天然气集输系统之集输工艺
2013-05-10 08:53阅读：
天然气集输是一个复杂的工艺系统。天然气从井口输送至处理厂有多种布站方式、管网方案和集输工艺，采用何种布站方式、管网方案和集输工艺，需要从技术、经济的角度全面考虑。
气田集输系统总流程，应根据天然气气质、气井产量、压力、温度和气田构造形态、驱动类型、井网布置、开采年限、逐年产量、产品方案及自然条件等因素，以气田开发的整体经济效益为目标，综合考虑确定。
天然气集输工艺一般包括分离、计量、水合物抑制、气液混输、增压和脱水工艺等，有的高含硫气田还包括站场小规模的脱硫工艺，凝析气田还包括凝析油处理工艺，脱硫和凝析油处理工艺常划归在于天然气处理部分，本书不再进行叙述。
一、分离工艺
(一)分离工艺的选择
从气井中采出的天然气中不可避免地会带有一部分液体(矿化水、凝析油)和固体杂质(岩屑、砂粒)，如果不进行分离，这些液体和固体杂质会对站场设备和集输管道带来严重的影响(磨损设备、堵塞管道)，很可能造成安全事故。因此，在部分井场、集气站和天然气处理厂都需要安装分离器，对天然气进行气一液、气一固的分离，以满足集输和外输的要求。当
天然气中丙烷及更重的烃类组分较多时，宜进行天然气凝液回收，并遵循以下原则：
①每立方米天然气中戊烷及更重的烃类组分按液态计，小于l0mL时，宜采用常温分离工艺；大于l0mL时，应通过相态平衡工艺模拟计算和技术经济分析后，确定采用常温分离、常温多级分离或低温分离工艺。
②每立方米天然气中的丙烷及更重的烃类组分按液态计，通过相态平衡计算和技术经济分析后，小于l00mL时，采用常温分离、常温多级分离或低温分离工艺；大于l00mL时，采用常温多级分离或低温分离工艺。
下面对常温分离工艺和低温分离工艺进行介绍：
1．常温分离工艺
(1)单井常温分离工艺
20世纪60年代我国气田建设初期，气井少、分散、压力不高、用户近、供气量小，而且不含硫(或甚微)，集输流程采用单井常温分离。天然气自气井采出并经加热、节流和在常温条件下分离、计量后直接进入输气管道。单井集输流程的天然气在井场进行分离除尘，脱除气体中的液、固体杂质，呈单相流输入管道。这种流程缺点是井口须有人值守，造成管理分散，污水不便于集中处理等困难。但对距集气站远、采气管道长、采用加热仍不能防止水合物形成的边远井，这种集输方式至今仍是适宜的。如蜀南气矿至今仍保留有这种集输流程。
(2)多井常温分离工艺
多井常温分离工艺适用于井口天然气温度高，距集气站不远的气井，由于加热节流均集中在集气站内进行，井口无人值守、定期巡回检查。采用多井集输流程，天然气在井场未进行分离处理，直接进入采气管道，与单井集输工艺相比，具有设备和操作人员少、人员集中和便于管理等优点。
2．低温分离工艺
低温分离可分离出天然气中的凝析油和饱和水，使管输天然气的水、烃露点达到管输要求，防止凝液析出而影响管输能力。对含硫天然气而言，脱除天然气中的水，可以减少H2S对管道的腐蚀，脱除凝析油可以保证外输天然气的烃露点符合要求并将回收到的凝析油加工为有关产品。天然气的低温分离因制冷方式的不同可以分为以下几种方式：
①氨、丙烷制冷；
②透平膨胀机制冷；
③气波制冷机(热分离机)制冷；
④焦耳一汤姆逊阀(J—T阀即节流阀)制冷；
⑤焦耳一汤姆逊阀和膨胀机的联合制冷；
⑥两级喷射和增压喉制冷。
每种低温分离方式都有一定的适用范围，同时也存在一定的局限性。其中，节流膨胀法应用较广，塔里木气区克拉2气田、川渝气区的川西北气矿和长庆气区的榆林气田低温分离集气站都采用这种方法，采用该分离工艺就必须用高压集输，在多井集气站进行节流、分离。透平膨胀机制冷具有流程简单、效率高(等熵效率为75％～85％)、操作弹性大、制冷量易于调节、对原料气变化适应性好、运转可靠等优点，在以回收天然气凝液为目的的深冷分离装置中较为常见。阿果石油论坛
(二)分离设备的选择
气液分离器宜设在集气站内，对于需要在井口进行多级节流降压的气井、产液量大的气井和距集气站较远的气井，则宜设置在井场。连续计量的气井，每口井必须设1台计量分离器且兼作生产分离器之用；周期性计量的气井，计量分离器的数量应根据周期计量的气井数、气井产量、计量周期和每次计量的持续时间确定。生产分离器的数量应根据气井产量及分离器通过的能力确定。
气液分离宜采用重力分离器。重力分离器形式选择应根据分离介质的液量及相数确定，液量较少，要求液体在分离器内的停留时间较短时，宜选用立式重力分离器；液量较多，要求液体在分离器内的停留时间较长时，宜选用卧式重力分离器；气、油、水同时存在，并需进行分离时，宜选用三相卧式分离器。
二、计量工艺
(一)气井产量计量
气井经分离后的气、水及天然气凝液应分别计量，以满足生产动态分析的需要。对于产气量在气田起重要作用的气井，对气田的某一气藏有代表性的气井，气藏边水、底水活跃的气井和产量不稳定的气井宜采用连续计量。
采用周期性轮换计量的气井，其计量周期应根据计量的路数确定，一般为5～l0d；每次计量的持续时间不少于24h，且当调整某路气井产量时应优先切换至该路计量。轮换计量仪的配置应能覆盖每路气井的流量范围。
天然气计量采用标准孔板计量时，应符合国家现行标准《用标准孔板流量计测量天然气流量》(SY／T6143)的规定。水和天然气凝液的计量宜采用容积式流量计或容器计量。
(二)天然气输量计量
1．计量分级
天然气输量计量可分为三级：一级计量为气田外输气的贸易交接计量；二级计量为气田内部集输过程的生产计量；三级计量为气田内部自耗气的计量。
天然气输量计量系统准确度的要求应根据计量等级确定：一级计量系统准确度应符合天然气的输量范围不低于一级计量系统的准确度的规定，二级计量系统的最大允许误差应在±5．0％以内，三级计量系统的最大允许误差应在±7．0％以内。
天然气一级计量系统的流量计及配套仪表，应按现行国家标准《天然气计量系统技术要求》(GB／T18603)的规定配置。
站场出站天然气应计量，站内的生产用气和生活用气应分别计量。
2．计量仪表类型
常用的天然气计量仪表主要有差压式、速度式和容积式流量计。
(1)差压式流量计
差压式流量计是基于伯努利原理和流体连续性方程设计制造的流量计，适用于稳定流。流体在压能作用下充满管道流动时，遇到管道的缩颈部件发生节流而产生差压，利用差压与流过的流体量之问的特定关系即可测得流量。差压式流量计具有简单、价廉、易于安装和维修、经久耐用、适应性宽、可操作性强等优点。它的缺点是测量范围较窄，当最大流量与最小流量差别太大时，差压式流量计不能准确地测量流体流量。当流速相当稳定时，差压流量计工作状态才会良好。差压式流量计有标准型和非标准型，标准型差压式流量计主要包括标准孔板和标准喷嘴两种。
目前，我国天然气计量中运用最多的仍是差压式流量计。标准孔板流量计其主要构件有标准孔板、直管段、导压管，其检测元件已标准化。在严格按标准制造、安装和使用的条件下，天然气计量现场工况条件不偏离计量标准要求时，测量误差的大小不会超过标准《用标准孔板流量计测量天然气流量》(SY／T6143)给出的范围。
(2)速度式流量计
速度式流量计是以直接或间接测量封闭管道中满管流流体流动速度而得到流体流量的流量计。如涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计和超声流量计等。
①涡轮流量计
气体涡轮流量计结构简单，测量范围大，可达15：1至25：1，准确度为1．5级，新表重复性好，在线性流量范围内，即使流量有所变化也不会降低累积量准确度，尺寸小，安装方便，脉冲输出，便于和计算机配套。多为小口径表，初检合格率高，复检合格率低，国产仪表因其设计结构、加工精度及材质等方面的原因，叶轮轴承易被介质中的杂物磨损或卡死，导致使用效果差。
②涡街流量计
涡街流量计无可动部件，量程宽，由于其使用有要求，故使其使用范围受到限制，加之国产涡街流量计抗干扰能力差，不适合有振动干扰的管网，贸易计量的准确度低。
③旋进旋涡流量计
旋进旋涡流量计是集温度、压力传感器、流量积算、就地显示于一体的新型流量计，实现了信号的在线实时采集、处理，提高了计量准确度。旋进旋涡式流量计量程宽，工作温度范围宽，结构简单，无可动部件，对前直管段要求低，在其测量范围内不受温度、压力、密度和黏度的影响，适应性强。因此在中、小流量计量中被广泛采用。其不足是压降大，作为流体振动式流量计，管道震动和电磁干扰对其计量的准确度有很大的影响。
④超声波流量计
是近年来迅速发展并正逐步在天然气工业中广泛应用的一种新型速度式流量计。尤其以多声道式超声波流量计优点凸现，准确度可达0．5％，量程范围宽，一般为1：30，大口径流量计可达100：1以上，无压损，对管路特性基本无干扰，无可动部件，可相同准确度进行双向测量(尤其适合天然气正、反输计量)，可测脉动流，属节能型仪表，坚固耐用。缺点是价格昂贵，只适合于大、中121径，对上下游直管段长度等有要求。阿果石油论坛
(3)容积式流量计
容积式流量计是直接测量管道中满管流体流过的容积值来测量流体量的方法。从流体中吸收部分能量，利用机械测量元件把流体连续不断地分割成单个已知的体积，根据计量室逐次、重复地充满和排放该体积流体的次数来测量流体体积总量。吸收的能量用来克服测量元件和附件转动的摩擦力，在仪表人口和出口形成压力降。
容积式流量计在流量仪表中是准确度最高的一类，它一般不具有时间基准，为得到流量需要另外附加测量时间的装置。目前应用较多的是气体腰轮(罗茨)流量计和气体旋叶(刮板)流量计。这类流量计的零部件多，转子与壳体问的间隙小且体积大，要求气质干净，因此用于计量天然气的故障率高。但由于它对流态要求不严、测量范围宽、准确度高、测量数据可直读和远传，安装条件对准确度影响不大以及操作简便等优点而得到较为广泛的应用。
三、水合物抑制剂工艺
天然气水合物是在一定的温度和压力下，天然气和水形成的冰雪状晶体。水合物抑制剂工艺即气田集输过程中防止天然气水合物形成的工艺。
(一)天然气水合物的形成条件
影响水合物形成的条件首先要考虑的是气体或液体必须处于或低于其水露点，或在饱和条件下，其次要考虑温度、压力和组成等因素。
另外要考虑的是：①处于混合过程；②动力学因素；③晶体形成和聚结的实际场所，例如管子弯头、孔板、温度计套管或管垢等；④盐含量。
通常，当压力增加和温度降低至水合物形成条件时都会形成水合物。
(二)天然气水合物的防止措施
天然气水合物的防止应针对其形成条件，消除形成的物质基础、改变形成物理条件以及抑制其生长发展，可采用脱水法、温度控制法、节流降压(井下节流和地面节流)法及注入抑制剂法等措施。
1．脱水法
采用脱水法脱掉天然气中的水分，是抑制水合物生成的最根本途径。
2．温度控制法
对天然气加热，或者敷设平行于集输管道的热水伴热管道，使气体流动温度保持在水合物的生成温度以上也可防止天然气水合物的生成。
3．节流降压法
对同一天然气，压力越高，水合物形成的温度也越高，即越易达到生成水合物生成条件；压力越低，水合物形成的温度也越低，即越不容易达到水合物生成条件，所以常常采用节流降压法来防止水合物的生成。
4．注入抑制剂法
注入抑制剂是目前气田主要使用的方法。它通过向天然气中注入抑制剂降低水合物生成温度而达到防止水合物生成的目的。根据作用机理的不同，抑制剂可分为热力学抑制剂、动力学抑制剂和防聚剂等。
(1)热力学抑制剂
热力学抑制剂是最早开发出来并受到广泛采用的一类抑制剂，其作用原理是因为抑制剂加入天然气中，改变了水在水合物中的化学位，从而达到抑制水合物形成的目的。此类抑制剂分为两种：醇类(如甲醇、乙二醇)和电解质(如CaCl2)。目前，天然气水合物抑制剂广泛使用的主要是乙二醇和甲醇。
甲醇由于沸点较低，宜用于较低温度的场合，温度高时气相损失量大，通常用于气量较小场所，甲醇富液经蒸馏提浓后可循环使用。
乙二醇无毒，沸点较甲醇高，蒸发损失小，一般都可回收，且再生后可循环使用，适用于处理气量较大的场所，但是乙二醇黏度较大，在有凝析油存在时，操作温度过低时会给乙二醇与凝析油的分离带来困难，增加了凝析油中的溶解损失和携带损失。
注入集输管道的水合物抑制剂一部分与管道中的液态水相溶，另一部分挥发至气相，消耗于前一部分的水合物抑制剂，称为水合物抑制剂的性质和液相用量。进入气相的水合物抑制剂不回收，因而又称气相损失量，水合物抑制剂的实际使用量为两者之和，天然气水合物形成温度降主要决定于水合物抑制剂的性质和液相用量。
(2)动力学抑制剂
动力学抑制剂作用机理是通过显著降低水合物的成核速率，延缓乃至阻止临界晶核的生成、干扰水合物晶体的优先生长方向及影响水合物晶体定向稳定性等方式抑制水合物生成。与热力学抑制剂相比，动力学抑制剂具有用量少、效果好和易于操作等优点，使用成本也可降低50％以上，并可大大减小储存体积和注入容量。但动力学抑制剂的适用范围却很有限，只能用于水合物生成温度降不超过6～7℃的情况，当温度非常低或压力非常高时，就不能使用。
(3)防聚剂
防聚剂则是由一些聚合物和表面活性剂组成。加入浓度很低，但却能防止水合物晶粒的聚集，使水合物晶体成浆状输送而不堵塞管道，该类试剂尚处于试验中。
(三)集输系统防冻工艺的选择
水合物抑制剂在集输系统上应用时，应满足如下几方面的要求：
①能最大限度地降低水合物生成温度；
②与天然气中组分不发生化学反应，并且不生成固体沉淀物；
③不增加气体和燃烧产物的毒性；
④不会引起设备和管道的腐蚀；
⑤完全溶于水，并且易于再生；
⑥具有低黏度和低蒸气压；
⑦具有低凝点；
⑧价格低，且易于买到。
天然气集输系统中多采取加热保温或向天然气中加入水合物抑制剂等措施防冻。
四、气液混输
传统的气田集输工艺是将天然气在井场或集气站进行气液分离后计量，然后天然气进入集气支线或集气干线输至天然气处理厂／净化厂，或直接进入外输管道。气液分输集输系统设置的站场数量多，使用大量的分离器，分离后对气、液分别计量，井场或集气站流程较复杂，并增加分离后液体管输或车运投资及运行费用，给气田运行管理带来不便。
随着天然气的开发转移至海洋和沙漠地区，对于凝析气田和低含硫气田普遍采用了气液混输工艺，如在克拉2气田、长北气田已成功使用气液混输集输工艺。
气液混输工艺是天然气不进行气液分离，含液天然气直接进人集气支线或集气干线输至天然气处理厂，气体含液量较大时，在管道末端设置液塞捕集器，以维持下游处理设施正常运行。该工艺大大地简化集输系统流程，井场流程简单，井场主要工艺设施为井口节流阀及相关截断阀，无分离设备，不仅阀门数量少，而且减少了自控仪表及不需液体储运设施。对于全气田来说，站场数量相对气液分输集输工艺的站场少，操作简便，管理方便，节省投资。
对于气液混输两相管路，流型变化多，具有流动不稳定性。若管路起伏较大，不仅剧烈地影响两相管路中的流型，而且使液相大量聚积在低洼处和上坡管路中，造成较大摩阻损失和滑脱损失。低洼处管道持液率高，清管器上坡运动过程中，清管器下游的液柱产生的压力高，在清管器上游需要较高的压力推动清管器，需要提高集输系统的设计压力，同时清管产生段塞流体积大。段塞流致使大量液体产生冲涌，气体压力波动，导致下游工艺设备稳定问题和分离器的分离效率下降，在集输管道末端需建大型液塞捕集器。
因此，地形起伏大的地区一般不适宜气液混输，特别是地形起伏大的高含H2S气田更不适宜气液混输集输工艺。一方面H2S含量高，会提高水合物形成温度，低洼处管道积液使气体通过管道横截面减小，气体通过此处产生节流温降效应，降低气体温度，增加水合物形成的可能性；另一方面H2S溶解于水中形成电解液，增强H2S电化学腐蚀，加剧H2S对管道的应力开裂腐蚀，腐蚀产物聚集在低洼处，再次减小低洼处的气体有效流通面积，此处气体流速增加，气体对管道冲蚀作用加剧，增加了集输管道的不安全因素。
五、增压工艺
气田气井压力随着开发时间的延长而降低，到开发后期，气井压力将不能满足集输管网进气对压力的要求，必须通过增压提高天然气的压力。
不同气田的地质构造、储存压力也有很大的差异。提高低压产气区的集输压力，常常可以降低生产设施的规格和建设费用。尤其是低压产气区与高压产气区共用集输管网时，这种增压更为必要。
当需要回收天然气凝液，而天然气自身的压力又不能满足在相应制冷温度下回收凝液的需要时，应对天然气进行增压。
(一)增压方法
(1)机械增压法机械增压通过压缩机进行，在原动机的驱动下压缩机通过转子或活塞的运动将机械能转换为天然气的压能，达到增压的目的。
(2)压能传递增压法高、低压气压能传递增压法所使用的设备是喷射器(亦称增压喉)。高压天然气以很高速度流经喷射器，并以很高的速度喷出时，天然气的动压增加而静压降低，将喷嘴前的低压气带入高压气流，达到使低压气增压的目的。它的特点是不需外加能源，结构简单，不存在运动部件，操作使用方便。但效率低，且需高、低压气源同时存在才能使用。虽然在国内外的天然气集输增压中均有应用，但不普遍。阿果石油论坛
(二)集输系统增压原则
(1)天然气增压的压缩机应允许气体组成、进气压力、温度和进气量有一定的波动范围。在满足工艺条件下，可按以下原则进行选择：
①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和要求压比较大的天然气增压选用往复式压缩机。
②气源比较稳定，且气量较大时，宜选用适合油气田应用的离心式压缩机。
③气量较小、进气压力比较平稳时，可选用螺杆式压缩机。当气质较贫时，可选用喷油螺杆式压缩机。
④在有条件的地方也可选用天然气引射器对低压天然气进行增压。
(2)压缩机的驱动机可采用电动机或燃气机，在无电或电力不足的地方，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采用燃气轮机驱动，余热加以利用。
(3)压缩机组宜选用橇装形式。
(4)往复式压缩机组宜根据工艺要求选型配置，多台机组并联时，宜设有备用机组。
(5)离心式压缩机的密封油系统和喷油螺杆式压缩机的循环润滑油系统，应设置被天然气凝液稀释的润滑油再生设施。
(6)进出压缩机的天然气必须清除机械杂质，必要时还应清除凝液。压缩机入口分离器应设液位高限报警及超高限停机装置。
(7)压缩机气缸采用有油润滑时，应在后冷凝冷却器前设置润滑油分离器。
(8)压缩机管道安装设计应符合下列要求：
①压缩机进口应设压力高、低限报警及低压越限停机装置。
②压缩机各级出口管道应安装全启、封闭式安全阀。安全阀的定压值应为额定压力的1．05～1．1倍。
③压缩机进出口之间应设循环回路，压缩机站应设站内循环回路。
④离心式压缩机应配套设置防喘振控制系统。
⑤应采取防振、防脉动及温差补偿措施。
(9)压缩后的天然气需要冷却时，宜优先采用空冷。当采用水冷却时，应优先采用循环水或循环防冻液冷却，也可根据具体情况采用开式水冷却。
(三)增压模式目前应用较多的增压模式主要是集气站增压和集中增压两种。
(四)增压顺序若气田天然气增压采取集中增压方式，增压装置设在诸如脱硫脱碳等装置前简称前增压，增压装置设在这些装置后简称后增压。
采用前增压时，脱硫脱碳等装置的运行压力较高，装置尺寸可以相应减小，同时增压的功率也要小一些，综合投资可适当降低。目前大部分天然气处理厂都采用前增压模式，如苏里格气田第一、第三处理厂，榆林气田长北区中央处理厂。
采用后增压工艺，需要设置较大尺寸的脱硫脱碳等装置，例如天然气脱硫脱碳的吸收塔、MDEA溶液的再生塔和配套的分离器、泵、换热设备等都将相应增大。天然气低温脱油脱水的预冷换热器、丙烷蒸发器和低温分离器等也将增大，投资增加。采用后增压工艺时，因天然气已经过处理，压缩机的工作条件相对较好，可以提高压缩机可靠性，故如果有较大量的低压用户，选择后增压模式也是可行的。阿果石油论坛
(五)气田增压特点
1．增压站的社会依托条件差
气田大都位于偏远的山区、沙漠或其他不利于工程建设的地区，交通不便；供水、供电设施缺乏，生产协作和社会依托条件差。
2．工作介质不清洁
从气井产出的天然气含有水、H2S、CO2和固体颗粒物等杂质，清洁程度差。尽管增压前有气液分离和固体颗粒过滤，仍要求压缩机对气质有很强的适应能力。
3．变工况工作
在气田气井生产过程中，天然气的压力、流量波动幅度大。要求天然气压缩机适应变工况操作要求，需要选择允许进口压力变动范围宽，流量负荷变化大的机型。
4．气井分散、规模小
当气井较分散，单井或一定范围的产气区难以形成太大的产气量时，压缩机的设置应符合气井分散和处理量小的特点。
5．连续运行能力
气田增压开采和集输系统生产要求压缩机组运转具有高度的连续性，除必要的计划检修时间外，压缩机组必须不问断地正常运转，否则将导致用户停产或减产造成经济损失。阿果石油论坛
