摘要：天然气集输是继气藏勘探、气田开发和气田开采之后的一个非常重要的生产阶段。本文首先阐述了天然气集输工程工艺流程，其次，分析了气层气地顶集输工艺。最后，以苏里格气田为例，对其进行实例分析，具有一定的参考价值。关键词：天然气；集输工艺；处理方案；研究

    1. 引言天然气是埋藏在地下的一种可燃气体，是以多种低碳饱和炔为主的气体混合物，其主要成分为甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷、戊烷及微量的重碳氢化合物和少量的其它气体，如氟气、氧化碳、氧化碳、氦气、硫化氢、蒸汽等。天然气集输是继气藏勘探、气田开发和气田开采之后的一个非常重要的生产阶段。它是从井口开始，将天然气通过管闷收集起来。经过预处理，使其成为合格产品，然后外输至用户的整个生产过程。

    2. 天然气集输工程工艺流程应根据气藏工程和采气工程方案、天然气物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等具体情况，通过技术经济对比确定，并符合下列原则：

    第一，工艺流程宜密闭，降低天然气损耗。充分收集与利用天然气井产出物，生产符合产品标准的原油、天然气、液化石天然气、稳定轻烃等产品。

    第二，合理利用天然气并流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，减少天然气中间接转，降低集输能耗。合理利用热能，做好设备和管道保温，降低天然气处理和输送温度，减少热耗。

    第三，天然气集输工艺设计应结合实际情况简化工艺流程，选用高效设备。

    3.气层气地顶集输工艺

    气层气生产主要采取枯竭式开采工艺，即靠自喷生产。随着气田天然气的不断外采．气井大然气的压力逐步降低，当降至低于集气管线压力时，便不能进入集气管网。这种低压气在我国开采较早的天然气气田正在逐年增多。对于气井压降不一致的气田，如果条件许可时，应尽量实行高、低压管分输，低压气输给当地用户，高压天然气进入集气干线；若因种种原因，气田气以建一个系统为宜时，则需要建气田天然气增压站．将低压气增压后进入管网。

    天然气从气井采出后，在流经节流元件时，由于节流作用，使气体压力降低，体积膨胀，温度急剧下降，这样可能生成水化物而影响生产。为了防止水化物的生成，我国目前有两套气田地面集输工艺模式：一是井口加热节流地面工艺模式，二是井口注醇高压集输工艺模式。国内外广泛采用加热的方法来提高天然气的温度，以使节流前后气体温度高于气体所处压力下水化物的形成温度。

    井口加热节流地面集输模式，在四川气田、胜利油田等老油田使用较多，在井场对气井产出的天然气先加热，然后节流，对于压力较高的井，可两次加热两次节流，并进行气液分离并计量，或去集气站分离、计量后外输。配有井下气嘴的气井，在地面集输过程中不再配备加温设备、井口注醇集输模式，在近年来新开发的西部气田使用较多，如靖边气田、涩北气田都采用了这种模式，在井口不设任何设施，设在集气站的注解泵通过注醇管线将醇注入井口产出的天然气中，以防冻堵。注醇后的天然气直接集中到集气站，在集气站节流、分离、计量，然后输往总站集中处理(脱硫、脱水)。这种模式的工艺特点是：简化工流样，管理方便．投资低，但出于需要注醇，运行费用较高。

    4.天然气集输工艺处理实例分析苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区。该地区地表主要为沙漠覆盖，含气层为上古生界二叠系下石盒子组的盒8段及山西组的山1段，气藏主要受控于近南北向分布的大型河流、三角洲砂体带，是典型的岩性圈闭气藏，气层由多个单砂体横向复合叠置而成，基本属于低孔、低渗、低产、低丰度的大型气藏。

    4.1单井气量湿气带液计量工艺根据苏里格气田井数多、产量低、不确定性带水含油和生产压力下降快的特点,其单井产气量计量不能照搬其他气田的计量方式。因此,选择适用、合理的流量计量方法和计量仪表,是确定苏里格气田流量计量系统设置的关键。通过大量的流量计现场比对试验,确定采用简易旋进旋涡流量计对单井气量进行连续带液计量。流量计工作压力4.0 MPa,流量计量范围(0.6~9.0)×104m3/d,可显示瞬时工况流量和累计工况流量,并可根据运行压力、温度将工况流量换算为标况流量。简易旋进旋涡流量计相对智能旋进旋涡流量计的计量误差一般在5%~10%,可满足单井在线湿气带液计量的要求。

    4.2井间串接和中低压湿气采气工艺由于苏里格气田井数多、井距小,单井产量低,为简化采气系统,采用井间串接管网,通过采气管线把相邻的几口气井串接到采气干管,几口井来气在采气干管中汇合后进入集气站。一般串接的气井井数为6~8口,集气站辖井数量为50~70口。因此,优化了管网布置,缩短了采气管线长度,增加了集气站辖井数量,降低了管网投资,提高了采气管网对气田滚动开发的适应性。此外,由于苏里格气田气体中微含H2S、低含CO2,其腐蚀性相对较弱,故采用了中低压湿气采气工艺。通过井下节流,井口天然气压力一般为1.5MPa,因而井口不加热,采气管线不保温(采气管线埋设于冰冻线以下)、不注醇。这样就保证了井口和采气管线中不会形成水合物,并使井口达到无人值守。

    4.3集气站常温分离和增压集气工艺湿天然气通过采气干管进入集气站的压力为1.3 MPa,在集气站的进站总机关汇合后,经常温分离、增压、计量后去集中处理。夏季地温较高时,也可将压力提高至4.0 MPa运行,充分利用气井压力,停止压缩机组运行,降低能耗,节省运行费用。集气站分散增压可降低井口最低生产压力,延长气井生产周期,提高单井采收率,同时降低了管网投资,满足气田增压开采和天然气增压输送的要求。根据系统压力,集气站采用一级增压,使天然气压力从1.0 MPa增压到3.5 MPa后输送到天然气处理厂。

    4.4天然气集输防火防爆工艺天然气处理及轻烃回收场所的电气设备应按有关规定执行。天然气轻烃回收油罐，应符合《压力容器安全技术监察规程》。．雷雨天气应停止装、卸轻烃液化气的作业。轻烃回收罐区应按ＧＢ50074规定，设置防火堤及罐体防雷防静电接地装置，接地电阻不大于10Ω。天然气处理装置在投产前或大修后均应进行试压、试运及气体置换。用于置换的气体宜为惰性气体，置换完毕，须取样分析，含氧量不大于2％为合格。已投入运行的天然气处理装置如需动火补焊，应先行放空，再经蒸汽吹扫、清洗、通风换气、取样分析，可燃气体深度应低于其爆炸下限25％。对需动火设备、管道凡与可燃气体连通的进、出口法兰应加钢制绝缘盲板隔离，厚度不小于6mm。气温低于0℃地区，应对气、水分离容器、设备、管汇等采取防冻措施，排除冻结、堵塞故障时严禁用明火烘烤。天然气脱水要符合下列要求：天然气脱水设计应满足相关标准的规定。天然气原料气进脱水之前应设置分离器。在天然气容积式压缩机和泵的出口管线上，截断阀前应设置安全阀。天然气吸附脱水器本身可不设安全阀，应在原料气进脱水器之前、截断阀之后的管线上设安全阀。天然气脱水装置中，气体应选用全启式安全阀，液体应选用微启式安全阀。安全阀弹簧应具有可靠的防腐蚀性能或必要的防腐保护措施。

    5.结语总之，天然气集输工艺及处理极为重要，加强对其的研究，具有极大的经济价值和社会效益，值得大力探讨。

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