氣田集輸工藝分析案例概述目錄TOC\o"1-3"\h\u16251氣田集輸工藝分析案例概述 1188201.1T油田概述 199151.2T油田基礎數(shù)據(jù) 158401.3T氣田集輸改進目標 31.1T油田概述目前，T油田公司已經(jīng)投產(chǎn)氣田17個，其中砂巖油氣藏10個，建成天然氣處理廠17座，建成產(chǎn)能：427×108m3，年生產(chǎn)天然氣260×108m3。目前，T油田的集輸主要以超高壓集氣工藝技術為主。集氣系統(tǒng)的最高操作壓力為14.2MPa，設計壓力達15MPa，氣田的集氣管道在我國凝析氣田的操作壓力中處于領先地位、長距離氣液混輸管道中，管徑最大。在油氣處理中，油氣處理廠工藝系統(tǒng)包括集氣，脫水脫烴，輕烴回收等、乙二醇的再生和注入、凝析油穩(wěn)定，氣體增壓及其它工藝單元構成，天然氣處理是利用J-T閥的膨脹制凍分離工藝進行的，工藝流程如下圖所示，其中脫水脫烴裝置四套，單套處理能力400×104m3/d；凝析油穩(wěn)定裝置兩套，單套處理能力458t/d；輕烴回收裝置兩套，單套處理能力593t/d；乙二醇再生裝置兩套，單套處理能力為2550kg/h。其工藝流程框圖如圖所示。圖1油氣處理廠工藝流程框圖1.2T油田基礎數(shù)據(jù)氣田氣經(jīng)凈化處理后進入長輸管道，出場后的天然氣為濕氣，甲烷含量達到百分之九十四以上，不含硫，二氧化碳含量在0.03%以下根據(jù)經(jīng)驗，氣質(zhì)符合國家二類氣質(zhì)標準。氣質(zhì)組分的變化對管道摩阻影響較小，不會對管道水力計算結果（壓力、溫度等）產(chǎn)生明顯影響。表3-2凈化站模擬出廠干凈化氣組分組分冬季夏季%(mol)%(mol)CH40.94020.9402C2H60.00300.0030C3H80.00010.0001NN2N0.02350.0235CO20.02700.0270H2S00H2O0.00010.0001HH2H0.00210.0021O20.00400.0040合計11.00商品天然氣的質(zhì)量按國家二類氣技術指標控制，有關參數(shù)如下：HS含量：≤20mg/m3；總硫含量（以硫計）：≤200mg/m3；CO2含量：≤3%（mol）；水露點：-5℃（在5.0MPa條件下）。凈化站輸氣首站出站壓力：4.89~5.0MPa。輸氣站進站壓力：4.66~4.77MPa。凈化站為本工程輸氣接起點，凈化站天然氣輸出壓力為4.89~5.0MPa，溫度為33℃~45℃。線路長度：本工程輸氣管道計算長度為55km。輸氣管道起點壓力：4.89MPa~5.0MPa。輸氣管道終點壓力：4.66MPa~4.77MPa。6）計算溫度根據(jù)收集資料，本工程管道中心埋深處地溫冬季6.5℃，夏季18℃，年平均11.4℃。取全線管中心埋深處的年平均地溫11.4℃作為輸氣管道計算溫度。土壤性質(zhì)土壤多為黃土。1.3T氣田集輸改進目標當前T油田在油氣集輸運行過程中出現(xiàn)了如下一些問題：（1）井口的實際產(chǎn)量溫度高于開發(fā)方案的產(chǎn)量，節(jié)流溫度的預測和計算不夠精確。T氣田處理廠自投運至今，投產(chǎn)后，進站溫度從設計45°C提高到65°C，造成集輸與處理能力不相適應。（2）高溫高壓砂巖氣田等，集輸管線存在腐蝕和安全隱患。截止到2022年底，T油田地面集輸系統(tǒng)共發(fā)生腐蝕刺漏14起，內(nèi)部集輸干線上的多處管線壁厚減薄比較嚴重，小于理論的安全極限壁厚，對T油田的作業(yè)和運行造成嚴重隱患。所以解決腐蝕問題就成了T油田保障安全，高效作業(yè)的重中之重。（3）J-T閥節(jié)流制冷熱效率低、分離溫度較高，凝液回收率偏低。用節(jié)流制冷，它的熱效率不高、壓力能沒有被有效地回收。注醇工藝中大量