大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制
大牛地气田输气干线在线清管技术浅析
2018年05月而能够有效的实现油气田生产全过程检测以及监督管理的最终目标，同时加入计算机联网以及通讯，通过与专家系统相互连接，能够科学的把控油气田安全生产，并实现油气田生产智能化。
通过将SCADA 系统英语到油气田生产当中，通过无人值守对油气田生产作业进行把控，从而在缩减劳动力度同时提升生产效率，实现利用较少的人员实现井下安全生产。
除此之外，可对油气田的所有的油气井的分布状况给予全方位的监督以及管控，有效的避免人工巡检存在的不足，从而实现安全隐患的及早排查，通过远程把控的形式，防止安全事故的发生。
有效的确保油气田生产的安全，提升安全生产整体质量。
油气田生产领域SCADA 系统的控制功能，可以完成对抽油机井监控的同时提升生产效率，并实施监控采气井生产运行状况，油井自动计量系统的管理，注水系统的管理，油气水分离系统的监测和管理，联合站消防系统的管理，原油外输装置的数据采集和控制等，基本实现了油气田生产的自动化，达到预期的生产效率。
油气田生产物联网技术的应用，实时监测油气田生产现场的设备和实施，并将采集到的生产数据输送至控制中心，通过集中的控制和管理，进行远程的操作，提高油气田生产的智能化程度，与传统的人工管理进行对比，一旦发现危险隐患，能够立即远程控制，避免给油气田生产带来巨大的危害。
4物联网技术在油气田生产的发展趋势伴随着计算机以及网络技术的高速发展，物联网技术在油气田生产当中获得了广泛的应用，此技术的应用在提升油气田生产智能化的同时，可以快速的生产过程中遇到的具体问题，保证生产整体工作质量，符合油气田生产技术需求，保证油气田生产顺利实施。
除此之外，还需加强油气田生产现场监控以及管控力度，大力发展自动控制传感器，将其应用到井场审查当中，利用网络设备传输至控制中心，利用中考计算机给予科学的分析，在远程控制的基础上，为油气田生产的安全性以及高效性奠定一定的基础。
同时，加强抽油机诊断专家系统的应用，可以对抽油机实现远程运行，真正的实现无人值守的状态，进而实现油气田生产具体，保证油气田生产质量。
天然气集输第三章 天然气集输工艺流程-2015
2015/12/19
储运工程系 曹学文
9
第二节 天然气集输工艺流程
二、气田集输系统的工作范围和工作内容 天然气从气井采出，经过降压并进行分离除尘除液处理之后，再由集气线、集 气干线输送至天然气处理厂或长输管道首站，称为气田集输系统。当天然气中含有 H2S、H2O时，即需经过天然气处理厂进行脱硫、脱水处理，然后输至长输管道首站。 气田集输系统的工作： 收集天然气，降压、分离、净化使天然气达到国标质量要求，输往长输管道。
2015/12/19
储运工程系 曹学文
7
第二节 天然气集输工艺流程
第二节 天然气集输工艺流程
一、气井产物
气井产出的物质：天然气+液体＋固体物质。
液体包括液烃和气田水。 液烃也是由于天然气被采出后，随着气—液相态平衡条件的变化，一部分较重 的烃也凝结为液体被析出。但对组成属于干气范围的天然气，从气井采出后不析出 液烃。 气田水：游离水和凝结水。气田开采初期，一般不出现游离水，但少数气田在 开采初期也有游离水随着天然气从气井采出。凝结水是天然气在高压、高温的地层 中所含有的饱和水汽，当天然气被采出后，由于压力和温度降低，在天然气中的饱 和水汽，随着温度和压力的变化而凝结为液体被游离出来。 机械杂质:固体物质包括岩屑、砂、酸化处理后的残存物等 。
低温分离器底部出来的液烃和抑制剂富液混合物在站内未进行分离；以混合 液直接送到液烃稳定装置去处理。
第二节 天然气集输工艺流程
井场装置通过采气管线1输来气体经过进站截断阀2进入低温站。天然气经过节流阀3进行 压力调节以符合高压分离器4的操作压力要求。脱除液体的天然气经过孔板计量装置 5进行计量 后，再通过装置截断阀 6进入汇气管。各气井的天然气汇集后进人抑制剂注入器 7，与注入的雾
大牛地气田的采出水处理技术
第22卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版)2020年6月大牛地气田的采出水处理技术范进争(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院，郑州450006)摘要：大牛地气田各气井采出水经罐车拉运至净化厂混合后，形成含有凝析油、甲醇、机械杂质和泥 质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污水。
针对污水的水质特点，气田净化厂探索应用 以甲醇破乳、两级浮船收油、精馏回收甲醇、油浮选去除杂质、化学药剂杀菌和防腐防垢等处理技术， 有效保障了回收甲醇的质量和回注污水的达标率关键词：大牛地气田；采出水处理；凝析油回收；甲醇回收中图分类号:X 741 文献标识码：A 大牛地气田有覆盖全气田的地面集输系统。
承 担气田采出水处理业务的净化厂成立于2005年，是 气田产能建设中的重要配套丁程。
净化厂有4座采 出水处理站，目前其采出水处理能力达1 750 m 3/d 为实现气田绿色生产，针对采出水的水质特点，探索 形成了一系列有效的水处理技术1采出水处理流程气井采出水是含有凝析油J P 醇、机械杂质和泥质悬浮物、乳化物及细菌的具有腐蚀性、结垢性的污 水H ，需要进行净化处理，同时回收其中的凝析油和 甲醇。
净化厂的采出水处理系统主要包括预处理系 统、甲醇回收系统和污水回注系统3个部分（见文章编号：1673 -1980(2020)03 -0028 -04图1)。
气田各气井的采出水在集气站经过分离器分离 后，储存于站内的油水缓冲罐中，然后由罐车定期统 -拉运至净化厂，统一卸人卸车池。
卸车池中的采 出水来A 不同的气井和不同的采出时段，因此水质极4、稳定：在预处理阶段，通过加人4种药剂，除去 大部分悬浮物、油及杂质预处理后的采出水进人 原料罐，经过充分混合，除含醇率随季节的变化有较 大差异外，其余性质已相对稳定,，在帀醇回收环节， 耑根据原料水的含醇率来调整装置参数，实现甲醇 和水的分离，同时加入缓蚀阻垢剂抑制腐浊结垢，延 长装置工作周期。
在线清管工艺在大牛地气田输气管道应用浅析
在线清管工艺在大牛地气田输气管道应用浅析【摘要】本文主要对在线清管工艺在大牛地气田输气管道中的应用进行了浅析。
首先介绍了研究背景、研究目的和研究意义，然后对大牛地气田进行了概况介绍。
接着详细解释了在线清管工艺的工作原理和优势，以及在大牛地气田输气管道中的具体应用案例分析。
随后列举了在线清管工艺的优势和局限性，并探讨了其未来发展前景。
最后总结了在线清管工艺在大牛地气田输气管道上的应用效果，并展望了未来的研究方向。
通过本文的分析，可以更深入地了解在线清管工艺在输气管道中的作用和价值，为相关研究和工程实践提供参考和借鉴。
【关键词】在线清管工艺、大牛地气田、输气管道、应用案例分析、优势、局限性、发展前景、应用效果、研究方向。
1. 引言1.1 研究背景近年来，随着我国天然气消费需求的不断增长，大型气田如大牛地气田的输气管道日益成为燃气能源供应的重要通道。
随着输送管道运行时间的延长，管道内壁容易积聚污垢和腐蚀物，导致管道的输送效率降低，甚至出现安全隐患。
传统的定期停产清理管道的方式既耗时又成本高昂，且影响了管道的正常运行。
1.2 研究目的在研究目的部分，我们着重探讨在线清管工艺在大牛地气田输气管道的应用效果及优势和局限性。
通过对在线清管工艺在实际应用中的案例进行分析，我们旨在深入了解其在大牛地气田输气管道中的具体应用情况，从而评估其对管道运行维护的效果。
我们将重点讨论在线清管工艺的未来发展前景，探讨其在大牛地气田及其他类似气田中的应用潜力和可行性。
通过研究在线清管工艺在大牛地气田输气管道中的应用效果，我们旨在为未来相关研究提供实际案例和经验，为管道运行维护提供更科学的方法和技术支持。
1.3 研究意义研究在线清管工艺在大牛地气田输气管道的应用还可以为我国输气管道清洁技术的发展提供宝贵的经验和借鉴。
通过实际应用案例的分析和总结，可以优化和改进在线清管工艺的技术方案，推动清管技术的创新和发展，提升国内清管技术水平，推动输气管道行业的可持续发展。
大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术
大牛地气田积液气井及水淹气井排水采气技术【摘要】随着气田开发时间的延长，气井压力和产量不断下降，排水难度加大，部分气井采取排水措施无效果，积液逐渐聚集影响产量甚至水淹。
本文通过大量现场试验和总结分析，总结出适合大牛地气田低产低压气井的排水采气工艺技术、积液井和水淹停产井的复产工艺技术，期以对低压低产气井排水、因积液减产的气井以及水淹气井的复产有所指导。
【关键词】大牛地气田低压低产排水采气积液水淹1 引言大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，为多套致密砂岩气藏叠加连片组成的复合型气田，属低渗气藏，储层横向非均质性强，大多数储层呈低产特征。
2003年开始规模开发，目前管理气井950余口，年产气能力超过25亿方。
低压低产气井占到了27%，产量占总产量的21%，因积液导致减产的气井达到35口，影响产量达到11万方/天，这些气井产能普遍较差，携液能力达不到要求，井内存在积液，严重影响生产。
针对目前存在的问题，通过泡排工艺、邻井高压气举排采工艺、油套环空激动工艺、优选管注排采技术以及复合排采技术的试验和总结，确保气井平稳生产，延长了气井生产期。
2 泡沫排水采气技术2.1 工艺原理泡沫排水采气工艺是向井内注入起泡剂，与积液混合后在气流的搅动下产生大量低密度的泡沫，降低井筒内流体密度，减少液体滑脱损失，提高气井携液能力的排采工艺。
2.2 现场应用及效果大牛地气田主要应用有7种泡排药剂，形成覆盖油压8MPa以上、产量10000m以上的适应不同矿化度地层水、不同凝析油含量以及甲醇含量的泡排剂体系；2011年和2012年针对低压低产气井又分别研发出适应于油压6-8MPa、产量介于0.5-1万方气井的UT-12和适应于油压4-6MPa、产量小于0.5万方的新型起泡剂UT-14。
2003～2012年共进行900余口井12万余井次的施工，成功率在90%以上，累计增产气量超过2亿方。
3 邻井高压气举排水采气技术3.1 工艺原理邻井高压气举工艺是利用同一集气站的高压气井作为气源，将高压气通过采气管线或注醇管线注入被气举井中，增大生产压差和生产管柱内气水比携液的工艺。
鄂尔多斯盆地北部上古气田地面集输工艺
种是 以苏 里 格气 田为 代表 的中 （ ）压集 气 、集 低
醇臀 线
ｌ
中处理 的天 然气 集输 处 理模式 。
Ｏ
匿 昌
Ｏ
Байду номын сангаас
１ 集气处理工 艺的主要特 点
１ １ 高压集 气 ．
１１１ 集输 流程 ．．
图 １ 井 口集 气 、 注 醇 工 艺 流 程
（） 天 然 气 处 理 工 艺 。根 据 《 然 气 管 道 运 ２ 天 行 规范 （ＹＴ ９ ２ ２ ０ ）》 对输送 天 然气 的气 质 Ｓ Ｉ５２ － ０ ３ 要求 ，经 过优 选 和试 验 ，大牛 地气 田天 然气 处理 采
及 集 气 管 网集 气 厂 ，基本 形 成 了两种 天 然 气集 输 处理 模 式 ：一种 是 以 大牛地 气田 为代 表 的 高 土力 压 集 气 、低 温 分 离的 天 然 气集 输 处理 模 式 ；一 种是 以 苏里格 气 田为代 表 的 中 （ ）压 集 气 、 集 低 中处理 的天 然 气 集输 处理 模 式 。从 实 际运行 结 果 来 看 ， 目前 两种 工 艺都 能 够 满足 鄂 北上 古 生界
第 ３ 卷第 １ 期 （０ １ ２ 集输处理） ０ ２ ２ １． ）（ １
鄂尔 多斯盆地北部上古气 田地面集输工艺
陈俊 亮 中 石化 北分 勘探开 研究院 国 华 公司 发
摘 要 ：鄂 尔 多斯 盆 地 北部 上 古生 界 资 源丰 富 ， 目前 已发 现 苏里格 、大 牛地 、乌 审旗 、榆 林 等 大 气 田并 进入 大规模 开发 阶段 。 结合 鄂 尔多斯 盆地 北 部 上 古生界 气藏 特 点 、 当地地 理 环境 以
ｆ Ｉ 于 １ Ｌ，属 低碳 硫 含 量 并含 少 量凝 析油 的湿 生 成 ，采取 了井 口注醇措 施 以抑 制冰 堵 的发生 。通 ￣Ｉ ， ０ｍ 以上 ，Ｈ Ｓ含 量 小 于 ２ ｇ ，Ｃ 量 小 于 ３ ， ０ｍ ／ ｍ。 ０ 含 ％
地面集输系统4-5
〖二、集输工艺〗
2、输送工艺
（3）增压输送 如气藏压力低，集输压力不能满足煤层气处理工艺或外输商品 气压力要求时，气田集输必须增压输送。气田开发中后期，气井压 力降低，不能满足集输管网对输送压力的要求时，也将进人增压开 采阶段。 气田增压按照增压地点位置的不同分为集中增压和分散增压。 当气田内生产井井口压力、产量的衰减幅度、衰减时间基本相同时， 为方便运行管理，应优先考虑集中增压，将增压点选择在集气站或 集气总站。
16
〖二、集输工艺〗
2、输送工艺
气液分输工艺适用于以下几种情况： A.对井间距离远，采气管线长的边远井，气液分输方式是适宜 的； B.采气管线高差较大，清管时巨大液量容易引起系统超压的工 况，采用气液分输； C.单井产液量较大，液气比率较高，对下游水处理系统造成困 难，宜采用气液分输。
17
〖二、集输工艺〗
18
〖二、集输工艺〗
2、输送工艺
气液混输集气工艺适用于以下几种情况： A.井间距较小，采气、集气管道较短的集输管网； B.凝析气田天然气中含有凝析油、气田水，对井、站上分离的 液体处理、输送困难，因此宜采用气液混输； C.井场至集气站采用气液混输，适用于高含硫气田，解决了井 场含硫污水难以处理、维护费用高、污染环境等问题。
25
〖二、集输工艺〗
4、计量工艺
为了掌握各气井生产动态，需对气井生产的煤层气、进行计量。 集输系统计量工艺可采取单井连续计量、多井轮换计量和移动计量 三种方式，视气田开发不同情况和要求选取。
（1）单井连续计量 计量设施直接设于单井，对单井气液产量进行连续计量。由于 单井产气量、压力及温度差别较大，为了达到气藏开发对资料录取 要求，对每口单井采取一对一的单井连续计量。
天然气集输系统计量输差原因与控制措施
天然气集输系统计量输差原因与控制措施摘要：在进行天然气集输作业的过程中，计量输差问题十分常见，计量输差问题会对相关企业的经济利益产生严重的影响，因此，降低计量输差十分关键，因此，相关企业需要采取完善计量流程、确保气质组分录入及时、加强管道防护、合理调配外输气以及动态误差标定等五方面的措施，尽可能的降低计量输差，确保自身经济效益，维护天然气交易的公平性。
关键词：天然气集输系统；计量输差原因；控制措施引言针对天然气集输系统计量输差问题，该研究结合我国天然气集输计量系统的应用现状，首先对计量输差产生的原因进行深入分析，在此基础上，提出天然气集输系统计量输差控制措施，为确保天然气集输系统的计量准确性奠定基础。
研究表明：气压力和气流波动的影响、气体组分变化、管道系统泄漏以及管存因素等都会引发天然气集输系统计量输差，因此。
相关企业需要采取多项有效措施，确保天然气集输系统的计量准确性。
1天然气集输系统计量输差原因分析1.1气压力和气流波动的影响对于城镇燃气管网来说，调压器的设置环境一般为液化天然气气化站点或者压缩天然气供应站点，且要想使得天然气被安全、正常输送，气压需被调至0.4MPa。
可是气压并非是一成不变的，气体在经过调压器的门阀时会降压，使得天然气的流速大大增加，导致调压之后的气体在气流的方向上会产生高流速状态下的冲蚀反应，形成震动、噪音、脉冲流等现象。
然而，如果在调压器的后方放置上计量设备，就会使计量因为上述的现象出现误差。
1.2气体组分变化如果天然气集输站场内使用的计量设备为孔板流量计，则需要在对气体进行计量之前录入气体的组分，以此确保后续计量过程中计量的准确性（天然气的密度会对计量结果产生影响），孔板式流量计一般会在单井中得到大规模的使用，但是受到地层因素的影响，气井所生产的天然气会产生一定的组分变化，如果对组分标定不及时，则会产生一定的计量误差，该种情况对于气体组分相对较为稳定的气井基本不会产生影响。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制
【摘要】本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点
控制方案，分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控
制要求进行了计算。对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输
管线的适应性进行了分析与比较。
【关键词】天然气水合物 气田集输工艺 水露点控制
1 概述
1.1 水对管输天然气的影响
气田气中存在过量的水汽，且在采气和集气过程中由于工艺条件
的变化可能引起水蒸气凝析，进而易形成固态气体水合物，导致集
气管路压降增加乃至造成冰堵，使生产被迫中断。
1.2 管输天然气的指标要求
国家标准《天然气》（gb17820-1999）规定：在天然气交接点的
压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。目
前业内通常把“输送条件下最低环境温度”理解为输送管道埋地处
的最低温度。为此，气田集输处理工艺设计时，通常按照下游最高
输送压力下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作
为控制指标。
2 工程概况
大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，自
2003年开发准备工程至今已建成天然气产能规模近30亿方。现已
形成高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷
换热、低温分离的集气工艺流程。气田外输天然气主要通过陕京线，
目前改由榆济管线向下游用户供气。榆济管线是中石化天然气分公
司建设的一条规模较大的数字化输气管道，管线气源即依托大牛地
气田，起于陕西省榆林市榆阳区，终于山东省德州市齐河县，管道
全长约1000km。
3 大牛地气田集输工艺分析
针对大牛地气田面积大、单井产量低、形成规模产量气井数量多、
井距小的特点，井口至集气站采用辐射状管网，集气站至塔巴庙首
站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。集气站内采用多井加热
节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、
低温分离。
气井天然气进站（进站压力1 5～23mpa）进入多盘管水套炉加热
（根据进站压力和节流后温度进行调整）后，再经一级节流阀进行
节流后控制压力为5.7mpa，控制温度0～-15℃。需计量的单井天
然气进入计量分离器进行轮换分离，经差压式流量计计量后进入分
离后汇管；不计量的天然气进入生产分离器，生产分离器的气相也
进入分离后汇管。集气站流程示意见图1。
当井口压力低至不能满足天然气脱水工艺要求时，集气站内安装
换热器。计量分离器、生产分离器的出口天然气共同进入换热器（进
换热器前需注入甲醇）与出站天然气进行换热，再进行二级节流，
经旋流分离器分离，气相经换热器回收冷量后进行出站总计量，再
进入集气干线外输。集气站工艺流程设计脱水深度为5.7mpa下
-13℃。集气站内换热器流程见图2。
塔榆首站外输压力为4.3mpa左右，天然气经塔榆管线末站进入
陕京二线（设计压力10mpa）。管线计算时按照极端气候条件考虑，
输送温度取0℃。从保证管道正常运行的角度，气田外输天然气的
水露点为：在管道最高运行压力10mpa下的水露点为-5℃。与陕京
线交接点的压力值为4.0mpa，由以下计算可知，对应水露点为
-16.3℃。
按照天然气组成、以及所要求的天然气含水量，选用合适的状态
方程（pr方程），利用proii进行多组分相平衡计算，得到不同压
力条件下天然气水露点对应关系，详见表1。
图3 proii计算模型一
5 榆济管线的交气条件分析
按照榆济线下游最高输送压力（9.5mpa）下，天然气的露点-5℃
折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标进行核算。通过
proii软件计算得到不同压力条件下天然气水露点对应关系，详见
表2。
集气站原有工艺脱水深度为5.7mpa下-13℃，低于表3中相同压
力下对应的温度值（-11.5℃），因此目前气田现有集输工艺也能够
满足榆济管线的交气要求。
6 结论
目前，大牛地气田地面集输工程所采用的集气站高压集气、水套
炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的工
艺流程，可有效满足气田生产对井口来气的分离、计量及脱水工艺
要求。同时，在集气站内充分利用地层压力进行节流膨胀致冷脱水，
并对部分站场采用小压差复温外输工艺，实现了外输天然气水露点
的有效调控，其集气站内脱水深度可有效满足气田天然气外输陕京
线、榆济线交气条件，水露点控制符合规范要求，保证了下游管道
气用户的用气质量。
参考文献
[1] 中华人民共和国国家标准.天然气，（gb17820-1999）
[2] 中华人民共和国国家标准.输气管道工程设计规范，
（gb50251-2003）
[3] 中华人民共和国国家标准.油气集输设计规范，（gb
50350-2005）