天然气集输-第三章天然气集输系统课件

1第三章

天然气集输系统1第三章天然气集输系统2一、天然气集输系统1-井场，2-集气站，3-天然气净化厂和增压站，4-到配气站的出口，5和6-铁路与公路穿越，7-中间压气站，8-河流穿越，9-沟谷跨越，10-地下储气库，11-阴极保护站，12-终点配气站2一、天然气集输系统1-井场，2-集气站，3-天然气净化厂和3（1）井场一般设于气井附近，从气井出来的天然气，经节流调压后，在分离器中脱除游离水，凝析油及机械杂质，经过计量后送入集气管线。（2）集气站一般是将两口以上的气井用管线接到集气站，在集气站对各气井输送来的天然气分别进行节流，分离、计量后集中输入集气干管线。3（1）井场（2）集气站4（3）矿场增压站在气田开发后期（或低压气田），当气井井口压力不能满足生产和输送所要求的压力时，设置矿场增压站，将气体增压。（4）矿场脱水站对于含有CO2、H2S等酸性气体的天然气，由于液相水的存在，会造成设备、管道的腐蚀。因此，有必要脱除天然气中的水份，或采取抑制水合物生成和控制腐蚀的其它措施。4（3）矿场增压站5（5）天然气处理厂当天然气中硫化氢（H2S）、二氧化碳、凝析油等含量和含水量超过管输标准时，则需设置天然气处理厂进行脱硫化氢（二氧化碳）、脱水、脱凝析油，使气体质量达到管输的标准。（见第六章）。（6）天然气凝液回收站为了满足商品气或管输气对烃露点的质量要求，或为了获得宝贵的化工原料，需将天然气中除甲烷外的一些烃类予以分离与回收。5（5）天然气处理厂6（7）调压计量站（配气站）一般设于输气干线或输气支线的起点和终点，有时管线中间有用户也需设调压计量站，其任务是接收输气管线来气，进站进行除尘，分配气量、调节压力、计量后将气体直接送给用户，或通过城市配气系统送到用户。（8）集气管网和输气集网在矿场内部，将各气井的天然气输送到集气站的输气管道叫做集气集网。从矿场将处理好的天然气输送到远处的用户的输气管道叫输气干线。在输气干线经过铁路、公路、河流、沟谷时，有穿越和跨越工程。6（7）调压计量站（配气站）7（9）清管站为清除管内铁锈和水等污物以提高管线输送能力，常在集气干线和输气干线设置清管站，通常清管站与调压计量站设计在一起便于管理。（10）阴极保护站为防止和延缓埋在土壤内的输气干线的电化学腐蚀、在输气干线上每隔一定距离设置一个阴极保护站。7（9）清管站一、集气系统管网构成2023/1/18第二节集输管网系统流程1、采气管线自井口装置节流阀至集气站一级油气分离器的天然气管线称为采气管线，其作用是将单井或相邻的一组气井采出的天然气汇集到集气站。特点：所输送的天然气洁净度差、腐蚀性强、工作压力高、管径相对小和输送距离较短。一、集气系统管网构成2022/12/138第二节集输管网系92、集气管线气田内部自一级油气分离器至天然气商品交接点（通常是处理厂、站）之间的天然气管线称为集气管线，包括集气支线、集气支干线、集气干线等。（1）集气支线集气站到集气支干线、集气干线入口的管线。（2）集气支干线集气支干线的作用是将部分集气支线的来气汇集到集气干线。92、集气管线（1）集气支线集气站到集气支干线、集气干线入口10（3）集气干线集气干线的作用是将各集气支线或集气支干线的来气汇集到天然气处理厂（站）。3、采集管线目前，一些含气面积不大、产量高和气质好的气田，常采用一级布站模式，即没有上述的采气管线和集气支线、集气支干线、集气干线，由井口采出的天然气经过采集管线直接进入天然气处理厂（站）。10（3）集气干线3、采集管线11二、集气管网分类1、放射状管网集输系统流程图3-2放射状管网集输系统流程示意图1-井场装置，2-采气管线，3-多井集气站，

4-集气管线

11二、集气管网分类1、放射状管网集输系统流程图3-2放12放射状集气流程的优点是：（1）单井装置简化，可考虑无人值守，生产、管理费用低。（2）气田开发后期，天然气压缩机组可集中设在集气站上，共同使用，生产成本相对较低，管理方便。放射状集气流程的缺点是：（1）采气管道采用气液混输方式，管路压损较高；（2）对输送介质为酸性天然气的管道，管内腐蚀较为严重，安全性差；（3）采、集气管线总长度较枝状管网长，钢材耗量较多。12放射状集气流程的优点是：132、枝状管网集输系统流程图3-3枝状式管网集输系统流程示意图1-单井站（集气站），2-集气支线，3-集气干线132、枝状管网集输系统流程图3-3枝状式管网集输14枝状集气流程的优点是：（1）单井上进行气液分离，有利于降低管路压损，减缓腐蚀；（2）集气支线可就近接入集气干线，有利于缩短管线长度，节省钢材及线路投资。枝状集气流程的缺点是：（1）由于单井均需设置气液分离、计量装置，生产人员较多，不便集中管理，单井站场投资较大。（2）气田开发后期需增压采气时，天然气压缩机组只能设在井场，对每口井单独增压，难以集中使用。

14枝状集气流程的优点是：153、环状管网集输系统流程图3-4环状管网集输系统流程示意图1-井场装置，2-集气支线，3-多井集气站，4-集气干线153、环状管网集输系统流程图3-4环状管网集输系统流程16环状集气流程的优点是：气田内各集气站汇集周边气井来气后可就近通过集气干线与下游净化厂或外输首站相连通，具有的一定灵活性；缺点是：工程总投资较大，只适用于区域面积大、气井分布较分散的大型气田开发。16环状集气流程的优点是：174、组合式管网集输系统流程图3.5组合式管网集输系统流程示意图1-多井集气站，2-集气支线，3-集气干线174、组合式管网集输系统流程图3.5组合式管网集输系统流185、集输管网的设计原则1）对于含气面积较大、井口数相对较少、单井产量较高的气田，宜采用枝状集气流程。2）对于含气面积较小、井口数较多、单井产量较低的气田，宜采用放射状集气流程。3）对于含气面积大、井口数较多且井网布置较分散、分期开发的气田，宜采用环状集气流程。185、集输管网的设计原则1）对于含气面积较大、井口数相对较194）集输管网的选择应结合集气工艺进行确定，如当分离器设在井场时，宜采用枝状管网；当分离器设在集气站时，宜采用辐射一枝状组合管网或辐射一环形组合管网。5）规划集气管网系统时，集气站的布点与采气管线的长度应相应考虑，一般采气管线长度不宜大于5km，且采气管线不宜敷设在陡峭的山坡地形位置，遇到此类情况，应调整集气站位置。6）集输管网的确定应根据气田的具体情况，从技术的可靠性、集输系统的安全性、地面工程投资等方面进行综合对比，确定最优的方案。194）集输管网的选择应结合集气工艺进行确定，如当分离器设在20三、采气管网结构形式1、单井来气直接进站图3.6单井来气直接进站结构示意图1-井场装置，2-采气管线，

3-多井集气站20三、采气管网结构形式1、单井来气直接进站图3.6单井来212、井丛来气进站图3.7丛式井来气进站结构示意图1-丛式井组，2-采气管线，

3-多井集气站212、井丛来气进站图3.7丛式井来气进站结构示意图1-丛223、单井串接来气进站（1）井间串接形式图3.8串接进站示意图（a）223、单井串接来气进站（1）井间串接形式图3.8串接进站示23图3.9串接进站示意图（b）23图3.9串接进站示意图（b）24优点：新建井采气管线与干线的连接头施工可在井场进行，不必对原干线进行放空、置换。缺点：随着气田的开发，气井压力不断下降，就存在后期由于单井压降速率不同导致与采气干线压力系统不匹配的问题。当关井压力不能达到采气干线系统压力时，采气干线的天然气将反输至低压井，在低压井形成“倒灌”现象，造成采气干线有效输气量大大减少。措施：①在低压单井井口设置小型移动式增压装置②在采气干线至单井接口处设置止回阀或自力式压力切断装置，③在新老井之间加引射器，利用高压井天然气抽吸低压井天然气，24优点：新建井采气管线与干线的连接头施工可在井场进行，不必25（2）就近插入形式图3-10就近插入形式结构示意图1-井场装置，2-采气管线，3-集气干线，4-多井集气站优点：管线长度短；缺点：新建井采气管线连头时，需对原干线进行放空、置换。25（2）就近插入形式图3-10就近插入形式结构示意图优点：264、阀组来气进站结构图3.11阀组来气进站结构示意图264、阀组来气进站结构图3.11阀组来气进站结构示意图27此串接方式采气干线串井数多，管径大，流速低，不适合湿气带液输送，气井间生产干扰大。可在气田区域面积较小及地下储量比较落实的边缘区块试验采用。27此串接方式采气干线串井数多，管径大，流速低，不适合湿气带28四、集输系统压力确定高压集气的压力在10MPa以上中压集气的压力在1.6MPa至10MPa之间低压集气的压力在1.6MPa以下集气系统压力级制应结合整体集气工艺方案来确定集气系统压力级制应综合考虑气田开发后期增压方案的影响28四、集输系统压力确定高压集气的压力在10MPa以上中压集29五、集气管道流速确定采气管线流速一般宜为4~6m/s，最小不宜低于2~3m/s。

当输送介质为酸性天然气时，管线流速宜控制在6～8m/s，集气管线流速宜为15~20m/s。

29五、集气管道流速确定采气管线流速一般宜为4~6m/s，最30第三节井场工艺流程一、功能调控气井产量和调控采气管线的起点压力二、井场装置流程1、按不同防止水合物生成的方法分类30第三节井场工艺流程一、功能调控气井产量和调控采气管线的31（1）加热防冻流程图3.12加热防冻井场装置原理流程图1-采气树，2-节流阀，3-井口紧急截断阀，

4-加热炉，5-节流阀，T-温度计

P-压力表

31（1）加热防冻流程图3.12加热防冻井场装置原理流程图32（2）注抑制剂防冻流程图3.13注抑制剂防冻井场装置原理流程图1-采气树，2-节流阀，3-井口紧急截断阀，4-防冻抑制剂注入器，5-节流阀，T-温度计P-压力表32（2）注抑制剂防冻流程图3.13注抑制剂防冻井场装置原33（3）采用井下节流器防冻流程图3.14井下节流中低压集气井口工艺流程

1-井下节流装置；2-井口节流阀；3-高低压紧急关断阀

苏里格气田井下节流的中低压集气井口装置工艺流程33（3）采用井下节流器防冻流程图3.14井下节流中低压集气34采用井下节流器后降低地面输气系统压力等级，大大节约了地面管道、设备的投资。34采用井下节流器后降低地面输气系统压力等级，大大节约了地面352、分输流程和混输流程（1）分输流程图3.15气液分输典型井场工艺流程图352、分输流程和混输流程（1）分输流程图3.15气液分输典36对于高含硫气井采用分输流程时适用于气井距集气站较远，且气井产液量较多的气井，36对于高含硫气井采用分输流程时适用于气井距集气站较远，且气37（2）混输流程图3.16气液混输工艺的井场工艺流程37（2）混输流程图3.16气液混输工艺的井场工艺流程38地形起伏大的地区一般不适合气液混输。地形起伏大的高含H2S气田更不适宜采用气液混输集输工艺。凝析气田和低含硫气田普遍采用了气液混输工艺。38地形起伏大的地区一般不适合气液混输。地形起伏大的高含H2393、酸性气体缓试剂注入工艺为减缓井下油套管及井场设备腐蚀，井口设缓蚀剂注入装置。注入方式有二种：传统的高压罐滴注和泵喷注。采气管道投入运行以前，宜在管线的内壁涂抹一层缓蚀剂对于设有气液分离器的单井站、集气站，由于经分离后缓蚀剂液相损失较多，为保证有足够的缓蚀剂保护出站下游管道，在出站管道应设置一处缓蚀剂加注点以保护下游管道。393、酸性气体缓试剂注入工艺为减缓井下油套管及井场设备腐蚀404、常温单井站模块组合404、常温单井站模块组合415、井场装置安全保护图3.18井场装置安全保护示意图1-采气树；2-针形阀；3-高低压截断保护阀；4-截断阀；5-弹簧安全阀

415、井场装置安全保护图3.18井场装置安全保护示意图426、井场装置工艺计算（1）节流降压计算井场装置第一级节流阀的功能是调控气井产量，故应在临界状态下操作。则其阀后压力应为：

式中：P1—气井采气压力（油管压力），MPa（绝）。

P2—节流降压后的压力，MPa（绝）。426、井场装置工艺计算（1）节流降压计算井场装置第一级节流43井场装置第二级及以后的节流阀功能，是调控采气管线的起点压力，故应在非临界状态下操作，则其阀后压力应为：（2）节流阀计算43井场装置第二级及以后的节流阀功能，是调控采气管线的起点压44第四节集气站工艺流程一、集气站工艺集气站工艺过程主要由汇集工艺、分离工艺、调压工艺、计量工艺、防止生成水合物工艺、气田水处理工艺、防腐工艺等六部分组成。44第四节集气站工艺流程一、集气站工艺集气站工艺过程主要由45二、集气站的分类1）按过程的温度和相变分为常温集气站和低温集气站。在集气站中如果需要控制天然气中的水露点和烃露点，以及天然气有足够的压差可利用时，集气站一般采用低温集气站的形式，反之采用常温集气站。2）按站辖井数分为多井集气站和单井站。集气站一般管辖的井数都在10口井左右，故常称为多井集气站。如果只处理一口井的天然气称之为单井站。45二、集气站的分类1）按过程的温度和相变分为常温集气站和低46三、集气站工艺流程1、常温多井集气流程对于凝析油含量不多（满足天然气外输烃露点要求）的天然气，只须在矿场集气站内进行节流调压和分离计量等操作，就可以输往用户了。在这种情况下，可以采用常温分离的集气站流程，以实现各气井来的天然气汇集，满足集气管线输压的要求。46三、集气站工艺流程1、常温多井集气流程对于凝析油含量不多47（1）常温分离多井集气工艺流程图3.19常温分离多井集气工艺原理图（气液两相分离）47（1）常温分离多井集气工艺流程图3.19常温分离多井48（2）常温分离多井轮换计量流程图3.20中压多井集气站轮换计量原理流程图48（2）常温分离多井轮换计量流程图3.20中压多井集气站轮492、低温分离集气站流程外输天然气常常需要控制天然气的烃露点，此时，需要采用低温分离。（1）低温分离的目的（2）制冷方法直接膨胀制冷法（节流阀制冷）、冷剂制冷法（丙烷制冷）和联合制冷法（节流阀制冷+丙烷制冷）三种。492、低温分离集气站流程外输天然气常常需要控制天然气的烃露50（3）低温分离集气站流程①多井集气：包括各单井高压天然气进集气站后气液分离、计量。②低温分离：包括注入水合物抑制剂、气体预冷、节流制冷、低温分离、凝液回收。③凝液处理：包括凝析油稳定，油醇分离，凝析油储存及输送，抑制剂富液再生贫液与循环使用。④含醇污水预处理系统50（3）低温分离集气站流程①多井集气：包括各单井高压天然5151523、常温分离与低温分离的选择低温分离工艺多用于天然气中凝析油回收和天然气脱水。4、集气站工艺计算（1）物料平衡计算。（2）热平衡计算。（3）水合物抑制剂循环量计算。523、常温分离与低温分离的选择低温分离工艺多用于天然气中凝535、集气站的安全保护（1）进出站场的天然气总管上设置紧急截断阀，截断阀采用气动或气液联动球阀，设置阀组区，与工艺装置区用防火墙隔断，确保事故发生时能迅速截断气源。

（2）站场内凡是有压力变化的系统，在低一级压力系统必须设置安全泄放阀对其保护。同一压力等级的几台设备，当与其连通的汇管之间无截断阀隔开时，可在汇管上设置安全阀；当设有截断阀时，则每一组设备系统须分别设置安全阀。535、集气站的安全保护（1）进出站场的天然气总管上设置紧急54（3）安全阀宜采用弹簧式或先导式。泄放介质为液体时，可采用微启式弹簧安全阀；泄放介质为气体或气液混相时，应采用封闭全启式弹簧安全阀或先导式安全阀。（4）泄放气体的排放应符合GB50183《石油天然气工程设计防火规范》的规定。（5）站（场）内天然气系统应设有紧急放空阀。放空阀的设置应符合GB50183《石油天然气工程设计防火规范》的规定。54（3）安全阀宜采用弹簧式或先导式。泄放介质为液体时，可采55（6）站（场）内需要定期检修的设备，应按系统分组设置进、出气体（液体）截断阀，在进、出截断阀之间设置检修放空阀，该阀一般不大于50mm。放出气体应纳入同级压力的放空管线。（7）对带有液烃的气体放空管线，在进入火炬之前应设分液罐。55（6）站（场）内需要定期检修的设备，应按系统分组设置进、56第五节矿场增压站一、气田天然气增压目的和方法1、增压目的（1）满足集输管网对输送压力的需求（2）满足天然气凝液回收时对压力的要求56第五节矿场增压站一、气田天然气增压目的和方法1、增压目572、气田增压的特点（1）增压站的社会依托条件差（2）介质不清洁（3）工况差（4）分散、规模小3、增压方法（1）压缩机增压法（2）高、低压气压能传递增压法572、气田增压的特点（1）增压站的社会依托条件差3、增压方584、压缩机及驱动机选型（1）往复式压缩机气源不稳定或气量较小的低压天然气增压。高压注气和高压气举。压比较高的天然气增压。（2）气源比较稳定、气量较大，压比不大时，宜选用适合气田气的离心式压缩机。（3)气量较小、进气压力比较平衡时，可选用螺杆式压宿机。当气质较贫时，可选用喷油螺杆式压缩机。4）压缩机的驱动机可选用电动机或燃气机。当气田附近有经济、可靠的电源，宜采用电动机驱动；在无电或电力供应不可靠的地区，往复式压缩机采用燃气发动机驱动，功率较大的离心式压缩机宜采用燃气轮机驱动，余热加以利用。584、压缩机及驱动机选型（1）往复式压缩机气源不稳定或气量595、增压方式和顺序目前应用较多的增压方式主要是集气站增压和处理厂集中增压两种。若采取处理厂集中增压方式，增压装置设在处理装置之前通常简称前增压，增压装置设在处理装置之后则简称后增压。采用何种增压方式，应根据处理厂内工艺装置设置要求经综合比较而定。595、增压方式和顺序目前应用较多的增压方式主要是集气站增压60二、气田增压站流程图3.23气田天然气增压燃驱站工艺原理流程图60二、气田增压站流程图3.23气田天然气增压燃驱站工艺61第六节矿场脱水站天然气含有H2S、CO2时，H2S、CO2与水形成具有很强的腐蚀性的酸对管道造成腐蚀；为了解决天然气在集输过程中腐蚀问题，因此，在气田内部常常建立天然气脱水站脱出天然气中的水，采用干气输送，从而避免天然气在集输过程中的腐蚀。1、低温分离法2、溶剂吸收法脱水2、溶剂吸收法脱水3、固体吸附法脱水61第六节矿场脱水站天然气含有H2S、CO2时62第七节清管1、清管的目的1）管道竣工后，投产前清除管内的污物2）管线运行一段时间后清除管内的一些污物3）在对新建管道进行水压测试后，清除水分；62第七节清管1、清管的目的63二、清管工艺对于长度大于50km的集气干线则应根据集气工艺、气质特点、地形条件、适当考虑线路中间增设发送、接收站的装置；

图3.24采用清管阀工艺流程图63二、清管工艺对于长度大于50km的集气干线则应根据集气工64图3.25采用简易清管装置工艺流程图64图3.25采用简易清管装置工艺流程图65图3.26采用清管发球筒工艺流程图①当集气管道公称通径≤DN100时，推荐采用清管阀或简易清管装置。②当集气管道公称通径＞DN100时，可采用清管收发球筒或清管阀。65图3.26采用清管发球筒工艺流程图①当集气管道公称通径≤66第八节我国典型的气田集气工艺系统一、高含硫气田1、龙岗气田龙岗气田天然气中H2S含量为4.52%（体积分数），CO2含量为6.07%（体积分数），属于高含硫气田。设计关井压力50MPa，一级节流阀后高压管线设计压力为27.5MPa，二级节流阀后设计压力与采、集气管线一致，采用9.9MPa。66第八节我国典型的气田集气工艺系统一、高含硫气田1、龙岗67气田内单井至集气站采用气液混输工艺，即：各单井原料气经节流、加热、再节流后，由采气管线气液混输至集气站或集气总站，再进入净化厂集中处理。对于单井水气比大、采气管线长的井站采取单井分离、气液分输工艺，即：各单井原料气经节流、加热、节流、分离后，气液分输至集气站。集气干线、采气管线均采用保温方式。采气管线、集气干线采用L360NCS管材。集气管网采用多井集气湿气混输工艺。67气田内单井至集气站采用气液混输工艺，即：各单68集气管网系统设计压力为9.9MPa。正常生产时，井口采用水套加热炉加热防止水合物的形成；冬季和开停工工况下，可利用缓蚀剂注入口加注抑制剂防止水合物形成。井口采用连续加注缓蚀剂防止H2S和CO2对管线的腐蚀。气田水在各集气站或产水量较大的单井站采用低压闪蒸后，密闭管输至回注站回注于地层。根据龙岗气田的气田水富含H2S、CO2、Cl-和矿化度高等特点，气田水输送管线采用钢丝网骨架增强聚乙烯塑料连续复合管，接口处采用金属卡套连接。68集气管网系统设计压力为9.9MPa。正常生产时69在龙岗净化厂中央控制室设置SCADA系统监控中心。各单井站设置PLC；集气站设置站控系统，远控阀室、气田水回注站设置RTU。69在龙岗净化厂中央控制室设置SCADA系统监控中702、普光气田该天然气为高含硫天然气，H2S含量为14.14%.（体积分数），CO2含量为8.63%（体积分数），有机硫含量为340.6mg/m3。普光气田采用气液混输工艺，集气站和井口天然气不脱水，气液混输到净化厂进行处理。由于集气管线内为高含硫酸性气体，选用国外生产的专用抗硫管材，主要有镍基合金、镍基复合钢、不锈钢复合钢，抗硫碳钢管材等。这些管材除应满足力学性能外，还必须通过标准液的抗氢致开裂（HIC）及抗硫化物开裂（SSC）试验。702、普光气田该天然气为高含硫天然气，H2S含量为171二、低含硫气田1、长庆气田气田单井产量低（平均为4.5×104m3/d），天然气中的含酸性气体（H2S含量为0.05%，CO2含量为4.8%）。

主要工艺流程：从气井井口出来的高压气流（22MPa，井口注醇）不经过加热和节流而通过采气管道直接输送到集气站，在集气站内进行加热节流降压（6.4MPa）、气液分离和计量，再经过脱水（三甘醇脱水）后进入集气干线，通过集气干线输到净化厂。71二、低含硫气田1、长庆气田气田单井产量低（平均为722、克拉2气田克拉2气田位于新疆塔里木盆地拜城县境内，处于雅丹地貌区，气田地质储量2840186×108m3，日产天然气3000×104m3，产能规模雄居国内之首，在较长一段时间内占据西气东输日供气量的80%。气田内共有10口生产井，单井产量300×104～400×104m3/d，最高可达700×104m3/d。气田具有异常高压、高产、高温的特点，井口压力54～58MPa,井口温度70～85℃，天然气中不含H2S，但CO2含量为0.17%，开采中期产出的气田水中Cl-含量为100667mg/L，腐蚀性极强。722、克拉2气田克拉2气田位于新疆塔里木盆地拜城县境内，73（1）集气工艺①单井集气克拉2气田呈长方形条状，含气面积不大，10口生产井沿气田东西轴线均匀布置，东西最远井间距约12km，南北最远井间距仅为1.15km。因此，采用了单井集气工艺，集气干线尽量靠近单井敷设。中央处理厂设于气田中部，气田内建东西两条集气干线，各单井由集气支线就近接入集气干线，形成枝状集气管网，简捷顺畅。集气干线为双管形式，一条干线发生事故，不影响另一条干线正常集气。集气支线进入干线处设有阀井，一条支线发生事故，不影响其余支线及干线的正常输气，提高了集气管网的安全可靠性。73（1）集气工艺74②气液混输根据该气田开发方案，2011年后可能出现地层水，预计全气田总产水量为1000m3/d，集气管网将出现明显的两相流即气液混输。对不同工况时进行模拟计算得知，清管时由集气管线排出的液塞最大，但因正常运行时管内水气比不大，管线内持液量较低，排出的液塞也较小，仅为8~9m3。为此，中央处理厂集气装置区设有6台预分离器，直径为1600mm，长度为9000mm，清管时在液塞到达之前，适当控制分离器中的液位，足可容纳该段液塞，从而保证清管时中央处理厂内其他装置的稳定运行。但因开发方案对气田产水预测的不确定性，鉴于克拉2气田产能较大，为应对今后产水量可能比目前预测值大幅度增加的不利情况，在中央处理厂进厂处的集气装置区预留有其他液塞捕集器的接口及场地。74②气液混输75③水合物防止在气田生产中前期，井口节流前流动压力为58MPa，流动温度为70~85℃，经节流至12.2~12.4MPa后，天然气温度为47~48℃，输送至中央处理厂的温度为45~46℃。在气田生产后期，井口天然气流动温度仍高达77℃左右，但井口保持定压开采，压力只有4.0MPa，不需节流，故在井口几乎无温降。因集气管线距离短，到中央处理厂仍可达73℃左右，均远远高于相应压力下的天然气水合物形成温度，因而在气田开采全过程的正常工况下不可能形成水合物。但是，考虑到气井投产及管网停产等非正常工况下有可能形成水合物，仍在井口设有注醇接头，配备了移动式注醇车。75③水合物防止76④计量为了解各气井生产动态，对每口气井的产气量、产液量进行计量。由于采用了单井集气流程，对每口井均可实现连续计量，采用文丘里流量计不分离直接进行气液计量。76④计量77第九节工艺流程图和仪表自控流程图的设计方法一、流程图的分类一般工艺流程图设计分为3个阶段，第一阶段为工艺流程简图（工艺方法流程图或工艺流程方块图）；第二阶段为工艺流程图（PFD），也叫物料平衡图；第三阶段为工艺管道和仪表流程图（PID）。PFD—ProcessFlowDiagramPID—Piping&InstrumentDiagram77第九节工艺流程图和仪表自控流程图的设计方法一、流程图的78二、工艺流程图1、工艺流程简图2、工艺流程图工艺流程图也称为PFD图，要完成生产流程的设计、操作参数和主要控制方案的确定，以及设备尺寸的计算，是从工艺方案过渡到工艺流程设计的重要工序之一。工艺流程方块图78二、工艺流程图1、工艺流程简图2、工艺流程图工艺流程方块793、PFD图的设计内容PFD图的主要内容应包括：全部工艺设备及位号，主要设备的名称、操作温度、操作压力；物流走向及物流号，此外，除PFD图外，应有与物流号对应的物流组成、温度、压力、状态、流量及物性的物料平衡表；PFD图必须反映出全部工艺物料和产品所经过的设备，重要物料的管道，并表示出进出界区的流向。793、PFD图的设计内容801、PID图设计内容PID图是工程施工图设计的依据。工艺流程对装置管道安装设计中的一切要求，除了高点放空和低点放净外，大到整个生产过程中所有的设备、管道（包括主要的和辅助的管道），小到每一个法兰和每一个阀门，都要在PID图中标示清楚。工艺管道及仪表控制流程（亦称PID图）801、PID图设计内容PID图是工程施工图设计的依据。818182仪表自控流程图（PID图）82仪表自控流程图（PID图）83第三章

天然气集输系统1第三章天然气集输系统84一、天然气集输系统1-井场，2-集气站，3-天然气净化厂和增压站，4-到配气站的出口，5和6-铁路与公路穿越，7-中间压气站，8-河流穿越，9-沟谷跨越，10-地下储气库，11-阴极保护站，12-终点配气站2一、天然气集输系统1-井场，2-集气站，3-天然气净化厂和85（1）井场一般设于气井附近，从气井出来的天然气，经节流调压后，在分离器中脱除游离水，凝析油及机械杂质，经过计量后送入集气管线。（2）集气站一般是将两口以上的气井用管线接到集气站，在集气站对各气井输送来的天然气分别进行节流，分离、计量后集中输入集气干管线。3（1）井场（2）集气站86（3）矿场增压站在气田开发后期（或低压气田），当气井井口压力不能满足生产和输送所要求的压力时，设置矿场增压站，将气体增压。（4）矿场脱水站对于含有CO2、H2S等酸性气体的天然气，由于液相水的存在，会造成设备、管道的腐蚀。因此，有必要脱除天然气中的水份，或采取抑制水合物生成和控制腐蚀的其它措施。4（3）矿场增压站87（5）天然气处理厂当天然气中硫化氢（H2S）、二氧化碳、凝析油等含量和含水量超过管输标准时，则需设置天然气处理厂进行脱硫化氢（二氧化碳）、脱水、脱凝析油，使气体质量达到管输的标准。（见第六章）。（6）天然气凝液回收站为了满足商品气或管输气对烃露点的质量要求，或为了获得宝贵的化工原料，需将天然气中除甲烷外的一些烃类予以分离与回收。5（5）天然气处理厂88（7）调压计量站（配气站）一般设于输气干线或输气支线的起点和终点，有时管线中间有用户也需设调压计量站，其任务是接收输气管线来气，进站进行除尘，分配气量、调节压力、计量后将气体直接送给用户，或通过城市配气系统送到用户。（8）集气管网和输气集网在矿场内部，将各气井的天然气输送到集气站的输气管道叫做集气集网。从矿场将处理好的天然气输送到远处的用户的输气管道叫输气干线。在输气干线经过铁路、公路、河流、沟谷时，有穿越和跨越工程。6（7）调压计量站（配气站）89（9）清管站为清除管内铁锈和水等污物以提高管线输送能力，常在集气干线和输气干线设置清管站，通常清管站与调压计量站设计在一起便于管理。（10）阴极保护站为防止和延缓埋在土壤内的输气干线的电化学腐蚀、在输气干线上每隔一定距离设置一个阴极保护站。7（9）清管站一、集气系统管网构成2023/1/190第二节集输管网系统流程1、采气管线自井口装置节流阀至集气站一级油气分离器的天然气管线称为采气管线，其作用是将单井或相邻的一组气井采出的天然气汇集到集气站。特点：所输送的天然气洁净度差、腐蚀性强、工作压力高、管径相对小和输送距离较短。一、集气系统管网构成2022/12/138第二节集输管网系912、集气管线气田内部自一级油气分离器至天然气商品交接点（通常是处理厂、站）之间的天然气管线称为集气管线，包括集气支线、集气支干线、集气干线等。（1）集气支线集气站到集气支干线、集气干线入口的管线。（2）集气支干线集气支干线的作用是将部分集气支线的来气汇集到集气干线。92、集气管线（1）集气支线集气站到集气支干线、集气干线入口92（3）集气干线集气干线的作用是将各集气支线或集气支干线的来气汇集到天然气处理厂（站）。3、采集管线目前，一些含气面积不大、产量高和气质好的气田，常采用一级布站模式，即没有上述的采气管线和集气支线、集气支干线、集气干线，由井口采出的天然气经过采集管线直接进入天然气处理厂（站）。10（3）集气干线3、采集管线93二、集气管网分类1、放射状管网集输系统流程图3-2放射状管网集输系统流程示意图1-井场装置，2-采气管线，3-多井集气站，

4-集气管线

11二、集气管网分类1、放射状管网集输系统流程图3-2放94放射状集气流程的优点是：（1）单井装置简化，可考虑无人值守，生产、管理费用低。（2）气田开发后期，天然气压缩机组可集中设在集气站上，共同使用，生产成本相对较低，管理方便。放射状集气流程的缺点是：（1）采气管道采用气液混输方式，管路压损较高；（2）对输送介质为酸性天然气的管道，管内腐蚀较为严重，安全性差；（3）采、集气管线总长度较枝状管网长，钢材耗量较多。12放射状集气流程的优点是：952、枝状管网集输系统流程图3-3枝状式管网集输系统流程示意图1-单井站（集气站），2-集气支线，3-集气干线132、枝状管网集输系统流程图3-3枝状式管网集输96枝状集气流程的优点是：（1）单井上进行气液分离，有利于降低管路压损，减缓腐蚀；（2）集气支线可就近接入集气干线，有利于缩短管线长度，节省钢材及线路投资。枝状集气流程的缺点是：（1）由于单井均需设置气液分离、计量装置，生产人员较多，不便集中管理，单井站场投资较大。（2）气田开发后期需增压采气时，天然气压缩机组只能设在井场，对每口井单独增压，难以集中使用。

14枝状集气流程的优点是：973、环状管网集输系统流程图3-4环状管网集输系统流程示意图1-井场装置，2-集气支线，3-多井集气站，4-集气干线153、环状管网集输系统流程图3-4环状管网集输系统流程98环状集气流程的优点是：气田内各集气站汇集周边气井来气后可就近通过集气干线与下游净化厂或外输首站相连通，具有的一定灵活性；缺点是：工程总投资较大，只适用于区域面积大、气井分布较分散的大型气田开发。16环状集气流程的优点是：994、组合式管网集输系统流程图3.5组合式管网集输系统流程示意图1-多井集气站，2-集气支线，3-集气干线174、组合式管网集输系统流程图3.5组合式管网集输系统流1005、集输管网的设计原则1）对于含气面积较大、井口数相对较少、单井产量较高的气田，宜采用枝状集气流程。2）对于含气面积较小、井口数较多、单井产量较低的气田，宜采用放射状集气流程。3）对于含气面积大、井口数较多且井网布置较分散、分期开发的气田，宜采用环状集气流程。185、集输管网的设计原则1）对于含气面积较大、井口数相对较1014）集输管网的选择应结合集气工艺进行确定，如当分离器设在井场时，宜采用枝状管网；当分离器设在集气站时，宜采用辐射一枝状组合管网或辐射一环形组合管网。5）规划集气管网系统时，集气站的布点与采气管线的长度应相应考虑，一般采气管线长度不宜大于5km，且采气管线不宜敷设在陡峭的山坡地形位置，遇到此类情况，应调整集气站位置。6）集输管网的确定应根据气田的具体情况，从技术的可靠性、集输系统的安全性、地面工程投资等方面进行综合对比，确定最优的方案。194）集输管网的选择应结合集气工艺进行确定，如当分离器设在102三、采气管网结构形式1、单井来气直接进站图3.6单井来气直接进站结构示意图1-井场装置，2-采气管线，

3-多井集气站20三、采气管网结构形式1、单井来气直接进站图3.6单井来1032、井丛来气进站图3.7丛式井来气进站结构示意图1-丛式井组，2-采气管线，

3-多井集气站212、井丛来气进站图3.7丛式井来气进站结构示意图1-丛1043、单井串接来气进站（1）井间串接形式图3.8串接进站示意图（a）223、单井串接来气进站（1）井间串接形式图3.8串接进站示105图3.9串接进站示意图（b）23图3.9串接进站示意图（b）106优点：新建井采气管线与干线的连接头施工可在井场进行，不必对原干线进行放空、置换。缺点：随着气田的开发，气井压力不断下降，就存在后期由于单井压降速率不同导致与采气干线压力系统不匹配的问题。当关井压力不能达到采气干线系统压力时，采气干线的天然气将反输至低压井，在低压井形成“倒灌”现象，造成采气干线有效输气量大大减少。措施：①在低压单井井口设置小型移动式增压装置②在采气干线至单井接口处设置止回阀或自力式压力切断装置，③在新老井之间加引射器，利用高压井天然气抽吸低压井天然气，24优点：新建井采气管线与干线的连接头施工可在井场进行，不必107（2）就近插入形式图3-10就近插入形式结构示意图1-井场装置，2-采气管线，3-集气干线，4-多井集气站优点：管线长度短；缺点：新建井采气管线连头时，需对原干线进行放空、置换。25（2）就近插入形式图3-10就近插入形式结构示意图优点：1084、阀组来气进站结构图3.11阀组来气进站结构示意图264、阀组来气进站结构图3.11阀组来气进站结构示意图109此串接方式采气干线串井数多，管径大，流速低，不适合湿气带液输送，气井间生产干扰大。可在气田区域面积较小及地下储量比较落实的边缘区块试验采用。27此串接方式采气干线串井数多，管径大，流速低，不适合湿气带110四、集输系统压力确定高压集气的压力在10MPa以上中压集气的压力在1.6MPa至10MPa之间低压集气的压力在1.6MPa以下集气系统压力级制应结合整体集气工艺方案来确定集气系统压力级制应综合考虑气田开发后期增压方案的影响28四、集输系统压力确定高压集气的压力在10MPa以上中压集111五、集气管道流速确定采气管线流速一般宜为4~6m/s，最小不宜低于2~3m/s。

当输送介质为酸性天然气时，管线流速宜控制在6～8m/s，集气管线流速宜为15~20m/s。

29五、集气管道流速确定采气管线流速一般宜为4~6m/s，最112第三节井场工艺流程一、功能调控气井产量和调控采气管线的起点压力二、井场装置流程1、按不同防止水合物生成的方法分类30第三节井场工艺流程一、功能调控气井产量和调控采气管线的113（1）加热防冻流程图3.12加热防冻井场装置原理流程图1-采气树，2-节流阀，3-井口紧急截断阀，

4-加热炉，5-节流阀，T-温度计

P-压力表

31（1）加热防冻流程图3.12加热防冻井场装置原理流程图114（2）注抑制剂防冻流程图3.13注抑制剂防冻井场装置原理流程图1-采气树，2-节流阀，3-井口紧急截断阀，4-防冻抑制剂注入器，5-节流阀，T-温度计P-压力表32（2）注抑制剂防冻流程图3.13注抑制剂防冻井场装置原115（3）采用井下节流器防冻流程图3.14井下节流中低压集气井口工艺流程

1-井下节流装置；2-井口节流阀；3-高低压紧急关断阀

苏里格气田井下节流的中低压集气井口装置工艺流程33（3）采用井下节流器防冻流程图3.14井下节流中低压集气116采用井下节流器后降低地面输气系统压力等级，大大节约了地面管道、设备的投资。34采用井下节流器后降低地面输气系统压力等级，大大节约了地面1172、分输流程和混输流程（1）分输流程图3.15气液分输典型井场工艺流程图352、分输流程和混输流程（1）分输流程图3.15气液分输典118对于高含硫气井采用分输流程时适用于气井距集气站较远，且气井产液量较多的气井，36对于高含硫气井采用分输流程时适用于气井距集气站较远，且气119（2）混输流程图3.16气液混输工艺的井场工艺流程37（2）混输流程图3.16气液混输工艺的井场工艺流程120地形起伏大的地区一般不适合气液混输。地形起伏大的高含H2S气田更不适宜采用气液混输集输工艺。凝析气田和低含硫气田普遍采用了气液混输工艺。38地形起伏大的地区一般不适合气液混输。地形起伏大的高含H21213、酸性气体缓试剂注入工艺为减缓井下油套管及井场设备腐蚀，井口设缓蚀剂注入装置。注入方式有二种：传统的高压罐滴注和泵喷注。采气管道投入运行以前，宜在管线的内壁涂抹一层缓蚀剂对于设有气液分离器的单井站、集气站，由于经分离后缓蚀剂液相损失较多，为保证有足够的缓蚀剂保护出站下游管道，在出站管道应设置一处缓蚀剂加注点以保护下游管道。393、酸性气体缓试剂注入工艺为减缓井下油套管及井场设备腐蚀1224、常温单井站模块组合404、常温单井站模块组合1235、井场装置安全保护图3.18井场装置安全保护示意图1-采气树；2-针形阀；3-高低压截断保护阀；4-截断阀；5-弹簧安全阀

415、井场装置安全保护图3.18井场装置安全保护示意图1246、井场装置工艺计算（1）节流降压计算井场装置第一级节流阀的功能是调控气井产量，故应在临界状态下操作。则其阀后压力应为：

式中：P1—气井采气压力（油管压力），MPa（绝）。

P2—节流降压后的压力，MPa（绝）。426、井场装置工艺计算（1）节流降压计算井场装置第一级节流125井场装置第二级及以后的节流阀功能，是调控采气管线的起点压力，故应在非临界状态下操作，则其阀后压力应为：（2）节流阀计算43井场装置第二级及以后的节流阀功能，是调控采气管线的起点压126第四节集气站工艺流程一、集气站工艺集气站工艺过程主要由汇集工艺、分离工艺、调压工艺、计量工艺、防止生成水合物工艺、气田水处理工艺、防腐工艺等六部分组成。44第四节集气站工艺流程一、集气站工艺集气站工艺过程主要由127二、集气站的分类1）按过程的温度和相变分为常温集气站和低温集气站。在集气站中如果需要控制天然气中的水露点和烃露点，以及天然气有足够的压差可利用时，集气站一般采用低温集气站的形式，反之采用常温集气站。2）按站辖井数分为多井集气站和单井站。集气站一般管辖的井数都在10口井左右，故常称为多井集气站。如果只处理一口井的天然气称之为单井站。45二、集气站的分类1）按过程的温度和相变分为常温集气站和低128三、集气站工艺流程1、常温多井集气流程对于凝析油含量不多（满足天然气外输烃露点要求）的天然气，只须在矿场集气站内进行节流调压和分离计量等操作，就可以输往用户了。在这种情况下，可以采用常温分离的集气站流程，以实现各气井来的天然气汇集，满足集气管线输压的要求。46三、集气站工艺流程1、常温多井集气流程对于凝析油含量不多129（1）常温分离多井集气工艺流程图3.19常温分离多井集气工艺原理图（气液两相分离）47（1）常温分离多井集气工艺流程图3.19常温分离多井130（2）常温分离多井轮换计量流程图3.20中压多井集气站轮换计量原理流程图48（2）常温分离多井轮换计量流程图3.20中压多井集气站轮1312、低温分离集气站流程外输天然气常常需要控制天然气的烃露点，此时，需要采用低温分离。（1）低温分离的目的（2）制冷方法直接膨胀制冷法（节流阀制冷）、冷剂制冷法（丙烷制冷）和联合制冷法（节流阀制冷+丙烷制冷）三种。492、低温分离集气站流程外输天然气常常需要控制天然气的烃露132（3）低温分离集气站流程①多井集气：包括各单井高压天然气进集气站后气液分离、计量。②低温分离：包括注入水合物抑制剂、气体预冷、节流制冷、低温分离、凝液回收。③凝液处理：包括凝析油稳定，油醇分离，凝析油储存及输送，抑制剂富液再生贫液与循环使用。④含醇污水预处理系统50（3）低温分离集气站流程①多井集气：包括各单井高压天然133511343、常温分离与低温分离的选择低温分离工艺多用于天然气中凝析油回收和天然气脱水。4、集气站工艺计算（1）物料平衡计算。（2）热平衡计算。（3）水合物抑制剂循环量计算。523、常温分离与低温分离的选择低温分离工艺多用于天然气中凝1355、集气站的安全保护（1）进出站场的天然气总管上设置紧急截断阀，截断阀采用气动或气液联动球阀，设置阀组区，与工艺装置区用防火墙隔断，确保事故发生时能迅速截断气源。

（2）站场内凡是有压力变化的系统，在低一级压力系统必须设置安全泄放阀对其保护。同一压力等级的几台设备，当与其连通的汇管之间无截断阀隔开时，可在汇管上设置安全阀；当设有截断阀时，则每一组设备系统须分别设置安全阀。535、集气站的安全保护（1）进出站场的天然气总管上设置紧急136（3）安全阀宜采用弹簧式或先导式。泄放介质为液体时，可采用微启式弹簧安全阀；泄放介质为气体或气液混相时，应采用封闭全启式弹簧安全阀或先导式安全阀。（4）泄放气体的排放应符合GB50183《石油天然气工程设计防火规范》的规定。（5）站（场）内天然气系统应设有紧急放空阀。放空阀的设置应符合GB50183《石油天然气工程设计防火规范》的规定。54（3）安全阀宜采用弹簧式或先导式。泄放介质为液体时，可采137（6）站（场）内需要定期检修的设备，应按系统分组设置进、出气体（液体）截断阀，在进、出截断阀之间设置检修放空阀，该阀一般不大于50mm。放出气体应纳入同级压力的放空管线。（7）对带有液烃的气体放空管线，在进入火炬之前应设分液罐。55（6）站（场）内需要定期检修的设备，应按系统分组设置进、138第五节矿场增压站一、气田天然气增压目的和方法1、增压目的（1）满足集输管网对输送压力的需求（2）满足天然气凝液回收时对压力的要求56第五节矿场增压站一、气田天然气增压目的和方法1、增压目1392、气田增压的特点（1）增压站的社会依托条件差（2）介质不清洁（3）工况差（4）分散、规模小3、增压方法（1）压缩机增压法（2）高、低压气压能传递增压法572、气田增压的特点（1）增压站的社会依托条件差3、增压方1404、压缩机及驱动机选型（1）往复式压缩机气源不稳定或气量较小的低压天然气增压。高压注气和高压气举。压比较高的天然气增压。（2）气源比较稳定、气量较大，压比不大时，宜选用适合气田气的离心式压缩机。（3)气量较小、进气压力比较平衡时，可选用螺杆式压宿机。当气质较贫时，可选用喷油螺杆式压缩机。4）压缩机的驱动机可选用电动机或燃气机。当气田附近有经济、可靠的电源，宜采用电动机驱动；在无电或电力供应不可靠的地区，往复式压缩机采用燃气发动机驱动，功率较大的离心式压缩机宜采用燃气轮机驱动，余热加以利用。584、压缩机及驱动机选型（1）往复式压缩机气源不稳定或气量1415、增压方式和顺序目前应用较多的增压方式主要是集气站增压和处理厂集中增压两种。若采取处理厂集中增压方式，增压装置设在处理装置之前通常简称前增压，增压装置设在处理装置之后则简称后增压。采用何种增压方式，应根据处理厂内工艺装置设置要求经综合比较而定。595、增压方式和顺序目前应用较多的增压方式主要是集气站增压142二、气田增压站流程图3.23气田天然气增压燃驱站工艺原理流程图60二、气田增压站流程图3.23气田天然气增压燃驱站工艺143第六节矿场脱水站天然气含有H2S、CO2时，H2S、CO2与水形成具有很强的腐蚀性的酸对管道造成腐蚀；为了解决天然气在集输过程中腐蚀问题，因此，在气田内部常常建立天然气脱水站脱出天然气中的水，采用干气输送，从而避免天然气在集输过程中的腐蚀。1、低温分离法2、溶剂吸收法脱水2、溶剂吸收法脱水3、固体吸附法脱水61第六节矿场脱水站天然气含有H2S、CO2时144第七节清管1、清管的目的1）管道竣工后，投产前清除管内的污物2）管线运行一段时间后清除管内的一些污物3）在对新建管道进行水压测试后，清除水分；62第七节清管1、清管的目的145二、清管工艺对于长度大于50km的集气干线则应根据集气工艺、气质特点、地形条件、适当考虑线路中间增设发送、接收站的装置；

图3.24采用清管阀工艺流程图63二、清管工艺对于长度大于50km的集气干线则应根据集气工146图3.25采用简易清管装置工艺流程图64图3.25采用简易清管装置工艺流程图147图3.26采用清管发球筒工艺流程图①当集气管道公称通径≤DN100时，推荐采用清管阀或简易清管装置。②当集气管道公称通径＞DN100时，可采用清管收发球筒或清管阀。65图3.26采用清管发球筒工艺流程图①当集气管道公称通径≤148第八节我国典型的气田集气工艺系统一、高含硫气田1、龙岗气田龙岗气田天然气中H2S含量为4.52%（体积分数），CO2含量为6.07%（体积分数），属于高含硫气田。设计关井压力50MPa，一级节流阀后高压管线设计压力为27.5MPa，二级节流阀后设计压力与采、集气管线一致，采用9.9MPa。66第八节我国典型的气田集气工艺系统一、高含硫气田1、龙岗149气田内单井至集气站采用气液混输工艺，即：各单井原料气经节流、加热、再节流后，由采气管线气液混输至集气站或集气总站，再进入净化厂集中处理。对于单井水气比大、采气管线长的井站采取单井分离、气液分输工艺，即：各单井原料气经节流、加热、节流、分离后，气液分输至集气站。集气干线、采气管线均采用保温方式。采气管线、集气干线采用L360NCS管材。集气管网采用多井集气湿气混输工艺。67气田内单井至集气站采用气液混输工艺，即：各单150集气管网系统设计压力为9.9MPa。正常生产时，井口采用水套加热炉加热防止水合物的形成；冬季和开停工工况下，可利用缓蚀剂注入口加注抑制剂防止水合物形成。井口采用连续加注缓蚀剂防止H2S和CO2对管线的腐蚀。气田水在各集气站或产水量较大的单井站采用低压闪蒸后，密闭管输至回注站回注于地层。根据龙岗气田的气田水富含H2S、CO2、Cl-和矿化度高等特点，气田水输送管线采用钢丝网骨架增强聚乙烯塑料连续复合管，接口处采用金属卡套连接。68集气管网系统设计压力为9.9MPa。正常生产时151在龙岗净化厂中央控制室设置SCADA系统监控中心。各单井站设置PLC；集气站设置站控系统，远控阀室、气田水回注站设置RTU。69在龙岗净化厂中央控制室设置SCADA系统监控中1522、普光气田该天然气为高含硫天然气，H2S含量为14.14%.（体积分数），CO2含量为8.63%（体积分数），有机硫含量为340.6mg/m3。普光气田采用气液混输工艺，集气站和井口天然气不脱水，气液混输到净化厂进行处理。由于集气管线内为高含硫酸性气体，选用国外生产的专用抗硫管材，主要有镍基合金、镍基复合钢、不锈钢复合钢，抗硫碳钢管材等。这些管材除应满足力学性能外，