绪论-天然气集输

1、油气矿场集输油气矿场集输主主 讲：黄坤讲：黄坤( (教授）教授）E-Mail:E-Mail:石油工程学院油气储运研究所石油工程学院油气储运研究所一、什么是天然气（一、什么是天然气（Natural Gas） 天然的、可燃的天然的、可燃的气体叫天然气。气体叫天然气。 一般指以烷烃类（一般指以烷烃类（C Cn nH H2n+22n+2）为主的混合气）为主的混合气体。绝大部分是体。绝大部分是甲烷（甲烷（CHCH4 4）、乙烷）、乙烷(C(C2 2H H6 6）、）、丙烷（丙烷（C C3 3H H8 8）；）；丁烷（丁烷（C C4 4H H1010）和戊烷（）和戊烷（C C5 5H H1212）含量不多

2、含量不多; ;天然气中也含有其它一些气体。天然气中也含有其它一些气体。 在标准状态（在标准状态（101325Pa101325Pa，0 0 C C）下）下: :天然气中，从甲烷到丁烷以气态存在；戊烷天然气中，从甲烷到丁烷以气态存在；戊烷以上的烃类是液态，即天然气油。以上的烃类是液态，即天然气油。 绪论（绪论（Introduction) )二、什么是原油二、什么是原油(Crude Oil) 原油原油未经提炼的石油。未经提炼的石油。 石油石油从地下开采出来的油状可燃液体。从地下开采出来的油状可燃液体。 石油的组成极为复杂，但其元素组成石油的组成极为复杂，但其元素组成却较简单，主要由碳、氢、硫、氮、氧

3、五却较简单，主要由碳、氢、硫、氮、氧五种元素组成。其中碳含量为种元素组成。其中碳含量为838387%87%，氢含，氢含量为量为111114%14%，两者合计为，两者合计为969699%99%，硫、，硫、氮、氧三种元素总量约为氮、氧三种元素总量约为1 14%4%。 此外，石油中还含有微量铁、镍、此外，石油中还含有微量铁、镍、铜、钒、砷、氯、磷、硅等。铜、钒、砷、氯、磷、硅等。 烃类：烃类：烷烃、环烷烃、芳香烃、稀烃、烷烃、环烷烃、芳香烃、稀烃、炔烃。炔烃。 非烃类：非烃类：含硫、含氧、含氮化合物及含硫、含氧、含氮化合物及胶状、沥青状物质胶状、沥青状物质 。三、本课程的性质和任务三、本课程的性质和

4、任务（1 1）油气储运工程专业的主干专业课之一；）油气储运工程专业的主干专业课之一；（2 2） 天然气的主要物性；去除气中的杂质天然气的主要物性；去除气中的杂质的原理及方法；天然气集输管网，集气站的原理及方法；天然气集输管网，集气站及配气站；凝析液的稳定方法；及配气站；凝析液的稳定方法；（3 3）原油的主要物性；去除原油中的杂质的）原油的主要物性；去除原油中的杂质的方法及原理；原油集输管网，两相流动，方法及原理；原油集输管网，两相流动，集油站及原油的密闭集输；原油的稳定原集油站及原油的密闭集输；原油的稳定原理及方法。理及方法。思考天然气从地下采出后是如何送到用户的呢？天然气从地下采出后是如何送

5、到用户的呢？Gathering and transmissionGathering and transmission常温集气站常温集气站低温集气站低温集气站分离器分离器水合物水合物天然气的净化天然气的净化天然气脱水天然气脱水凝液回收凝液回收工艺流程图工艺流程图矿场集输管网矿场集输管网四、本课的主要内容四、本课的主要内容1 1、天然气集输部分、天然气集输部分(1)(1)天然气集输系统天然气集输系统（2 2）天然气矿场系统）天然气矿场系统天然气集输工艺过程 天然气的物理化学性质天然气的物理化学性质 天然气水合物的形成与防止天然气水合物的形成与防止 天然气矿场集输系统天然气矿场集输系统 油气分离设备

6、油气分离设备 换热设备换热设备 矿场集输管网矿场集输管网 天然气脱水天然气脱水 天然气轻烃回收天然气轻烃回收 天然气脱硫天然气脱硫天然气集输的主要内容天然气集输的主要内容2 2、原油集输部分、原油集输部分原油集输系统示意图原油集输系统示意图1-1-井场，井场，2-2-集油站，集油站，3-3-输入管线，输入管线，4-4-集油总站（储油库，泵站和电站等），集油总站（储油库，泵站和电站等）， 5-5-清管器安放器，清管器安放器，6-6-管线阀室，管线阀室，7-7-铁路穿越，铁路穿越，8-8-河流穿越，河流穿越，9-9-沟谷跨越，沟谷跨越， 10-10-终点输油站终点输油站 石油的组成和性质石油的组成

7、和性质 原油集输流程原油集输流程 矿场集输管路矿场集输管路 原油净化原油净化 原油稳定原油稳定 油田污水处理油田污水处理 油气计量油气计量原油集输的主要内容原油集输的主要内容五、学习要求五、学习要求 （1 1）掌握基本理论、基本概念、物化性质、）掌握基本理论、基本概念、物化性质、油油气集输工艺设计、主要设备的工艺设计、集输气集输工艺设计、主要设备的工艺设计、集输管网的设计、集输场站（脱水、脱硫、脱油；管网的设计、集输场站（脱水、脱硫、脱油；集油站、联合站等）工艺设计；集油站、联合站等）工艺设计；（2 2）课堂纪律的要求及对迟到、缺席的处理）课堂纪律的要求及对迟到、缺席的处理（3 3）作业及成绩

8、的评定：）作业及成绩的评定： 平时纪律、出勤等纪录：平时纪律、出勤等纪录：10%10% 作业及实验：作业及实验：20%20% 期末考试：期末考试：70% 70% 六、参考资料六、参考资料 （1 1）油气集输油气集输冯叔初等编冯叔初等编 石油大学出版社石油大学出版社（2 2）天然气矿场集输天然气矿场集输林存瑛编林存瑛编 石油工业出石油工业出版社版社（3 3）天然气集输天然气集输张良鹤编张良鹤编 石油工业出版社石油工业出版社（4 4）油田油气集输设计技术手册油田油气集输设计技术手册石油工业石油工业出版社出版社天然气资源量：天然气资源量：5252万亿方，探明储量：万亿方，探明储量：5.365.36万

9、亿方，万亿方，20122012年产量：年产量：1067.61067.6亿方亿方鄂尔多斯鄂尔多斯: :1747317473准噶尔准噶尔: :836836塔里木塔里木: :86058605四川四川: :1472714727柴达木柴达木: :29002900松辽松辽: :19291929吐哈吐哈: :474474渤海湾渤海湾: :32213221东海东海: :10331033珠江口珠江口: :603603莺琼莺琼: :27052705翁氏旋回预测波动过程预测P2-T3J1-2J1-2J1-2J1-2J3-K1J3-K1J3-K1EEEJ1-2C-PC-PEC-P2T3P2T3C1-P2P2C1-P2

10、P2P2P2南昌长沙武汉南京上海福州台北广州海口成都P2西安兰州西宁呼和浩特北京济南郑州银川哈尔滨拉萨南海C-P长春7.82 29%9.98 36%9.52 35%高煤阶21.1%中煤阶38.9%低煤阶40%RUSSIABeijingSakhalin centerYakut centerIrkutsk centerNorth Tyumen obl. centerGas production centerGas piplineSours: JSC GAZPROM,Department of Strategic Development油气储运技术的任务Tianjing LNG terminalGu

11、angxi LNG terminalDalian LNG terminalJiangsu LNG terminalShanghai LNG terminalQingdao LNG terminalZhejiang LNG terminalTangshan LNG terminalFujian LNG terminal Guangdong LNG terminal中国石油工业的特点中国石油工业的特点1.20121.2012年石油产量年石油产量2.052.05亿吨，占世界总产量的亿吨，占世界总产量的4.54.5；2.2.石油消费量石油消费量3.53.5亿吨，占世界的亿吨，占世界的9 9；3.3.石

12、油储量石油储量22.2422.24亿吨，占世界的亿吨，占世界的1.31.3；4.4.天然气产量天然气产量556556亿立方米，占世界亿立方米，占世界2 2；5.5.天然气储量天然气储量2.452.45万亿立方米，占世界万亿立方米，占世界1.31.3。总量大，人均占有量少。总量大，人均占有量少。全国主要含油盆地石油资源探明程度统计表（全国主要含油盆地石油资源探明程度统计表（20032003年底）年底）盆地盆地可采资源量（亿吨）可采资源量（亿吨）探明地质储量（亿吨）探明地质储量（亿吨）探明可采储量（亿吨）探明可采储量（亿吨）探明程度（探明程度（%)%)松辽松辽38.5 38.5 66.5 66.5

13、 25.9 25.9 67.0 67.0 渤海湾渤海湾37.2 37.2 90.8 90.8 22.5 22.5 60.0 60.0 鄂尔多斯鄂尔多斯10.8 10.8 15.9 15.9 2.8 2.8 26.0 26.0 准噶尔准噶尔11.9 11.9 17.4 17.4 4.0 4.0 34.0 34.0 塔里木塔里木16.0 16.0 6.6 6.6 1.4 1.4 9.0 9.0 吐哈吐哈2.1 2.1 2.7 2.7 0.7 0.7 34.0 34.0 柴达木柴达木2.4 2.4 3.1 3.1 0.6 0.6 27.0 27.0 渤海渤海9.2 9.2 12.8 12.8 2.4

14、 2.4 26.0 26.0 珠江口珠江口4.2 4.2 4.6 4.6 1.2 1.2 30.0 30.0 合计合计132.3 132.3 220.4 220.4 61.5 61.5 47.0 47.0 全国全国150.0 150.0 234.2 234.2 65.1 65.1 43.0 43.0 可采资源量可采资源量探明地质储量探明地质储量探明可采储量探明可采储量1950-20201950-2020年全国年增石油可采储量态势图年全国年增石油可采储量态势图按新老区预测全国石油产量（单位：亿吨）按新老区预测全国石油产量（单位：亿吨）2005200520102010201520152020202

15、0全国全国1.721.721.791.791.771.771.911.911.821.821.991.991.811.812.012.01其中其中老区老区1.371.370.970.970.740.740.580.58新区新区0.350.350.420.420.800.800.940.941.081.081.251.251.231.231.431.43中国天然气资源探明程度统计表（中国天然气资源探明程度统计表（20032003年底）年底）盆地盆地可探明可采储量（亿米可探明可采储量（亿米3 3）探明地质储量（亿米探明地质储量（亿米3 3）探明可采储量（亿米探明可采储量（亿米3 3）目前探明程度（

16、）目前探明程度（）松辽松辽30003000857.01857.01462.87462.8715.415.4渤海湾渤海湾360036002678.372678.371455.781455.7840.440.4四川四川22750227508314.438314.435397.245397.2423.723.7鄂尔多斯鄂尔多斯240002400012328.8112328.817675.627675.6232.032.0柴达木柴达木650065002374.032374.031282.771282.7719.719.7塔里木塔里木21600216006525.826525.824556.554556

17、.5521.121.1准噶尔准噶尔58505850728.41728.41544.59544.599.39.3吐哈吐17409.17274.11274.1121.121.1东海东海570057001033.171033.17628.21628.2111.011.0珠江口珠江口4500450067.3567.3541.9741.970.90.9琼东南琼东南67006700884.96884.96750.11750.1111.211.2莺歌海莺歌海630063001606.641606.641072.951072.9517.017.0其他其他805.34805.34517

18、.54517.54中国合计中国合计14000014000038613.5138613.5124660.3124660.3117.617.6可探明可采储量可探明可采储量探明地质储量探明地质储量探明可采储量探明可采储量中国中国2004200420202020年天然气储量增长预测表年天然气储量增长预测表盆地盆地2004200420202020年年新增可采储量新增可采储量（亿米（亿米3 3）平均年增平均年增可采储量可采储量（亿米（亿米3 3）20202020年底累计年底累计探明可采储量探明可采储量（亿米（亿米3 3）最终探明最终探明可采储量可采储量（亿米（亿米3 3）20202020年底年底探明程度探

19、明程度（）（）四川四川5400318107382400045鄂尔多斯鄂尔多斯5580328112992275050塔里木塔里木7800459123572160057柴达木柴达木19801163263650050东海东海24001413030570053莺歌海莺歌海21001243170630050琼东南琼东南12607420106700307 7大盆地小计大盆地小计265201560458679355049全国全国31260312601839183955920559201400001400004040中国天然气储量增长预测图中国天然气储量增长预测图全国天然气供需平衡预测情况项项 目目20052

20、005年年20102010年年20152015年年20202020年年需求量（亿立方米）需求量（亿立方米）635106815602100国内产量（亿立方米）国内产量（亿立方米）63580010001200自给率（）自给率（）100756457缺缺口口我国非常规油气资源量估算一览表种类种类地质资源量地质资源量可采资源量可采资源量油（亿吨）油（亿吨）气（万亿立方米）气（万亿立方米）油（亿吨）油（亿吨）气（万亿立方米）气（万亿立方米）煤层气煤层气33.8910.00油页岩油页岩541.05130.72油砂油砂0-100m0-100m16.3811.47100-500m100-500m77.5827.

21、15小计小计93.9638.62甲烷水合甲烷水合物物海洋海洋68.34未估算陆地陆地15.32未估算小计小计83.66未估算中国的再生能源中国的再生能源规划规划总潜力总潜力2010201020202020水电水电1.91.9亿千瓦亿千瓦3 3亿千瓦亿千瓦5.45.4亿千瓦亿千瓦生物质能生物质能500500万千瓦万千瓦30003000万千瓦万千瓦风能风能500500万千瓦万千瓦30003000万千瓦万千瓦1010亿千瓦亿千瓦太阳能太阳能3030万千瓦万千瓦180180万千瓦万千瓦2/32/3光照光照22002200小时小时合计合计3 3亿吨亿吨标煤标煤6 6亿吨亿吨标煤标煤 煤变油煤变油 202

22、02020年年 50005000万吨万吨一、一、 我国天然气矿场集输工程发展概况我国天然气矿场集输工程发展概况 据史料记载，东汉时期（公元据史料记载，东汉时期（公元2525219219年）在临邓（今四川年）在临邓（今四川邓崃县）、鸿门（今陕西临憧）等地，已开始用天然气就地煮邓崃县）、鸿门（今陕西临憧）等地，已开始用天然气就地煮盐。盐。 到清代中后期（公元到清代中后期（公元18191819世纪）天然气的利用已有一定规世纪）天然气的利用已有一定规模，并出现了用竹制笕管等引送火井天然气到煮盐灶户的情况。模，并出现了用竹制笕管等引送火井天然气到煮盐灶户的情况。笕管一般长一丈五尺（约笕管一般长一丈五尺（

23、约5m5m），管径四寸（约），管径四寸（约130mm130mm），将笕管），将笕管首尾相接，从火井接到灶户。规模较大、用气量较多的灶户需首尾相接，从火井接到灶户。规模较大、用气量较多的灶户需从多口井集气，而一些产气量较大的火井则又往往需将天然气从多口井集气，而一些产气量较大的火井则又往往需将天然气分输到多个用户。在一定范围内形成了我国早期的分输到多个用户。在一定范围内形成了我国早期的“天然气集天然气集输管网输管网”。 天然气矿场集输工程概况天然气矿场集输工程概况 天然气真正大规模勘探开发还是在天然气真正大规模勘探开发还是在19501950年年以后，主要集中在四川地区。以后，主要集中在四川地区。

24、5050年代四川气田年代四川气田集输工程建设主要配合气田试采，向附近用户集输工程建设主要配合气田试采，向附近用户如炭黑厂供气，但输气的范围有限，工程也较如炭黑厂供气，但输气的范围有限，工程也较简单。简单。19581958年随着我国工业、农业、国防、交年随着我国工业、农业、国防、交通运输的发展，对能源和原料需要量的急增，通运输的发展，对能源和原料需要量的急增，天然气工业也得到迅速的发展，天然气集输工天然气工业也得到迅速的发展，天然气集输工程建设规模不断扩大，技术水平也不断提高。程建设规模不断扩大，技术水平也不断提高。 43 原料气管网川西北气矿川东北气矿蜀南气矿川中油气矿重庆气矿盆地西南部气区盆

25、地西部气区盆地中部气区盆地东部气区4444青白江青白江兴隆兴隆射洪射洪南充南充渠县渠县北干线：北干线：720720，全长，全长297km297km，设计输量设计输量60060010104 4m m3 3/d /d 。南干线：全长南干线：全长939km939km，管径为，管径为508508720720综合输送能力可达综合输送能力可达1000100010104 4m m3 3/d/d。 净化气管网净化气管网两路两路纳溪纳溪付家庙付家庙曹家坝曹家坝青白江青白江4545两路两路付家庙付家庙石桥石桥卧渝线、卧渝线、卧两线、石卧两线、石渡线、渡两线、渡两渡线、渡两线、渡两复线复线中坝中坝成德线、中青成德线

26、、中青线线平藉线、彭乐线、威平藉线、彭乐线、威五线等西部区域管网五线等西部区域管网屏锦屏锦川东局部川东局部区域管线区域管线净化气管网净化气管网发展过程大致可分为以下四个阶段发展过程大致可分为以下四个阶段 1 1、5050年代到年代到6060年代中期属气田集输技术发年代中期属气田集输技术发展的初级阶段展的初级阶段 天然气的集输主要采用单井集气流程。天天然气的集输主要采用单井集气流程。天然气在井口采出后经加热、节流。常温分离后然气在井口采出后经加热、节流。常温分离后脱除天然气中的游离水、油及机械杂质，经计脱除天然气中的游离水、油及机械杂质，经计量后直接输往用户。量后直接输往用户。 为防止天然气节流

27、降压时产生水合物形成为防止天然气节流降压时产生水合物形成冰堵，矿场多采用蒸汽夹套管加热，井场设锅冰堵，矿场多采用蒸汽夹套管加热，井场设锅炉供汽。在集输过程中凝析油回收技术没有得炉供汽。在集输过程中凝析油回收技术没有得到解决，回收率低。到解决，回收率低。 气田生产管理以每个气田为一生产单元。气田生产管理以每个气田为一生产单元。 这个时期的集输过程均为手动操作，采用这个时期的集输过程均为手动操作，采用的设备性能差，生产效率低，天然气未进行净的设备性能差，生产效率低，天然气未进行净化、脱水处理。化、脱水处理。 没有完整的水、电、通信等配套工程，仅没有完整的水、电、通信等配套工程，仅能适应局部地区供气

28、。能适应局部地区供气。2.2.从从6060年代到年代到7070年代中期年代中期 新气田相继开发，生产并与日俱增，气田新气田相继开发，生产并与日俱增，气田集输技术也随之迅速发展。这个时期是气田建集输技术也随之迅速发展。这个时期是气田建设过程中集输技术发展的关键阶段。设过程中集输技术发展的关键阶段。 1 1）多井集气站的建立）多井集气站的建立 19651965年年1010月在四川纳溪气田建成第一个含月在四川纳溪气田建成第一个含四口井的多井集气站。当时多井集输流程的控四口井的多井集气站。当时多井集输流程的控制水平虽然很低，但解决了原有以单井为生产制水平虽然很低，但解决了原有以单井为生产单元的分散管理

29、中存在的困难，充分显示出集单元的分散管理中存在的困难，充分显示出集中管理的优越性。此后，多井集气站又相继在中管理的优越性。此后，多井集气站又相继在威远、东溪等气田建成，从此多井集输流程很威远、东溪等气田建成，从此多井集输流程很快在全川推广。快在全川推广。2 2）低温分离站的建立）低温分离站的建立 为了从天然气中回收液烃，为了从天然气中回收液烃，19641964年年 1212月在月在四川沈公山气田建成了处理能力为四川沈公山气田建成了处理能力为 10 10 10104 4m m3 3d d的沈的沈 1 1井低温分离试验装置。利用天然气自身压井低温分离试验装置。利用天然气自身压力，通过节流膨胀制冷，

30、在一力，通过节流膨胀制冷，在一 1010一一1818低温下低温下进行一级分离，在一进行一级分离，在一2525进行二级分离，然后计进行二级分离，然后计量外输。凝析油收率比常温流程收率大大提高，量外输。凝析油收率比常温流程收率大大提高，经济效益明显增加，且避免了凝析油在管道中析经济效益明显增加，且避免了凝析油在管道中析出，改善了输气管道运行情况。出，改善了输气管道运行情况。 1971197119831983年间在四川先后建成了卧龙河年间在四川先后建成了卧龙河1 1，2 2，3 3号低温分离站及中坝低温分离站，其设计处号低温分离站及中坝低温分离站，其设计处理能力共达理能力共达710 710 1010

31、4 4m m3 3d d。 3 3）初步解决了含硫气田的集输、净化、防蚀等问题）初步解决了含硫气田的集输、净化、防蚀等问题 为适应含硫气田的开发，先后开展了高压为适应含硫气田的开发，先后开展了高压含硫气田集输工程的抗硫材质评选、设备加工含硫气田集输工程的抗硫材质评选、设备加工制造，以及安装施工技术要求等方面的课题研制造，以及安装施工技术要求等方面的课题研究，攻克了防蚀和管道保护技术关键。通过试究，攻克了防蚀和管道保护技术关键。通过试验，掌握了脱硫和硫磺回收工艺，并利用国内验，掌握了脱硫和硫磺回收工艺，并利用国内的技术设备，在威远、东溪气田建成两座含有的技术设备，在威远、东溪气田建成两座含有硫磺

32、回收装置的天然气净化厂。硫磺回收装置的天然气净化厂。4 4）管理控制水平的提高）管理控制水平的提高 为了提高气田集输系统的管理水平，为了提高气田集输系统的管理水平，19711971年在兴隆场气田建成有线压力遥测生产试验装年在兴隆场气田建成有线压力遥测生产试验装置，初步实现了对分散气井进行压力遥测的目置，初步实现了对分散气井进行压力遥测的目的。的。 19731973年在卧龙河气田建成了较完善的气井年在卧龙河气田建成了较完善的气井井场遥测、遥控、遥讯装置，最多有井场遥测、遥控、遥讯装置，最多有7 7口井进口井进行集中管理，经过生产运行试验，效果较好。行集中管理，经过生产运行试验，效果较好。 5 5

33、）主要工艺设备的研制和比选）主要工艺设备的研制和比选 随着气田集输工艺技术改进，主要工艺设随着气田集输工艺技术改进，主要工艺设备也进行了研制和比选，如分离器、自动放水备也进行了研制和比选，如分离器、自动放水器、加热设备等。并提出天然气器、加热设备等。并提出天然气“喷射式喷射式”增增压器及天然气涡轮发电机的研究。这一阶段的压器及天然气涡轮发电机的研究。这一阶段的工作为气田建设积累了宝贵经验，打下了坚实工作为气田建设积累了宝贵经验，打下了坚实的技术基础，对气田以后建设起了重要作用。的技术基础，对气田以后建设起了重要作用。 3.703.70年代后期到年代后期到8080年代中期年代中期 气田建设规模迅

34、速扩大，气田集输技术水平气田建设规模迅速扩大，气田集输技术水平得到不断发展和提高，建设规模由十多个气田扩得到不断发展和提高，建设规模由十多个气田扩展到几十个气田；展到几十个气田； 建成了区域性管网；建成了区域性管网； 在卧龙河、中坝、渠县等地兴建了在卧龙河、中坝、渠县等地兴建了7 7座大型座大型天然气净化厂，天然气净化厂，3030多套脱硫、脱水、硫磺回收及多套脱硫、脱水、硫磺回收及尾气处理等装置，含硫天然气的处理能力已达尾气处理等装置，含硫天然气的处理能力已达 1000 1000 10104 4m m3 3d d以上；以上；开发高压、高含硫、凝析油含量开发高压、高含硫、凝析油含量较高的气田集输

35、技术日趋成熟较高的气田集输技术日趋成熟u为确保天然气产能，提高设计和施工的速度与质量，为确保天然气产能，提高设计和施工的速度与质量，19751975年年5 5月先后完成了处理量为月先后完成了处理量为 20020010104 4m m3 3d d的的 5 55MPa5MPa级级“含硫含硫及不含硫凝析油低温分离站及不含硫凝析油低温分离站”。u处理量为处理量为200 200 10104 4m m3 3的的7.5 MPa7.5 MPa级级“含硫凝析油气田低温分含硫凝析油气田低温分离站离站”，以及，以及“自动控制气井井口装置自动控制气井井口装置”、“自动控制多井自动控制多井集气站集气站”等定型设计。等定

36、型设计。u在这一时期，为了合理使用气井压能和降低管输压力，在产在这一时期，为了合理使用气井压能和降低管输压力，在产水井井口采用了井口气液分离和气体单相输送工艺。水井井口采用了井口气液分离和气体单相输送工艺。u研制了高效水套加热炉、扩散、螺道式分离器及新型换热设研制了高效水套加热炉、扩散、螺道式分离器及新型换热设备等。备等。4.804.80年代中期至年代中期至9090年代中期年代中期 这一时期逐渐向纵深方向发展，与国外先这一时期逐渐向纵深方向发展，与国外先进技术接轨。进技术接轨。1 1）低压气田的集输技术）低压气田的集输技术 采用高、低压两套管网分输采用高、低压两套管网分输 ； 低压采气、增压集

37、气低压采气、增压集气 l“喷射器喷射器”l压缩机增压压缩机增压 2 2）磨溪气田集输技术）磨溪气田集输技术采用了枝状与放射状相结合的集气管网；采用了枝状与放射状相结合的集气管网；采用轮换计量；采用轮换计量；全部采用分区块撬装集气装置；全部采用分区块撬装集气装置；设计定型化，施工预制化，现场装配适应建设周期短；设计定型化，施工预制化，现场装配适应建设周期短；占地面积少的要求。占地面积少的要求。 采用先进仪表：采用先进仪表：u单针双笔压力记录仪单针双笔压力记录仪 u两进两出水套加热炉两进两出水套加热炉 u采用高效分离元件分离器采用高效分离元件分离器u高低液位报警磁浮子液位计高低液位报警磁浮子液位计

38、 天然气集输技术是开发利用天然气的关键天然气集输技术是开发利用天然气的关键技术之一，是保证气田正常投入生产、尽快取技术之一，是保证气田正常投入生产、尽快取得经济效益的重要环节。得经济效益的重要环节。 前苏联、美国、加拿大、荷兰、英国等是前苏联、美国、加拿大、荷兰、英国等是世界上天然气生产大国，也是天然气开采、集世界上天然气生产大国，也是天然气开采、集输技术较为先进的国家。随着世界经济高速发输技术较为先进的国家。随着世界经济高速发展，对天然气需求迅速增加。展，对天然气需求迅速增加。 为尽快开发气田，使气田获最大的经济效为尽快开发气田，使气田获最大的经济效益，目前国外天然气集输技术，有很多是值得益

39、，目前国外天然气集输技术，有很多是值得我们借鉴的。我们借鉴的。 二、我国天然气矿场集输技术发展展望二、我国天然气矿场集输技术发展展望1.1.提高气田集输工艺技术水平提高气田集输工艺技术水平 气田经过气田经过4040多年的开发建设，已摸索出一多年的开发建设，已摸索出一套系统的、完整的、适用于高压、含硫。含凝套系统的、完整的、适用于高压、含硫。含凝析油、低压产水气田的集输配套技术，保证了析油、低压产水气田的集输配套技术，保证了气田天然气的开发与输送。为适应新气田开发气田天然气的开发与输送。为适应新气田开发需要，应进一步提高集输与净化工艺水平，改需要，应进一步提高集输与净化工艺水平，改进设备结构性能

40、，选用新型轻质高强及抗硫工进设备结构性能，选用新型轻质高强及抗硫工程材料等。程材料等。 1 1）井口防冻）井口防冻 目前国内外常用的防冻方法基本相同，主要是目前国内外常用的防冻方法基本相同，主要是加热法和喷注防冻抑制剂法。加热法和喷注防冻抑制剂法。 美国美国OHOH公司生产的水套加热炉采用空气自动控公司生产的水套加热炉采用空气自动控制调节器，控制加热炉过剩空气，过剩空气系数不超制调节器，控制加热炉过剩空气，过剩空气系数不超过过1.031.031.051.05，以保证天然气完全燃烧，在烟管内加，以保证天然气完全燃烧，在烟管内加翅片状水管，或在烟管内设置循环水盘管，控制排烟翅片状水管，或在烟管内设

41、置循环水盘管，控制排烟温度，并作加热炉保温，若燃料气清洁，则热效率可温度，并作加热炉保温，若燃料气清洁，则热效率可达达9090。 加拿大野猫山气田选用了热水伴采气管线，获加拿大野猫山气田选用了热水伴采气管线，获得良好效果。得良好效果。 目前我国现有水套炉热效率可达目前我国现有水套炉热效率可达 8080。但还。但还应在应在自动控制、燃料气调节、排烟温度控制及熄火自自动控制、燃料气调节、排烟温度控制及熄火自动保护等方面配套完善，形成系列，使其小型撬装化动保护等方面配套完善，形成系列，使其小型撬装化。 采用喷注甲醇防冻剂法的国家较多。我国喷采用喷注甲醇防冻剂法的国家较多。我国喷注甲醇技术主要存在的问

42、题是防冻剂喷注不均匀，注甲醇技术主要存在的问题是防冻剂喷注不均匀，实耗量较大。实耗量较大。 前苏联提出采用气溶胶状甲醇防冻剂，增大前苏联提出采用气溶胶状甲醇防冻剂，增大防冻剂与天然气的接触面，使之混合均匀，减少防冻剂与天然气的接触面，使之混合均匀，减少防冻剂用量。为了降低甲醇耗量，前苏联还利用防冻剂用量。为了降低甲醇耗量，前苏联还利用热天然气在精馏塔中萃取甲醇水溶液中的甲醇，热天然气在精馏塔中萃取甲醇水溶液中的甲醇，从而达到回收甲醇目的。在奥伦堡气田甲醇用量从而达到回收甲醇目的。在奥伦堡气田甲醇用量300t300td d，通过再生可回收，通过再生可回收606070t70td d。 注醇的另一问

43、题是无电地区，利用天然气压注醇的另一问题是无电地区，利用天然气压能驱动注醇泵，这项研究我国已取得阶段性成果，能驱动注醇泵，这项研究我国已取得阶段性成果，正在进行工业生产试验。正在进行工业生产试验。 2 2）低压气的采输）低压气的采输 目前国外在低压气田上使用的压缩机仍然是目前国外在低压气田上使用的压缩机仍然是离心式和往复式离心式和往复式两大类。两大类。 离心式压缩机排量大，单级压比小；往复式离心式压缩机排量大，单级压比小；往复式压缩机效率高，流量和压力可在较大范围内变压缩机效率高，流量和压力可在较大范围内变化，并联时工作稳定，适用于气田中、后期增化，并联时工作稳定，适用于气田中、后期增压。压。

44、 压缩机常用的原动机有燃气发动机、电动机压缩机常用的原动机有燃气发动机、电动机和燃气轮机。和燃气轮机。 目前国外气田用燃气发动机往复式压缩机目前国外气田用燃气发动机往复式压缩机组是较为完善、成熟的机组，常见用于气田的组是较为完善、成熟的机组，常见用于气田的中、小型燃气发动机压缩机，已实现撬装、全中、小型燃气发动机压缩机，已实现撬装、全天候和空冷代替水冷，如：天候和空冷代替水冷，如： 英格索兰的英格索兰的KOAKOA、TRETRE一一220220型整体撬装压型整体撬装压缩机缩机 KHB5KHB5型皮带轮转动撬装压缩机型皮带轮转动撬装压缩机 美国美国AJAXAJAX公司的公司的DPCDPC系列压缩

45、机系列压缩机 为了适应低产气井的开发，小功率压缩机为了适应低产气井的开发，小功率压缩机的需求正不断增加，小功率压缩机主要优点是的需求正不断增加，小功率压缩机主要优点是效率高，结构紧凑、运输方便。适用特定压缩效率高，结构紧凑、运输方便。适用特定压缩工作需要，可避免大型压缩机出现负荷不足情工作需要，可避免大型压缩机出现负荷不足情况，使运行处于最佳工作状态。况，使运行处于最佳工作状态。 美国塔尔萨实用工程公司已生产一种成本美国塔尔萨实用工程公司已生产一种成本低改进型天然气压缩机，功率为低改进型天然气压缩机，功率为367736775 52206W2206W，驱动方式有气动和电动两种。专门用，驱动方式有

46、气动和电动两种。专门用于低产气井天然气的增压。该机对后期边远气于低产气井天然气的增压。该机对后期边远气田开发，降低舍弃压力、有效开采天然气具有田开发，降低舍弃压力、有效开采天然气具有重要作用，是一种较为适于四川气田的机型，重要作用，是一种较为适于四川气田的机型，有开发价值。有开发价值。 为了深度开发气田的天然气，目前美国潘为了深度开发气田的天然气，目前美国潘汉德尔东部管道公司，正在西德克萨斯潘汉德汉德尔东部管道公司，正在西德克萨斯潘汉德尔气田进行低压（负压）集气系统试验，研究尔气田进行低压（负压）集气系统试验，研究气井在低于大气压下长期运行时压缩机、发动气井在低于大气压下长期运行时压缩机、发动

47、机及井口的特性变化。机及井口的特性变化。 试验证明，设备可在负压条件下较长时间试验证明，设备可在负压条件下较长时间运行，负压集气经济可行。该项研究对深度开运行，负压集气经济可行。该项研究对深度开发气田，从气田中获得更多天然气具有重要的发气田，从气田中获得更多天然气具有重要的参考意义。四川气田也正在进行低压采气及其参考意义。四川气田也正在进行低压采气及其配套的增压集输工业试验。配套的增压集输工业试验。 3 3）分离器）分离器 国外气田开发早期多采用立式分离器。随国外气田开发早期多采用立式分离器。随着技术发展，卧式分离器已得到普遍应用。目着技术发展，卧式分离器已得到普遍应用。目前国外多采用用气流内

48、能来提高分离效率，有前国外多采用用气流内能来提高分离效率，有效地缩短分离时间和泡沫发生，使设备尺寸和效地缩短分离时间和泡沫发生，使设备尺寸和重量大大减少。重量大大减少。目前国外常用的几种高效分离器目前国外常用的几种高效分离器（1 1）加拿大波塔一特斯特公司生产的再循环分离器）加拿大波塔一特斯特公司生产的再循环分离器 用于天然气净化和液体的回收，其性能可靠，用于天然气净化和液体的回收，其性能可靠，效率高，内部结构坚固。效率高，内部结构坚固。 轴流卧式再循环分离器轴流卧式再循环分离器 向心流动式立式再循环分离器向心流动式立式再循环分离器（2 2）天然气过滤器分为干式过滤器和过滤分离器）天然气过滤器

49、分为干式过滤器和过滤分离器 国外各类分离器能够达到高效分离，主要国外各类分离器能够达到高效分离，主要是通过开发新型的高效分离元件。分离元件形是通过开发新型的高效分离元件。分离元件形式多样。有平行挡板、碟型转向一挡板系统、式多样。有平行挡板、碟型转向一挡板系统、雾沫捕集构件、金属筛网、蜂窝状斜板等。雾沫捕集构件、金属筛网、蜂窝状斜板等。 国外分离器的发展趋势是：国外分离器的发展趋势是：提高油气水液提高油气水液面控制及检测手段，实现无人操作，采用高效面控制及检测手段，实现无人操作，采用高效分离元件，提高分离效率，缩小体积，减轻重分离元件，提高分离效率，缩小体积，减轻重量。量。 我国各气田曾先后研制

50、并使用的分离器有我国各气田曾先后研制并使用的分离器有立式重力式、旋风式、循环式及卧式分离器等，立式重力式、旋风式、循环式及卧式分离器等，并采用了高效分离元件。并采用了高效分离元件。 但与国外相比分离器规格少，分离元件品但与国外相比分离器规格少，分离元件品种单一，选择性差，分离器液面控制检测设备种单一，选择性差，分离器液面控制检测设备未配套，分离效果的检测手段与方法不完善等。未配套，分离效果的检测手段与方法不完善等。 4 4）节能与减少漏损）节能与减少漏损 气田集输能耗，主要是从井口流动压力节流、气田集输能耗，主要是从井口流动压力节流、气体在管道、设备阀件中流动压损以及为防上气体在管道、设备阀件

51、中流动压损以及为防上水合物生成，对气体加热的热量消耗和低压气水合物生成，对气体加热的热量消耗和低压气集输动力消耗等。集输动力消耗等。 （1 1）充分利用高压气井压力能，用高压气通过）充分利用高压气井压力能，用高压气通过“喷射器喷射器”携带低压气开采。携带低压气开采。（2 2）研究防冻技术，合理选择防冻方法，尽量降）研究防冻技术，合理选择防冻方法，尽量降低高压气集输过程中加热能耗，减少天然气耗量。低高压气集输过程中加热能耗，减少天然气耗量。（3 3）合理制定气田采输方法，根据井口压力能选）合理制定气田采输方法，根据井口压力能选择采气管线的气、液输送方案。择采气管线的气、液输送方案。（4 4）制定

52、低压集输方案改造低压气田流程，折除）制定低压集输方案改造低压气田流程，折除不必要的阀门设备，增加清管设施，降低采输过不必要的阀门设备，增加清管设施，降低采输过程各种压损，提高管输效率。程各种压损，提高管输效率。（5 5）选用结构密封性能好，效率高的设备、阀门、）选用结构密封性能好，效率高的设备、阀门、配件等。减少集输过程中阀门，排污等各种漏损。配件等。减少集输过程中阀门，排污等各种漏损。2.2.提高气田自动化管理水平提高气田自动化管理水平 先进的计算机技术的应用，进一步提高了气先进的计算机技术的应用，进一步提高了气田集输的自动化管理水平。减少生产管理人员，田集输的自动化管理水平。减少生产管理人

53、员，提高生产效率及生产的安全可靠性，增加经济提高生产效率及生产的安全可靠性，增加经济效益是目前世界上新开发的油、气田自动化管效益是目前世界上新开发的油、气田自动化管理的追求方向。理的追求方向。 8080年代以后，气田自动控制系统已在一些国家气田推广应用，年代以后，气田自动控制系统已在一些国家气田推广应用，并取得了显著的经济效益，例如井场遥控操作器远程终端并取得了显著的经济效益，例如井场遥控操作器远程终端（RTURTU）：）： 该装置对调度中心提供气井井口装置及其相关站场的各种生该装置对调度中心提供气井井口装置及其相关站场的各种生产数据，并具有一定控制功能。如：产数据，并具有一定控制功能。如：l

54、采集单井流量、流动温度、流动压力以及油、套管压力等参采集单井流量、流动温度、流动压力以及油、套管压力等参数；数；l观察井底压力与温度、注水井的注水状态和参数；观察井底压力与温度、注水井的注水状态和参数；l监视压缩机的工作状态；监视压缩机的工作状态；l显示各种设备中的液位并进行控制；显示各种设备中的液位并进行控制；l控制调产井的流量，气体分析数据的显示，并对井场内大气控制调产井的流量，气体分析数据的显示，并对井场内大气中硫化氢含量进行监视；中硫化氢含量进行监视；l井场同时还配备了各种不同的检测仪表和相应配套的执行机井场同时还配备了各种不同的检测仪表和相应配套的执行机构与自动安全保护装置。构与自动

55、安全保护装置。 目前我国气田自动化控制的整体水平较低，与目前我国气田自动化控制的整体水平较低，与国外相比有较大差距。为了满足生产发展需要，必国外相比有较大差距。为了满足生产发展需要，必须逐步提高我国气田集输的自动化管理水平：须逐步提高我国气田集输的自动化管理水平： 自动化方案的制订要因地制宜，结合工程具体自动化方案的制订要因地制宜，结合工程具体情况，要以确保生产安全可靠，技术经济合理为准情况，要以确保生产安全可靠，技术经济合理为准则；则； 对中、后期及边远气田集输系统改造原则上要对中、后期及边远气田集输系统改造原则上要以提高设备使用的安全可靠性，提高生产效率，减以提高设备使用的安全可靠性，提高

56、生产效率，减轻劳动强度为主，改造更新设备仪表；轻劳动强度为主，改造更新设备仪表； 老气田改造要以实现就地自动控制，实现井口老气田改造要以实现就地自动控制，实现井口无人值守为目标；无人值守为目标； 对新建工程，特别是生产条件艰苦的边远山区、对新建工程，特别是生产条件艰苦的边远山区、沙漠等地区，应建立自动化程度较高的控制系统沙漠等地区，应建立自动化程度较高的控制系统。 3.3.含硫气田集输工程防腐蚀含硫气田集输工程防腐蚀 法国、美国、加拿大等国很早就开始了开发法国、美国、加拿大等国很早就开始了开发含硫气田的研究工作，我国从含硫气田的研究工作，我国从7070年代开始，在年代开始，在气田集输系统防腐蚀

57、方面也作了大量的工作。气田集输系统防腐蚀方面也作了大量的工作。随着含硫气田的开发和对抗硫认识的加深，总随着含硫气田的开发和对抗硫认识的加深，总结出一套开发含硫天然气防腐蚀技术和经验。结出一套开发含硫天然气防腐蚀技术和经验。 1 1）选用抗硫材质）选用抗硫材质 通过研究制订抗硫化氢应力腐蚀的选材原通过研究制订抗硫化氢应力腐蚀的选材原则及防腐蚀材料的评定方法，研究出一批抗硫则及防腐蚀材料的评定方法，研究出一批抗硫专用管材。专用管材。 制订了防止硫化物应力腐蚀破坏的准则和制订了防止硫化物应力腐蚀破坏的准则和抗硫材料评选方法，提出了适合我国用于含硫抗硫材料评选方法，提出了适合我国用于含硫化氢介质环境的

58、各种金属材料的技术规范，生化氢介质环境的各种金属材料的技术规范，生产了一批抗硫管材配件及设备等。产了一批抗硫管材配件及设备等。 2 2）缓蚀剂防蚀）缓蚀剂防蚀 缓蚀剂具有简便、有效、经济的特点，不缓蚀剂具有简便、有效、经济的特点，不需对集输工程和净化处理装置作任何变动，不需对集输工程和净化处理装置作任何变动，不需大量设备。因此在国外得到广泛应用。前苏需大量设备。因此在国外得到广泛应用。前苏联所有含硫气田都使用了缓蚀剂，并制订了技联所有含硫气田都使用了缓蚀剂，并制订了技术规范。术规范。 缓蚀剂类型分为阳极型缓蚀剂、阴极型缓缓蚀剂类型分为阳极型缓蚀剂、阴极型缓蚀剂和混合型缓蚀剂，视抑制类型选用，防护蚀剂和混合型缓蚀剂，视抑制类型选用，防护效率一般在效率一般在 9090以上。集气管道用缓蚀剂要以上。集气管道用缓蚀剂要求能有效抑制电化学腐蚀和氢诱发裂纹。求能有效抑制电化学腐蚀和氢诱发裂纹。 四川气田四川气田6060年代开始研制并应用了十多种年代开始研制并应用了十多种气井缓蚀剂，其中酰胺型气井缓蚀剂，其中酰