普光气田地面集输工程工艺专业要点归类
普光气田地面集输工程前20亿产能工艺专业要点归类
2 目录
第一章 项目开展的必要性与意义 ................................................ 1
第二章 工艺专业要点归类 ................................................................ 2
一、站内管道信息归类 ...................................................................... 2
1、站内管道流体介质的分类 ...................................................... 2
2、站内管线材质的分类 .............................................................. 2
3、站内压力等级划分 .................................................................. 3
4、站内管道的公称直径与外径的对应关系 .............................. 5
5、站内管道壁厚的归类 .............................................................. 6
二、站内阀门信息归类 ...................................................................... 8
1、阀体通径 .................................................................................. 8
2、阀体承压等级 .......................................................................... 9
3、阀体材质 .................................................................................. 9
三、其他信息归类 ............................................................................ 10
1、在设计图纸中对管道详细信息查询 .................................... 10
2、流程图图例归总 .................................................................... 10
3、站内部分设备位置 ................................................................ 11
4、压力表单位的换算 ................................................................ 11
第三章 结论与认识 ............................................................................ 13
1 第一章 项目开展的必要性与意义
普光气田天然气高含硫化氢（13％～18%）和二氧化碳（8％～10%），在国内开发无先例，集气站的设计理念及使用材料与常规气田有较大区别，由于前20亿产能投产在即，为便于职工快速的掌握站场工艺流程里管线、阀门等设备的基本参数和技术要求，对这些设备按照一定规律进行归类汇总，是必要的。
2 第二章 工艺专业要点归类
一、站内管道信息归类
1、站内管道流体介质的分类
在站场现场的建设过程中，我们可以通过施工单位写在管线上的管段号来掌握该段管线的具体作用，这样我们就可以在建设过程中先熟悉流程，熟悉不同部位管道的具体作用。现场的管段号一般都比较长，但是我们只需从管段号的开头字母就可以看出该管段在日后生产中流过的是什么介质，下面就管段号开头字母的含义进行总结：
CI：流体介质为缓蚀剂
DR：流体介质为酸液
F：流体介质为放空酸气
FG：流体介质为燃料气
IG：流体介质为仪表风
M：流体介质为甲醇
PS：流体介质为工艺酸气
2、站内管线材质的分类
由于高含硫化氢气田的特殊性，集气站对管线材质的选择也通过了大量论证得到的，与常规气田单一的管线材质相比较，普光气田的管道材质更具多样性，通过对图纸的熟悉，对站内管道材质的划分可以按使用位置分为以下几类： 3 INCOLOY825：井口到加热炉一级加热前的酸气管道
L360QCS:站内加热炉二级加热之后的酸气、酸液管道（注：DN500的管线为L360MCS）
316L：药剂加注管道
A333.Gr6:放空管道
20#：燃料气及仪表风管道
L245：站外燃料气过站管线
其中比较特殊的情况有三处，一是加热炉到汇管之间管线上的燃料气吹扫口的管线，这部分管线通过的介质是燃料气，但管道材质是A333.Gr6；二是收球筒和发球筒上的燃料气吹扫管线，这部分管线通过的介质也是燃料气，但以管道上的截止阀为起点，收、发球筒筒体为终点，这段管线的材质也是A333.Gr6；三是分酸分离器的酸液管线，材质也是A333.Gr6。
3、站内压力等级划分
站内压力等级是以管道内流体介质的压力进行划分的，根据井口压力和出站压力这两个参数，集气站设置了3级节流，站内主要工艺流程的压力等级就根据节流点划分为四个压力等级，即70Mpa、30Mpa、22Mpa、11Mpa。比较特殊的地方是井口笼套式节流阀到井口镍基闸阀之间的管道，压力等级定为了40 Mpa。这一管段的压力等级定为40
Mpa，不是因为使用了闸板阀进行节流（闸阀不能用做节流），而是因为在最初的设计中，这里是一个紧急切断阀，考虑到在井口紧急截断 4 阀与这个紧急截断阀同时作用时，井口笼套式节流阀两端的压力会达到平衡，从而导致这一段管线内介质的压力升高，所以考虑了高一级别的压力等级。现在用闸阀代替了紧急切断阀，这一管段高出一个压力等级的作用性就不大了。再加上燃料气管线，和放空管线的压力等级，站内管道的压力等级可以归纳为以下几种：
1、采气树压力等级为70Mpa
2、井口笼套式节流阀到井口镍基闸阀之间的压力等级为40 Mpa，实际操作压力为19～28 Mpa
3、井口镍基闸阀到加热炉一级节流阀之间的压力等级为30 Mpa，实际操作压力为19～28 Mpa
4、加热炉一级节流阀到二级节流阀之间的压力等级为22 Mpa，实际操作压力为11～19 Mpa
5、加热炉二级节流阀以后的流程，压力等级为11 Mpa，实际操作压力P301集气站8.5～8.7 Mpa，P302集气站8.6～8.8 Mpa，P303集气站8.9～9.1 Mpa
6、放空管线的压力等级从放空管线的某阀门为界（自控放空以限流孔板后的闸阀为界，安全阀放空以安全阀为界，手动放空以截止阀为界），前面与该流程的压力等级相同，后面的压力等级为1.6 Mpa，实际操作压力为0.8 Mpa
7、站内燃料气管线的压力等级为1.6 Mpa，实际操作压力为0.6～0.8 Mpa。
8、甲醇、缓蚀剂加注管道的压力等级与加注口所在管线的压力 5 等级相同。
井口节流、加热炉一级节流后管道的实际操作压力给的是一个比较大的范围，仅供参考。需要特别记忆的就是加热炉二级节流阀后流程的实际操作压力，这个压力就是以后生产准确的操作压力。主要规律是上游站比下游站高，具体数据需要按单站记忆。
4、站内管道的公称直径与外径的对应关系
公称直径（通径）又称平均外径，这是缘自金属管的管璧很薄，管外径与管内径相差无几，所以取管的外径与管的内径之平均值当作管径称呼。公称直径是接近于内径，但是又不等于内径的一种管子直径的规格名称，在设计图纸中所以要用公称直径，目的是为了根据公称直径可以确定管子、管件、阀门、法兰、垫片等结构尺寸与连接尺寸，公称直径采用符号DN表示，所以谈到公称直径主要是和管道的外径有一定关系，不考虑管道壁厚的影响，是一个比外径小的整数单位。在我们集气站主要使用的管道公称直径与管道外径的关系主要有以下几类：
DN500对应的管道外径为508mm
DN400对应的管道外径为406.4mm
DN300对应的管道外径为323.9mm
DN250对应的管道外径为273.0mm
DN200对应的管道外径为219.1mm
DN150对应的管道外径为168.3mm 6 DN100对应的管道外径为114.3mm
DN80对应的管道外径为88.9mm
DN50对应的管道外径为60.3mm
DN25对应的管道外径为33.4mm
DN15对应的管道外径为21.3mm
5、站内管道壁厚的归类
在前20亿产能的3个集气站中，我们主要使用管材的管径及壁厚按材质划分，可分为以下几种：
（1）INCOLOY825：Φ114.3×17.5、Φ114.3×14.2、Φ88.9×11.0、Φ33.4×6.3
（2）L360QCS：Φ406.4×20 .0、Φ406.4×17.5、Φ323.9×17.5、Φ323.9×14.2、Φ273.0×14.2、Φ219.1×12.5、Φ168.3×10.0、Φ60.3×6.3、Φ33.4×5.0
（3）L360MCS: Φ508×22.2
（4）A333.Gr6：Φ273.0×7.0、Φ168.3×11.0、Φ168.3×6.0、Φ114.3×17.5、Φ114.3×8.8、Φ114.3×4.5、Φ88.9×8.0、Φ88.9×4.5、Φ60.3×6.3、Φ33.4×5.0
（5）316L：Φ33.4×6.3、Φ33.4×5.0
（6）20#：Φ219.1×6.3、Φ114.3×4.5、Φ88.9×4.5、Φ60.3×4.5、Φ33.4×4.5、Φ21.3×4.0
（7）L245：Φ219.1×6.3、Φ114.3×4.5
普光气田集气总站段塞流捕集装置研究与设计
普光气田集气总站段塞流捕集装置研究与设计
张军
【摘 要】普光气田集气总站在批处理作业时存在大量段塞流,给净化厂的生产带来较大的影响,在集气总站合理选择和增设一套段塞流捕集装置,可确保集气总站和净化厂的安全运行.文章用OLGA软件模拟计算了管段正常生产和批处理工况下的段塞流量,在此基础上,结合集气总站目前的布局,合理选择与应用了段塞流捕集装置,较好地解决了工程问题.
【期刊名称】《石油工程建设》
【年(卷),期】2015(041)003
【总页数】4页(P58-61)
【关键词】普光气田;段塞流捕集装置;批处理;数值模拟;OLGA
【作 者】张军
【作者单位】中石化石油工程设计有限公司,山东东营257026
【正文语种】中 文
1.1 原设计情况
普光气田采用全湿气加热保温混输工艺，采出气集中输送到集气总站的生产分离器分水，分出的生产污水经污水缓冲罐和污水汽提塔汽提后送至污水站处理后回注，含饱和水蒸气的酸气送至净化厂。设计污水来源主要为凝析水和地层水，其中凝结水量为5 m3/100万m3天然气，中部井站地层水量为5 m3/100万m3天然气，边缘井站地层水量为40 m3/100万m3天然气，按照配产，边缘井站的地层水量总共98 m3/d，集气总站污水量共计约为500 m3/d。边缘井站设计了3套井口分水分离器，其他井站预留了井口分水分离器位置，根据井站出水情况以后可增设井口分水分离器。
集气总站共设置4台生产分离器，负责普光气田4条主干线送来的酸气的分离和计量，4条干线的酸气一对一进入4台生产分离器分离和计量，1#和2#干线酸气汇合为一路管汇到净化厂西区，3#和4#干线酸气汇合为一路管汇到净化厂东区，两路管汇之间由阀门连通。集气总站设计流程见图1。
1.2 生产状况
气井投产以来，部分气井已开始产出游离水，在正常生产情况下，集气总站生产分离器处理的气量和液量见表1。
由表1可知，1#生产分离器的产液量最多，为170 m3/d，进入生产分离器的液量为0.12 m3/min，而生产分离器最大排液量为1.5 m3/min，生产分离器运行正常，不会出现原料气携液量短时间内急剧增加的现象，净化厂的两级分离器液位正常。
复杂山地气田湿气集输工艺探讨
第３０卷第１１期（２０Ｉ１．１１）（集输处理）
复杂山地气田湿气集输工艺探讨
李德选 王雪强 李文广
中国石化中原石油勘探局勘察设计研究院
摘要：国内复杂山地高含硫天然气的开发规模不断扩大，地面集输系统处于高压、高含
硫、高腐蚀工况条件下，加大了运行风险。为提高气田地面集输系统的适应性，确保气田安全
平稳运行，针对不同气田气井产出物的种类、湿气定义及复杂山地特型管网形成的流体流态、
可能产生的危害进行分析论证认为；含游离水天然气持液率对湿气集输工艺流体不利流态的形 成具有较大影响；复杂山地集输管道敷设方式所形成的特型管段结构会形成液相沉积，对管道
安全运行影响较大；湿气持液率小于５％的湿气集输，液相水对集输工艺安全运行的影响可以忽 略不计；湿气持液率大于５％的湿气集输工艺宜采用气液分相分输工艺。
关键词：复杂山地；湿气分类；集输工艺；分相分输工艺；高含硫气田
ｄｏｉ：］Ｏ．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．］００６—６８９６．２０１１．１ｌ＿０２７
我国已开发气田气井产出物多数属于含烃类天
然气，很少有游离水，现行设计规范中以重烃的比
例给出了湿气的概念 ，以此进行的集输工艺设计
可以满足含烃类天然气的正常生产。但是随着复杂
山地高含硫气田的开发，气井产出物属于含硫和游
离水天然气，地面集输系统处于高压、高含硫、高
腐蚀工况条件下运行，加大了运行风险。为确保气
田安全平稳运行，对地面集输工艺设计提出了更高
要求。现就复杂山地条件下持液率、管网敷设形式
及工艺流程对气田地面湿气集输系统的影响进行初
步探讨。
１ 气井产出物的分类与流体流态
气井产出物的组成是确定地面集输工艺管道流
态的重要依据，管道流态是地面集输＿Ｔ艺进行工艺
计算的基本数学模型。天然气从地层开采出来时一
般压力较高，而且产出物中不同程度地含有游离
水、凝析油、硫化氢、二氧化碳，以及一些岩屑、
砂粒等机械杂质，需要进行必要的处理以达到商品
涉酸管线厚壁管道射线探伤技术
涉酸管线厚壁管道射线探伤技术浅谈
摘要：在普光气田大湾区块地面集输工程的建设中，站外集输系统涉酸管线采用了壁厚较大的管道。由于壁厚较大，使得无损检测的难度增加。通过选用合适的射线源以及采用合理的探伤技术参数，不仅提高了探伤效率，而且保证了大壁厚管道焊口的无损探伤质量。
关键词普光气田；涉酸管线；焊口伤；双壁单影；γ射线
中图分类号：tu74 文献标识码：a 文章编号：
前言
在普光气田大湾区块地面集输工程的建设中，由于输送的天然气中含有有毒物质，集输系统管线采用了壁厚较大的管道，例如dk01-d402管线采用的管道规格为φ508×22.2mm，d402-d403管线采用的管道规格为φ457×28mm。在管道焊口的实际检测中，采用了100%超声波和100%射线的检测比例。由于焊口壁厚较大，加上工程实际中的弯头、连头很多，只能采用双壁单影的透照方式，从而在很大程度上增加了射线探伤的难度。本文以φ457×28mm管道焊口的射线探伤为例，通过选用合适的射线源以及正确的探伤技术参数，不仅提高了探伤效率，而且确保了大壁厚管道焊口的无损探伤质量。
1、射线源的选择
普光气田大湾区块地处山区地段，弯头和连头较多，射线探伤时可采用管道爬行器单壁透照的焊口较少，大部分焊口要采用双壁透照，透照厚度达到了56mm，使用x射线机探伤的效率极低，无法满足工程进度的需要，另外由于x射线机在探伤中长时间处于高负荷运转状态，因此设备的故障率极高。这些原因使得x射线机无法单独完成厚壁管道焊口的射线探伤。考虑到γ射线源透照厚度大、穿透能力强、设备故障率低等优点，我单位多次向建设单位提交了使用γ射线源申请报告，最终获得了有条件的使用。
2、γ射线现场检测技术要点
2.1γ源强度的选择
根据以往的探伤经验，对于透照厚度ta≥20mm~25mm时，选用源强50ci左右，当ta≥25mm~ 30mm时，选用源强65ci左右，当ta≥30㎜~40㎜时，选用源强80ci左右。我们在φ457×28mm的射线探伤时选用的最初源强为90ci。
段塞流捕集装置在气田的应用
设备管理与维修2019翼2（下）段塞流捕集装置在气田的应用张广晶，王贵波，辜满，刘国洞（中原油田普光分公司采气厂，四川达州636156）摘要：普光气田集气总站在批处理作业时产生的段塞流，给下游净化厂稳定生产带来影响，通过对不同类型的段塞流捕集装置的对比分析，在集气总站增设了一套容积式段塞流捕集装置，解决了批处理情况下原有生产分离器分离能力不足的问题，保证了集输系统和净化厂的安全平稳生产。在装置运行过程中也出现了入口管段积液、排液管线堵塞、液位检测不准等问题，针对问题提出预防、解决措施和建议。关键词：气田；集气总站；捕集装置；应用中图分类号：TE54文献标识码：BDOI：10.16621/ki.issn1001-0599.2019.02D.690引言普光气田是中国目前发现的最大规模海相整装高含硫气田，地面集输工程采用全湿气加热保温混输工艺，采出天然气分4条线输送至集气总站，经对应生产分离器分水后，含硫天然气分2条线进入净化厂东、西区进行处理，前端4条线间和进净化厂2条线间设连通阀，集气总站流程见图1。分离出来的污水经污水缓冲罐、污水气提塔气提后送至污水处理站处理达标的后回注。地面集输系统2009年投产以来，生产运行基本正常，随着其他开发的不断深入，气井产能下降、产液量增加、分离器效率下降带来的弊端逐渐显现，特别是缓蚀剂批处理清管期间，形成的段塞流短时间内进入生产分离器，据统计清管时液量超过200m3，估计最大段塞流量100m3，由于分离器容量、排液能力不足，使得原料气携液量短时间内急剧增加，加入下游天然气净化装置，超出净化装置前端过滤器的过滤聚结能力，含液酸气进入脱硫单元胺液系统，污染胺液，对净化厂的生产造成很大影响。针对上述问题，在集气总站增设段塞流捕集装置，消除段塞流造成的向净化厂带液的问题。1段塞流捕集装置对比与选型1.1段塞流捕集装置型式段塞流捕集装置在工艺流程中一般位于油气处理厂前端集气装置，用于有效捕集和分离管道输送气相中的固液杂质，消除和减小段塞流对装置的冲击。国内外油气田集输工艺中，常见的段塞流捕集器一般可分为容器式、多管式和容积式。（1）容器式段塞流捕集器。容器式段塞流捕集器通常型式有卧式和立式，卧式更为常见，结构与卧式分离器类似。由单罐或多罐、缓冲板、捕雾器等组成，气相出口一般设有捕雾器，提高液滴捕捉分离效果；液相出口一般设有防涡器，避免气体混入液体排出。（2）多管式段塞流捕集器。多管式段塞流捕集器一般由分流器、段塞分离段、段塞收集段和段塞储液段、立管和沉液管以及平衡管束等组成，各个管段在坡度和长度上有所不同，在特定情况下还会设置没有坡度的积液管段，用于液液分层和储液，各个管段常用标准直径的钢管制造。（3）容积式段塞流捕集装置。容积式段塞流捕集装置是在传统容器式捕集器基础上改进而来，主要包括段塞流缓冲器、段塞流储液器、控制系统等。段塞流缓冲器缓冲段塞流冲击能量，进行气液分离，气相从出口外输，液相进入储液器。储液器仅作液体储存，不承担气液分离任务，可以大大提高储液器的容积系数。1.2段塞流捕集装置的比选国际上通常推荐段塞量在100m3以下选用容器式、容积式段塞流捕集器，较大段塞情况下多选用多管式段塞流捕集器。3种型式段塞流捕集器对比见表1。表1段塞流捕集装置对比项目容器式多管式容积式分离效率气液分离效率高气液分离效率较低气液分离效率高处理量较小，一般100m3以下较大，能处理数千方的段塞量较小，一般100m3以下占地面积较小较大较小设备投资较大较小较大运输安装可在工厂预制撬装，现场安装时间短方便运输，现场焊接安装工作量大可在工厂预制撬装，现场安装时间储液能力较小较大
普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术
第３１卷第７期（２０１２．０７）（生产管理）
普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术
刘德绪 王晓霖 龚金海 中原石油勘探局勘察设计研究院
摘要：管道腐蚀影响因素众多，就普光集输管道而言，高含硫天然气介质引发的内部腐蚀
问题最为突出。腐蚀泄漏风险是反映腐蚀失效概率和泄漏危害的综合指标，针对普光高含硫天 然气集输特点，建立集输管道腐蚀泄漏风险评估模型，普光气田投产之初对集输管网进行了腐
蚀风险评价，分析工况条件下的腐蚀风险和趋势，制定缓蚀剂、腐蚀监测、智能检测、积液检 测和阴极保护的腐蚀综合控制方案，并在生产过程中不断优化。同时，成立技术保障站，专门
负责集输系统腐蚀管理，严格执行腐蚀控制方案和作业规程。气田投运一年半以来，集输管道 平均腐蚀速率为０．０５９ ｍｍ／ａ，腐蚀风险相对较低，腐蚀控制方案有效。
关键词：高含硫天然气；集输管道；腐蚀风险；腐蚀控制
ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—６８９６．２０１２．７．０４０
普光气田天然气高含Ｈ。Ｓ和ＣＯ。，酸性天然气
具有极强的腐蚀性，对集输系统的安全运行构成严
重威胁；同时，气田地形复杂、人口稠密，腐蚀泄
漏后果严重 。普光气田采用湿气集输工艺，管道 长期处于高硫、高碳及高压的运行工况环境下，腐
蚀行为复杂 。科学评价腐蚀风险、采取有效方法
控制系统腐蚀是普光气田集输系统运行管理的重要 内容。
１管道腐蚀风险评估
１．１腐蚀影响因素 管道腐蚀影响因素众多，就普光集输管道而
言，高含硫天然气介质引发的内部腐蚀问题最为突
出 。在高压、高硫及多介质共存的集输工况条件
下，管道内腐蚀影响因素主要有：①天然气高含 Ｈ。Ｓ和Ｃ０ （Ｈ Ｓ平均含量为１５．１６％，ＣＯ 平均含量
为８．６４％），介质ｐＨ值较低，化学腐蚀相对严重；
②高压、高硫环境，增加了管道硫化物应力腐蚀风
险；③介质中的氯离子浓度、矿化度变化影响腐蚀 速率；④湿气集输过程中，凝析水析出在管道低
煤层气地面集输工程技术规范
煤层气地面集输工程技术规范
概述
随着我国能源需求不断增长，煤层气这种清洁能源正在逐步成为重要的能源来源。为了更有效率地开发和利用煤层气，需要对其进行集输。地面集输工程是指将煤层气井口的原煤层气进行收集、储运处理、封闭储存等操作，最终输送到燃气用户终端的过程。本文将就地面集输工程技术规范进行介绍。
技术规范
工程设计
气体采集系统
1. 采气区域确立
开发煤层气就要确定采气区域。采气区域只有在开采经济合理，气氛平稳等条件满足下方可确定。
2. 采气井确定
一定量的煤层气需要通过采气设施收集。采气井的确定需要考虑多方面因素，例如地质条件、地下水文地质条件、井口位置等。
3. 气体收集系统组成
在确定采气井之后，需要确定气体收集系统，从而将气体输送到气体处理设施。气体收集系统通常由管道、仪表及控制系统等组成。 煤层气处理装置
1. 煤层气处理装置应采用现代化技术和设备进行建设。
2. 根据地质条件和煤层气的特性，选择适宜的煤层气处理技术和工艺。
3. 煤层气处理装置应具备操作简便、运行安全可靠等特点。
工程施工
1. 周边环境保护
在施工现场周边要设置“绿化带”，并进行复绿工作。施工过程中，要严格控制废气、废水和固体废弃物的排放。
2. 施工条件保障
施工过程中，应严格按照工程设计要求进行施工，并且保证施工过程中的安全。
工程验收
1. 安全评估
对煤层气地面集输工程进行安全评估，确保工程建设过程中的安全，以及工程性能达到设计要求。
2. 质量检测
对煤层气处理系统的经济效益、环境保护、能耗标准、安全标准、质量等方面进行专项检测。 总结
根据以上规范和要求，可以有效地开发和利用煤层气资源，提高能源利用效率，从而更好地为经济社会发展做出贡献。但在实际操作中，还需遵循其他法律法规的要求，以保证煤层气地面集输工程的运行安全、经济性、环保性、社会效益最大化。
普光集输站场安全放空系统技术研究
安全技术
备有酸液缓冲罐（０．９８ ＭＰａ）；既接入高压放空系统
又接人低压放空系统的设备有燃料气调压分配撬 块（其中撬内汇管ｓＰ ０．９８ ＭＰａ、燃料气分离器ｓＰ
３．９６ ＭＰａ、仪表风分离器ＳＰ ０．９８ＭＰａ），收发球筒
（ｓＰ １０．９８ ＭＰａ，手动放空线路接人低压放空系统）。
１。３火炬系统的设计 由于普光集输采取湿气输送工艺，放空的气
体可能携带腐蚀性液体。为降低管道酸气腐蚀，
放空管道应接入位于低位的火炬分液罐，经分液
处理后，气体经放空总管输至火炬。 在平面布置中，考虑热辐射及尾气排放的影
响，火炬应布置于站场生产区最小频率风向的上
风侧，且宜布置在站场外地势较高处。通过热辐
射计算，各站场火炬筒体中心与站场的距离应保
持８０ １１３以上，火炬头离站场地面高度为９０～１００
ｍ。该火炬设计可保证２０ ｍｉｎ事故排放时间内，对
集气站周围人群健康和植被不会带来不良影响。
区域常年平均逆温层距离地面小于１００ ＩＴＩ，放空火
炬的设计高度能使污染物免受逆温、大气局地环
流等不利气象条件的干扰，保证燃烧废气充分扩
散稀释，减轻对周围大气环境的影响。
集输火炬系统配置长明灯和电子高压电弧点 火系统，以保证放空气体能及时点燃。
１．４放空管线设计 对于普通天然气集输系统，在站场之间的管
线上设置紧急关断阀室，并且设置就地放空管
线。对于输送高含硫化氢气体线路阀室如何设
置，在Ｑ／ＳＨ ０２４５—２００９《高含硫化氢气田天然气集
输酸气设计》“线路截断阀室”一节中，没有强调要
设就地放空。考虑到硫化氢的剧毒性质，与普通
线路阀室不同，普光集输系统线路阀室不设就地
放空，只在站内进出站管线上设置放空管线，并入
站场火炬放空系统。
普光集输工程在出站管线ＥＳＤＶ紧急关断阀
后设置放空管线，同时在上游进站管线ＥＳＤＶ前后
设置放空管线。在站场问管道泄漏或进行检修
时，可从上游管道对下游管道进行吹扫，将管线内
油气田地面工程基础知识
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油气田地面工程基础知识
油气田开发中的内容，都是围绕如何使石油和天然气从油气层中顺利地流向井底，又从井底流到地面的一套地下工程技术措施。至于石油和天然气由油井流到地面以后，又如何把它们从一口口油井上集中起来，并把油和气分离开来，再经过初步加工成为合格的原油和天然气分别储存起来或者输送到炼油厂，这就是通常称之为“油田集输技术”和“油田地面建设工程”。其工作范围是以油井为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务。
8.1油气集输系统
把分散的油井所生产的石油、伴生天然气和其他产品集中起来，经过必要的处理、初加工，合格的油和天然气分别外输到炼油厂和天然气用户的工艺全过程称为油气集输。主要包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺。三级布站一般包括油井、计量站、接转站、集中处理站，如果从计量站直接到集中处理站，就叫二级布站。对于储量相对集中的油气田通常采用联合站的方式，联合站就是将集中处理、注水、污水处理及变电建在一起。
8.2油气处理系统
指对油气田所生产的原油和天然气进行原油稳定处理和天然气回收轻烃处理的初加工过程（图15）。经过油气处理后，油田基本实现了“三脱三回收，出四种合格产品”的目标，即原油脱气、脱水和拌生气脱油，回收污水、污油和轻油，产出稳定原油、干气、净化油田水和轻质油。
原油脱水：
从井中采出的原油一般都含有一定数量的水，而原油含水多了会给储运造成浪费，增加设备，多耗能；原油中的水多数含有盐类，加速了设备、容器和管线的腐蚀；在石油炼制过程中，水和原油一起被加热时，水会急速汽化膨胀，压力上升，影响炼厂正常操作和产品质量，甚至会发生爆炸。因此外输原油前，需进行脱水，使含水量要求不超过
0.5%。
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图15集中处理站流程图
8.3油田注水系统
利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力的措施称为注水。油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量将不断地被消耗，致使油层压力不断地下降，地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水。
缓蚀剂预涂膜技术应用于普光气田
第３１卷第７期（２０１２．０７）（生产管理） 缓蚀剂预涂膜技术应用于普光气田 陈广 薛军 中国石化中原油田普光分公司 摘要：缓蚀剂预涂膜采取２个清管球夹带缓蚀剂的方法对管道进行预涂膜，利用氮气推动清 管球，控制好清管球移动速度，达到涂膜均匀的目的 缓蚀剂预涂膜主要使管壁与缓蚀剂接触 ５～１０ Ｓ，在管道的内壁形成一层０．１ ｍｍ厚的保护膜，有效地阻止酸性气体对管道的腐蚀。缓蚀 剂预涂膜操作分为３个步骤：清管、柴油打底及预涂膜。管道缓蚀剂预涂膜技术有效地控制了普 光气田酸气管道的腐蚀，避免了腐蚀介质和管壁的直接接触，减缓管道的腐蚀速率，最大程度 地保护了管道，为管道的安全运行打下了坚实的基础。 关键词：高酸气田；集输管道；缓蚀剂预涂膜；应用 ｄｏｉ：１０．３９６９￣．ｉｓｓｎ．１００６—６８９６．２０１２．７．０４１ １ 工艺介绍 普光气田投产初期管线流体流速很大，组分变 化较大，同时气液混输的集输工艺会使得集输管线 腐蚀的速率大大增加。高压、高产及高含硫的三大 特点使得集输管线非常容易出现腐蚀穿孔等危险， 为确保气田的安全平稳生产，以及周边居民的生命 安全，需对集输管线进行缓蚀剂预涂膜作业。缓蚀 剂预涂膜采取２个清管球夹带缓蚀剂的方法对管道 进行预涂膜，利用氮气推动清管球，控制好清管球 移动速度，达到涂膜均匀的目的。缓蚀剂预涂膜主 要使管壁与缓蚀剂接触５～１０ Ｓ，在管道的内壁形 成一层０．１ ｌｒｌｍ厚的保护膜，有效地阻止酸性气体 对管道的腐蚀。 缓蚀剂预涂膜操作分为３个步骤：清管、柴油 打底及缓蚀剂预涂膜。清管主要是为了检测管道通 过情况以及清除管道内的积水、杂质，根据管道的 清洁情况决定能否进行缓蚀剂预涂膜和预涂膜的质 量；柴油打底主要是为了清洁悬浮管内铁锈、氧化 皮等杂质，形成底膜，有利于缓蚀剂的成膜效果， 提高缓蚀剂预膜的质量；预涂膜是通过特殊亲金属 性化学键作用，使缓蚀剂和管内金属表面强烈结 合，形成一层保护膜，化学键的另一端是疏水端， 隔绝腐蚀介质和管道内壁接触。 ２施工前的准备 ２．１缓蚀剂的筛选 ２００６年６月，针对样品的缓蚀剂评价试验结 果，与国内外三家缓蚀剂供应商进行缓蚀剂及相关 技术服务的技术交流。经过两轮的技术谈判，与各 服务商明确了缓蚀剂产品、现场缓蚀剂预涂膜的工 作范围及预涂膜效果的判定。２００８年８月，签订了 技术协议，确定了普光气田集输管道缓蚀剂预涂膜 所需缓蚀剂型号为ＷＥＳＴＣＯＲ ＣＩ一５４５。 ｗＥＳＴＣＯＲ ＣＩ一５４５是一种用于油气井的稳定 性强的阳离子薄膜胺类缓蚀剂，可以在管线上形成 黏性极强的薄膜，从而有效防止采出流体中硫化 氢、二氧化碳以及腐蚀性盐水造成的腐蚀。 ＷＥＳＴＣＯＲ ＣＩ ４５在清除沉淀物时去垢，具有起 泡少等特点。预涂膜缓蚀剂是一种高持久性的阳离 子胺缓蚀剂，主要由季铵烷基吡啶氯化物组成。 ２．２柴油、缓蚀剂需求量 ２．２．１ 缓蚀剂预涂膜用量 考虑到主管线和支线的三通处会在段塞滞留部 分缓蚀剂，故需要增加缓蚀剂和柴油的加注量，缓 蚀剂用量计算公式为 Ｑ＝Ｋ １ＨＬ＞：１０。＋Ｑ１ （１） 式中Ｋ为附加量系数，一般为１．１５；Ｑ为缓 蚀剂使用量（Ｌ）；Ｄ 为管道内径（ｍｍ）；Ｈ为缓 释剂成膜厚度，一般为０．０７６—０．１２５（ｍｍ）；Ｌ为 管道总长度（１Ｔｉｍ）；Ｑ 为管线上支管段三通、排 污口等容积（Ｌ）。 根据公式（１）计算两段管道批处理缓蚀剂用 量合计为ｌ １５０Ｌ。 ２．２．２柴油用量 首先进行柴油打底，之后预涂膜时柴油与缓蚀 剂用量为１：１，故柴油用量为２ ３００Ｌ。 ２．３清管器的准备 管道缓蚀剂预涂膜需要ＤＮ４００ ｍｍ、ＤＮ５００ ｍｍ 钢刷清管器各６个、前导向清管器各２个、后成膜 清管器各２个，分别拉运到Ｐ３０３集气站和Ｐ３０２集 油ｌｌ‘田地面工程（ｈＬ－￣ｃｐ：／／、 ＾＾，．ｙｑｔｄｍｇｃ．ｃ。ｍ）
油田集输系统技术
油田集输系统技术
在现代油田开发中，集输系统技术是很重要的一个领域。其目的是将产生的油气通过管道输送到加工厂、分输站或终端客户。在本文中，我们将深入了解油田集输系统技术。
概述
油田集输系统可以包括几个方面的技术，如：
• 管道设计和施工
• 管线监测与维护
• 质量检测和管道清洗
• 节能减排和环境保护
在实际应用中，一般采用多种技术相结合的方式。下面我们将进一步介绍这些技术。
管道设计和施工
油气管道的设计和施工是整个集输系统中最基础的技术。它涉及到的因素非常多，如管道材料、管道直径、管道长度、施工工艺等。下面的几点是设计和施工中需要着重考虑的因素：
管道材料
目前油气管道中常使用的材料有钢、玻璃钢、塑料等。这些材料各有其优缺点，根据不同的工况选择合适的材料非常重要。 管道直径
管道直径是根据输送流量和输送距离来计算的，通常直径越大，传输流速越慢，所需要的泵的数量也就越少。但同时也意味着材料成本更高。
管道长度
管道长度是根据输送距离和地形地貌来计算的。一般来说管道越长，误差也就越大，需要格外注意。
施工工艺
管道的施工是非常繁琐的，一般要经过几个步骤，如开挖沟槽、安装管道、安装阀门和管道接头、封堵焊接等。每个步骤都需要有专业的技术和技能，以确保管道的施工质量。
管线监测与维护
在集输系统中，管道的监测和维护是至关重要的。这个过程需要包括以下内容：
管道监测
通过各种检测手段对管道进行监测和检验，这包括流量监测、温度检测、压力监测、自动泄压等。可以采用无人机、遥感、摄像头等技术对管道进行监测和巡检，及时发现管道破损、泄漏等异常情况。 管道防腐
管道的防腐处理对保证其使用寿命非常重要。现在有很多防腐方法，如外防层涂覆、电缆加热等。
管道维护
针对发生的各种异常情况，及时开展维护工作，如清洗、除锈、补漏等，以确保管道的稳定运行。
质量检测和管道清洗
针对油气管道内腐蚀、结垢等问题，需要开展清洗和质量检测工作。