大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制

大牛地气田集输工艺与外输天然气水露点控制

【摘要】本文结合大牛地气田集气站场工艺及外输天然气水露点控制方案，分别对气田外输至陕京线及榆济线交气条件中水露点控制要求进行了计算。对大牛地气田集气站内工艺流程针对不同外输管线的适应性进行了分析与比较。

【关键词】天然气水合物气田集输工艺水露点控制

1 概述

1.1 水对管输天然气的影响

气田气中存在过量的水汽，且在采气和集气过程中由于工艺条件的变化可能引起水蒸气凝析，进而易形成固态气体水合物，导致集气管路压降增加乃至造成冰堵，使生产被迫中断。

1.2 管输天然气的指标要求

国家标准《天然气》（gb17820-1999）规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。目前业内通常把“输送条件下最低环境温度”理解为输送管道埋地处

的最低温度。为此，气田集输处理工艺设计时，通常按照下游最高输送压力下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标。

2 工程概况

大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，自2003年开发准备工程至今已建成天然气产能规模近30亿方。现已形成高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的集气工艺流程。气田外输天然气主要通过陕京线，目前改由榆济管线向下游用户供气。榆济管线是中石化天然气分公司建设的一条规模较大的数字化输气管道，管线气源即依托大牛地气田，起于陕西省榆林市榆阳区，终于山东省德州市齐河县，管道全长约1000km。

3 大牛地气田集输工艺分析

针对大牛地气田面积大、单井产量低、形成规模产量气井数量多、井距小的特点，井口至集气站采用辐射状管网，集气站至塔巴庙首站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。集气站内采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离。

气井天然气进站（进站压力1 5～23mpa）进入多盘管水套炉加热（根据进站压力和节流后温度进行调整）后，再经一级节流阀进行节流后控制压力为5.7mpa，控制温度0～-15℃。需计量的单井天然气进入计量分离器进行轮换分离，经差压式流量计计量后进入分离后汇管；不计量的天然气进入生产分离器，生产分离器的气相也进入分离后汇管。集气站流程示意见图1。

当井口压力低至不能满足天然气脱水工艺要求时，集气站内安装换热器。计量分离器、生产分离器的出口天然气共同进入换热器（进换热器前需注入甲醇）与出站天然气进行换热，再进行二级节流，经旋流分离器分离，气相经换热器回收冷量后进行出站总计量，再进入集气干线外输。集气站工艺流程设计脱水深度为5.7mpa下

-13℃。集气站内换热器流程见图2。

塔榆首站外输压力为4.3mpa左右，天然气经塔榆管线末站进入陕京二线（设计压力10mpa）。管线计算时按照极端气候条件考虑，输送温度取0℃。从保证管道正常运行的角度，气田外输天然气的水露点为：在管道最高运行压力10mpa下的水露点为-5℃。与陕京线交接点的压力值为4.0mpa，由以下计算可知，对应水露点为

-16.3℃。

按照天然气组成、以及所要求的天然气含水量，选用合适的状态方程（pr方程），利用proii进行多组分相平衡计算，得到不同压力条件下天然气水露点对应关系，详见表1。

图3 proii计算模型一

5 榆济管线的交气条件分析

按照榆济线下游最高输送压力（9.5mpa）下，天然气的露点-5℃折算到气田外输状态下的露点值作为控制指标进行核算。通过proii软件计算得到不同压力条件下天然气水露点对应关系，详见表2。

集气站原有工艺脱水深度为5.7mpa下-13℃，低于表3中相同压力下对应的温度值（-11.5℃），因此目前气田现有集输工艺也能够满足榆济管线的交气要求。

6 结论

目前，大牛地气田地面集输工程所采用的集气站高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的工艺流程，可有效满足气田生产对井口来气的分离、计量及脱水工艺

要求。同时，在集气站内充分利用地层压力进行节流膨胀致冷脱水，并对部分站场采用小压差复温外输工艺，实现了外输天然气水露点的有效调控，其集气站内脱水深度可有效满足气田天然气外输陕京线、榆济线交气条件，水露点控制符合规范要求，保证了下游管道气用户的用气质量。

参考文献

[1] 中华人民共和国国家标准.天然气，（gb17820-1999）

[2] 中华人民共和国国家标准.输气管道工程设计规范，

（gb50251-2003）

[3] 中华人民共和国国家标准.油气集输设计规范，（gb

50350-2005）