3、采集管線93二、集氣管網分類1、放射狀管網集輸系統流程圖3-2放射狀管網集輸系統流程示意圖1-井場裝置，2-采氣管線，3-多井集氣站，

4-集氣管線

11二、集氣管網分類1、放射狀管網集輸系統流程圖3-2放94放射狀集氣流程的優點是：（1）單井裝置簡化，可考慮無人值守，生產、管理費用低。（2）氣田開發后期，天然氣壓縮機組可集中設在集氣站上，共同使用，生產成本相對較低，管理方便。放射狀集氣流程的缺點是：（1）采氣管道采用氣液混輸方式，管路壓損較高；（2）對輸送介質為酸性天然氣的管道，管內腐蝕較為嚴重，安全性差；（3）采、集氣管線總長度較枝狀管網長，鋼材耗量較多。12放射狀集氣流程的優點是：952、枝狀管網集輸系統流程圖3-3枝狀式管網集輸系統流程示意圖1-單井站（集氣站），2-集氣支線，3-集氣干線132、枝狀管網集輸系統流程圖3-3枝狀式管網集輸96枝狀集氣流程的優點是：（1）單井上進行氣液分離，有利于降低管路壓損，減緩腐蝕；（2）集氣支線可就近接入集氣干線，有利于縮短管線長度，節省鋼材及線路投資。枝狀集氣流程的缺點是：（1）由于單井均需設置氣液分離、計量裝置，生產人員較多，不便集中管理，單井站場投資較大。（2）氣田開發后期需增壓采氣時，天然氣壓縮機組只能設在井場，對每口井單獨增壓，難以集中使用。

14枝狀集氣流程的優點是：973、環狀管網集輸系統流程圖3-4環狀管網集輸系統流程示意圖1-井場裝置，2-集氣支線，3-多井集氣站，4-集氣干線153、環狀管網集輸系統流程圖3-4環狀管網集輸系統流程98環狀集氣流程的優點是：氣田內各集氣站匯集周邊氣井來氣后可就近通過集氣干線與下游凈化廠或外輸首站相連通，具有的一定靈活性；缺點是：工程總投資較大，只適用于區域面積大、氣井分布較分散的大型氣田開發。16環狀集氣流程的優點是：994、組合式管網集輸系統流程圖3.5組合式管網集輸系統流程示意圖1-多井集氣站，2-集氣支線，3-集氣干線174、組合式管網集輸系統流程圖3.5組合式管網集輸系統流1005、集輸管網的設計原則1）對于含氣面積較大、井口數相對較少、單井產量較高的氣田，宜采用枝狀集氣流程。2）對于含氣面積較小、井口數較多、單井產量較低的氣田，宜采用放射狀集氣流程。3）對于含氣面積大、井口數較多且井網布置較分散、分期開發的氣田，宜采用環狀集氣流程。185、集輸管網的設計原則1）對于含氣面積較大、井口數相對較1014）集輸管網的選擇應結合集氣工藝進行確定，如當分離器設在井場時，宜采用枝狀管網；當分離器設在集氣站時，宜采用輻射一枝狀組合管網或輻射一環形組合管網。5）規劃集氣管網系統時，集氣站的布點與采氣管線的長度應相應考慮，一般采氣管線長度不宜大于5km，且采氣管線不宜敷設在陡峭的山坡地形位置，遇到此類情況，應調整集氣站位置。6）集輸管網的確定應根據氣田的具體情況，從技術的可靠性、集輸系統的安全性、地面工程投資等方面進行綜合對比，確定最優的方案。194）集輸管網的選擇應結合集氣工藝進行確定，如當分離器設在102三、采氣管網結構形式1、單井來氣直接進站圖3.6單井來氣直接進站結構示意圖1-井場裝置，2-采氣管線，

3-多井集氣站20三、采氣管網結構形式1、單井來氣直接進站圖3.6單井來1032、井叢來氣進站圖3.7叢式井來氣進站結構示意圖1-叢式井組，2-采氣管線，

3-多井集氣站212、井叢來氣進站圖3.7叢式井來氣進站結構示意圖1-叢1043、單井串接來氣進站（1）井間串接形式圖3.8串接進站示意圖（a）223、單井串接來氣進站（1）井間串接形式圖3.8串接進站示105圖3.9串接進站示意圖（b）23圖3.9串接進站示意圖（b）106優點：新建井采氣管線與干線的連接頭施工可在井場進行，不必對原干線進行放空、置換。缺點：隨著氣田的開發，氣井壓力不斷下降，就存在后期由于單井壓降速率不同導致與采氣干線壓力系統不匹配的問題。當關井壓力不能達到采氣干線系統壓力時，采氣干線的天然氣將反輸至低壓井，在低壓井形成“倒灌”現象，造成采氣干線有效輸氣量大大減少。措施：①在低壓單井井口設置小型移動式增壓裝置②在采氣干線至單井接口處設置止回閥或自力式壓力切斷裝置，③在新老井之間加引射器，利用高壓井天然氣抽吸低壓井天然氣，24優點：新建井采氣管線與干線的連接頭施工可在井場進行，不必107（2）就近插入形式圖3-10就近插入形式結構示意圖1-井場裝置，2-采氣管線，3-集氣干線，4-多井集氣站優點：管線長度短；缺點：新建井采氣管線連頭時，需對原干線進行放空、置換。25（2）就近插入形式圖3-10就近插入形式結構示意圖優點：1084、閥組來氣進站結構圖3.11閥組來氣進站結構示意圖264、閥組來氣進站結構圖3.11閥組來氣進站結構示意圖109此串接方式采氣干線串井數多，管徑大，流速低，不適合濕氣帶液輸送，氣井間生產干擾大。可在氣田區域面積較小及地下儲量比較落實的邊緣區塊試驗采用。27此串接方式采氣干線串井數多，管徑大，流速低，不適合濕氣帶110四、集輸系統壓力確定高壓集氣的壓力在10MPa以上中壓集氣的壓力在1.6MPa至10MPa之間低壓集氣的壓力在1.6MPa以下集氣系統壓力級制應結合整體集氣工藝方案來確定集氣系統壓力級制應綜合考慮氣田開發后期增壓方案的影響28四、集輸系統壓力確定高壓集氣的壓力在10MPa以上中壓集111五、集氣管道流速確定采氣管線流速一般宜為4~6m/s，最小不宜低于2~3m/s。

當輸送介質為酸性天然氣時，管線流速宜控制在6～8m/s，集氣管線流速宜為15~20m/s。

29五、集氣管道流速確定采氣管線流速一般宜為4~6m/s，最112第三節井場工藝流程一、功能調控氣井產量和調控采氣管線的起點壓力二、井場裝置流程1、按不同防止水合物生成的方法分類30第三節井場工藝流程一、功能調控氣井產量和調控采氣管線的113（1）加熱防凍流程圖3.12加熱防凍井場裝置原理流程圖1-采氣樹，2-節流閥，3-井口緊急截斷閥，

4-加熱爐，5-節流閥，T-溫度計

P-壓力表

31（1）加熱防凍流程圖3.12加熱防凍井場裝置原理流程圖114（2）注抑制劑防凍流程圖3.13注抑制劑防凍井場裝置原理流程圖1-采氣樹，2-節流閥，3-井口緊急截斷閥，4-防凍抑制劑注入器，5-節流閥，T-溫度計P-壓力表32（2）注抑制劑防凍流程圖3.13注抑制劑防凍井場裝置原115（3）采用井下節流器防凍流程圖3.14井下節流中低壓集氣井口工藝流程

1-井下節流裝置；2-井口節流閥；3-高低壓緊急關斷閥

蘇里格氣田井下節流的中低壓集氣井口裝置工藝流程33（3）采用井下節流器防凍流程圖3.14井下節流中低壓集氣116采用井下節流器后降低地面輸氣系統壓力等級，大大節約了地面管道、設備的投資。34采用井下節流器后降低地面輸氣系統壓力等級，大大節約了地面1172、分輸流程和混輸流程（1）分輸流程圖3.15氣液分輸典型井場工藝流程圖352、分輸流程和混輸流程（1）分輸流程圖3.15氣液分輸典118對于高含硫氣井采用分輸流程時適用于氣井距集氣站較遠，且氣井產液量較多的氣井，36對于高含硫氣井采用分輸流程時適用于氣井距集氣站較遠，且氣119（2）混輸流程圖3.16氣液混輸工藝的井場工藝流程37（2）混輸流程圖3.16氣液混輸工藝的井場工藝流程120地形起伏大的地區一般不適合氣液混輸。地形起伏大的高含H2S氣田更不適宜采用氣液混輸集輸工藝。凝析氣田和低含硫氣田普遍采用了氣液混輸工藝。38地形起伏大的地區一般不適合氣液混輸。地形起伏大的高含H21213、酸性氣體緩試劑注入工藝為減緩井下油套管及井場設備腐蝕，井口設緩蝕劑注入裝置。注入方式有二種：傳統的高壓罐滴注和泵噴注。采氣管道投入運行以前，宜在管線的內壁涂抹一層緩蝕劑對于設有氣液分離器的單井站、集氣站，由于經分離后緩蝕劑液相損失較多，為保證有足夠的緩蝕劑保護出站下游管道，在出站管道應設置一處緩蝕劑加注點以保護下游管道。393、酸性氣體緩試劑注入工藝為減緩井下油套管及井場設備腐蝕1224、常溫單井站模塊組合404、常溫單井站模塊組合1235、井場裝置安全保護圖3.18井場裝置安全保護示意圖1-采氣樹；2-針形閥；3-高低壓截斷保護閥；4-截斷閥；5-彈簧安全閥

415、井場裝置安全保護圖3.18井場裝置安全保護示意圖1246、井場裝置工藝計算（1）節流降壓計算井場裝置第一級節流閥的功能是調控氣井產量，故應在臨界狀態下操作。則其閥后壓力應為：

式中：P1—氣井采氣壓力（油管壓力），MPa（絕）。

P2—節流降壓后的壓力，MPa（絕）。426、井場裝置工藝計算（1）節流降壓計算井場裝置第一級節流125井場裝置第二級及以后的節流閥功能，是調控采氣管線的起點壓力，故應在非臨界狀態下操作，則其閥后壓力應為：（2）節流閥計算43井場裝置第二級及以后的節流閥功能，是調控采氣管線的起點壓126第四節集氣站工藝流程一、集氣站工藝集氣站工藝過程主要由匯集工藝、分離工藝、調壓工藝、計量工藝、防止生成水合物工藝、氣田水處理工藝、防腐工藝等六部分組成。44第四節集氣站工藝流程一、集氣站工藝集氣站工藝過程主要由127二、集氣站的分類1）按過程的溫度和相變分為常溫集氣站和低溫集氣站。在集氣站中如果需要控制天然氣中的水露點和烴露點，以及天然氣有足夠的壓差可利用時，集氣站一般采用低溫集氣站的形式，反之采用常溫集氣站。2）按站轄井數分為多井集氣站和單井站。集氣站一般管轄的井數都在10口井左右，故常稱為多井集氣站。如果只處理一口井的天然氣稱之為單井站。45二、集氣站的分類1）按過程的溫度和相變分為常溫集氣站和低128三、集氣站工藝流程1、常溫多井集氣流程對于凝析油含量不多（滿足天然氣外輸烴露點要求）的天然氣，只須在礦場集氣站內進行節流調壓和分離計量等操作，就可以輸往用戶了。在這種情況下，可以采用常溫分離的集氣站流程，以實現各氣井來的天然氣匯集，滿足集氣管線輸壓的要求。46三、集氣站工藝流程1、常溫多井集氣流程對于凝析油含量不多129（1）常溫分離多井集氣工藝流程圖3.19常溫分離多井集氣工藝原理圖（氣液兩相分離）47（1）常溫分離多井集氣工藝流程圖3.19常溫分離多井130（2）常溫分離多井輪換計量流程圖3.20中壓多井集氣站輪換計量原理流程圖48（2）常溫分離多井輪換計量流程圖3.20中壓多井集氣站輪1312、低溫分離集氣站流程外輸天然氣常常需要控制天然氣的烴露點，此時，需要采用低溫分離。（1）低溫分離的目的（2）制冷方法直接膨脹制冷法（節流閥制冷）、冷劑制冷法（丙烷制冷）和聯合制冷法（節流閥制冷+丙烷制冷）三種。492、低溫分離集氣站流程外輸天然氣常常需要控制天然氣的烴露132（3）低溫分離集氣站流程①多井集氣：包括各單井高壓天然氣進集氣站后氣液分離、計量。②低溫分離：包括注入水合物抑制劑、氣體預冷、節流制冷、低溫分離、凝液回收。③凝液處理：包括凝析油穩定，油醇分離，凝析油儲存及輸送，抑制劑富液再生貧液與循環使用。④含醇污水預處理系統50（3）低溫分離集氣站流程①多井集氣：包括各單井高壓天然133511343、常溫分離與低溫分離的選擇低溫分離工藝多用于天然氣中凝析油回收和天然氣脫水。4、集氣站工藝計算（1）物料平衡計算。（2）熱平衡計算。（3）水合物抑制劑循環量計算。523、常溫分離與低溫分離的選擇低溫分離工藝多用于天然氣中凝1355、集氣站的安全保護（1）進出站場的天然氣總管上設置緊急截斷閥，截斷閥采用氣動或氣液聯動球閥，設置閥組區，與工藝裝置區用防火墻隔斷，確保事故發生時能迅速截斷氣源。

（2）站場內凡是有壓力變化的系統，在低一級壓力系統必須設置安全泄放閥對其保護。同一壓力等級的幾臺設備，當與其連通的匯管之間無截斷閥隔開時，可在匯管上設置安全閥；當設有截斷閥時，則每一組設備系統須分別設置安全閥。535、集氣站的安全保護（1）進出站場的天然氣總管上設置緊急136（3）安全閥宜采用彈簧式或先導式。泄放介質為液體時，可采用微啟式彈簧安全閥；泄放介質為氣體或氣液混相時，應采用封閉全啟式彈簧安全閥或先導式安全閥。（4）泄放氣體的排放應符合GB50183《石油天然氣工程設計防火規范》的規定。（5）站（場）內天然氣系統應設有緊急放空閥。放空閥的設置應符合GB50183《石油天然氣工程設計防火規范》的規定。54（3）安全閥宜采用彈簧式或先導式。泄放介質為液體時，可采137（6）站（場）內需要定期檢修的設備，應按系統分組設置進、出氣體（液體）截斷閥，在進、出截斷閥之間設置檢修放空閥，該閥一般不大于50mm。放出氣體應納入同級壓力的放空管線。（7）對帶有液烴的氣體放空管線，在進入火炬之前應設分液罐。55（6）站（場）內需要定期檢修的設備，應按系統分組設置進、138第五節礦場增壓站一、氣田天然氣增壓目的和方法1、增壓目的（1）滿足集輸管網對輸送壓力的需求（2）滿足天然氣凝液回收時對壓力的要求56第五節礦場增壓站一、氣田天然氣增壓目的和方法1、增壓目1392、氣田增壓的特點（1）增壓站的社會依托條件差（2）介質不清潔（3）工況差（4）分散、規模小3、增壓方法（1）壓縮機增壓法（2）高、低壓氣壓能傳遞增壓法572、氣田增壓的特點（1）增壓站的社會依托條件差3、增壓方1404、壓縮機及驅動機選型（1）往復式壓縮機氣源不穩定或氣量較小的低壓天然氣增壓。高壓注氣和高壓氣舉。壓比較高的天然氣增壓。（2）氣源比較穩定、氣量較大，壓比不大時，宜選用適合氣田氣的離心式壓縮機。（3)氣量較小、進氣壓力比較平衡時，可選用螺桿式壓宿機。當氣質較貧時，可選用噴油螺桿式壓縮機。4）壓縮機的驅動機可選用電動機或燃氣機。當氣田附近有經濟、可靠的電源，宜采用電動機驅動；在無電或電力供應不可靠的地區，往復式壓縮機采用燃氣發動機驅動，功率較大的離心式壓縮機宜采用燃氣輪機驅動，余熱加以利用。584、壓縮機及驅動機選型（1）往復式壓縮機氣源不穩定或氣量1415、增壓方式和順序目前應用較多的增壓方式主要是集氣站增壓和處理廠集中增壓兩種。若采取處理廠集中增壓方式，增壓裝置設在處理裝置之前通常簡稱前增壓，增壓裝置設在處理裝置之后則簡稱后增壓。采用何種增壓方式，應根據處理廠內工藝裝置設置要求經綜合比較而定。595、增壓方式和順序目前應用較多的增壓方式主要是集氣站增壓142二、氣田增壓站流程圖3.23氣田天然氣增壓燃驅站工藝原理流程圖60二、氣田增壓站流程圖3.23氣田天然氣增壓燃驅站工藝143第六節礦場脫水站天然氣含有H2S、CO2時，H2S、CO2與水形成具有很強的腐蝕性的酸對管道造成腐蝕；為了解決天然氣在集輸過程中腐蝕問題，因此，在氣田內部常常建立天然氣脫水站脫出天然氣中的水，采用干氣輸送，從而避免天然氣在集輸過程中的腐蝕。1、低溫分離法2、溶劑吸收法脫水2、溶劑吸收法脫水3、固體吸附法脫水61第六節礦場脫水站天然氣含有H2S、CO2時144第七節清管1、清管的目的1）管道竣工后，投產前清除管內的污物2）管線運行一段時間后清除管內的一些污物3）在對新建管道進行水壓測試后，清除水分；62第七節清管1、清管的目的145二、清管工藝對于長度大于50km的集氣干線則應根據集氣工藝、氣質特點、地形條件、適當考慮線路中間增設發送、接收站的裝置；

圖3.24采用清管閥工藝流程圖63二、清管工藝對于長度大于50km的集氣干線則應根據集氣工146圖3.25采用簡易清管裝置工藝流程圖64圖3.25采用簡易清管裝置工藝流程圖147圖3.26采用清管發球筒工藝流程圖①當集氣管道公稱通徑≤DN100時，推薦采用清管閥或簡易清管裝置。②當集氣管道公稱通徑＞DN100時，可采用清管收發球筒或清管閥。65圖3.26采用清管發球筒工藝流程圖①當集氣管道公稱通徑≤148第八節我國典型的氣田集氣工藝系統一、高含硫氣田1、龍崗氣田龍崗氣田天然氣中H2S含量為4.52%（體積分數），CO2含量為6.07%（體積分數），屬于高含硫氣田。設計關井壓力50MPa，一級節流閥后高壓管線設計壓力為27.5MPa，二級節流閥后設計壓力與采、集氣管線一致，采用9.9MPa。66第八節我國典型的氣田集氣工藝系統一、高含硫氣田1、龍崗149氣田內單井至集氣站采用氣液混輸工藝，即：各單井原料氣經節流、加熱、再節流后，由采氣管線氣液混輸至集氣站或集氣總站，再進入凈化廠集中處理。對于單井水氣比大、采氣管線長的井站采取單井分離、氣液分輸工藝，即：各單井原料氣經節流、加熱、節流、分離后，氣液分輸至集氣站。集氣干線、采氣管線均采用保溫方式。采氣管線、集氣干線采用L360NCS管材。集氣管網采用多井集氣濕氣混輸工藝。67氣田內單井至集氣站采用氣液混輸工藝，即：各單150集氣管網系統設計壓力為9.9MPa。正常生產時，井口采用水套加熱爐加熱防止水合物的形成；冬季和開停工工況下，可利用緩蝕劑注入口加注抑制劑防止水合物形成。井口采用連續加注緩蝕劑防止H2S和CO2對管線的腐蝕。氣田水在各集氣站或產水量較大的單井站采用低壓閃蒸后，密閉管輸至回注站回注于地層。根據龍崗氣田的氣田水富含H2S、CO2、Cl-和礦化度高等特點，氣田水輸送管線采用鋼絲網骨架增強聚乙烯塑料連續復合管，接口處采用金屬卡套連接。68集氣管網系統設計壓力為9.9MPa。正常生產時151在龍崗凈化廠中央控制室設置SCADA系統監控中心。各單井站設置PLC；集氣站設置站控系統，遠控閥室、氣田水回注站設置RTU。69在龍崗凈化廠中央控制室設置SCADA系統監控中1522、普光氣田該天然氣為高含硫天然氣，H2S含量為14.14%.（體積分數），CO2含量為8.63%（體積分數），有機硫含量為340.6mg/m3。普光氣田采用氣液混輸工藝，集氣站和井口天然氣不脫水，氣液混輸到凈化廠進行處理。由于集氣管線內為高含硫酸性氣體，選用國外生產的專用抗硫管材，主要有鎳基合金、鎳基復合鋼、不銹鋼復合鋼，抗硫碳鋼管材等。這些管材除應滿足力學性能外，