296473100_开题报告.docx

1 本论文选题意义及国内外研究现状1.1选题意义天然气集输系统是由天然气矿场集输管网、气体的净化与加工装置、输气干线、输气立线以及各种用途的站场组成，管线中天然气的流动满足反映质量、动量和能量守恒定律的基本方程。它是一个统一的、连续的、密闭的永动力系统。这个系统中五大环节(采气、净气、输气、储气和供气)紧密联系，互相制约、互相影响；如果某一环节不协调，必将影响整个系统，其中集气站则是重要的一环。在天然气集输中，一般将两口以上的气井用管线接至集气站，在站内对天然气进行节流调压、分离和计量工作，之后将天然气输人集气管线。集气站是气田生产管理的基本单元，也是天然气加热、降压、脱水、计量、汇集处理的基本单元。因此集气站通常有采气树、孔板、双波纹计量仪表、加热炉、分离器、安全阀、污水罐、汇气管、管汇台等工业设备，这些设备的生产、状态、安全信息是气田生产管理的基本信息。在集气站的流程中有常温分离和低温分离。对于硫化氢和凝析油含量低的天然气，只需要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，在这种情况下可以采用常温分离的集气站工艺。本集气站的3口井来气符合以上条件，故采用常温分离的工艺流程。1.2 国内外研究现状1.2.1 国内研究现状天然气集输技术的发展，经历了一个较长的时间，由单个气田为集输单元发展到多气田集输组合，进而形成大型集输系统发展过程大致可分为以下几个阶段：50年代到60年代中期属气田集输技术发展的初级阶段。天然气的集输主要采用单井集气集输流程。天然气在井口采出后经节流、加热、常温分离后脱除天然气中的游离水、油及机械杂质，经计量后直接输往用户。这个时期的集输过程均为手动操作，采用的设备性能差，生产效率低。天然气未进行净化、脱水处理，没有完整的水、电、通信等配套工程，仅能适应局部地区供气。从60年代到70年代中期新气田相继开发，生产井与日俱增，气田集输技术也随之迅速发展。这个阶段多井集输流程广泛推广。为了从天然气中回收液烃，建成了低温分离站，利用天然气自身压力通过节流膨胀制冷，低温分离，然后计量外输，改善了输气管道运行情况。70年代到80年代中期。四川气田建设规模迅速扩大，气田集输技术得到不断发展和提高，建成了区域性管网，兴建了许多大型天然气净化厂。在这一时期兴建了三废处理装置，采用扩容蒸发，多级闪蒸法和熬盐等方法处理气田水，此外还有一部分气田水向深部气层回注。四川气田开发建设30多年来，取得了巨大成就。在这几十年间我国天然气田地面工程建设的规模从小到大，集输技术从简单到能适应各种条件的气田开发建设。已掌握了对高压气田，低压气田，含硫气田，含凝析油及产水气田等各种类型气田开发建设技术，满足了我国气田建设技术的需要。集气站的外输气一般是输送至下游天然气处理厂以进行进一步脱烃处理。目前国内外集气站外输气的烃、水露点控制工艺一般有以下两种：①三甘醇脱水控制水露点工艺，这是目前水露点控制普遍使用的工艺之一，其主要适用于集输管线较短，只需控制外输气水露点的场合。②乙二醇＋冷剂辅助致冷或节流膨胀致冷控制烃、水露点工艺。当集气站与天然气处理厂相距较远（30km以上）时，为保证天然气在集输过程中不发生堵塞，实现安全运行并提高管输效率，应对集气站外输气的烃、水露点进行控制，即采取低温分离工艺。低温分离的冷量一般通过冷剂辅助致冷或节流膨胀致冷获得，辅助冷剂常用液氨和丙烷。集气站外输气烃、水露点的控制应根据外输气对烃、水露点的要求确定。目前，在集气站的日常设计、方案选择、施工到集气站系统的生产管理、操作和控制中，所采用的方法和技术还比较落后，费时费力，效率低，敬果差。这不仅增加了劳动强度，降低r工作效率和工作质量，而且使集气站生产管理、操作和过程控制水平低，自动化程度不高。集气站的工艺流程较为复杂，变量多且相互间的关系密切，尤其是操作控制的动态过程，靠人来分析十分困难。如何实现控制和保持操作的平稳一直是研究热点。为满足集气站设计、生产管理操作和控制等方面的要求，朝着技术先进，管理先进，效益显著的方向迈进，提出了用计算机来改造集气站，应用系统仿真技术来分析研究集气站的方法。集气站标准化设计是根据沁水盆地煤层气田“井口-采气管网-集气站-处理中心-外输”总工艺流程及“低压集气、单井简易计量、多井单管串接、二地增压、集中处理”等地面工艺技术,并借鉴与煤层气田类似的苏里格气田标准化设计经验, 编制出的一套通用、标准、适用于沁水盆地煤层气田地面建设的指导性和可操作性文件,其核心技术为:工艺流程通用化、平面布置和谐化、功能分区模块化、设备选型定型化、安装尺寸统一化、建设标准统一化、设计安全人性化、生产管理数字化。1.工艺流程通用化：经过优化简化, 确定了适合煤层气田开发特点及总体工艺流程的集气站工艺流程: ( 采气干管) 来气→( 分离器) 分离