高含硫天然气集输管网的技术经济研究

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含硫天然气集输管网的防腐

性，为系统的及时维护与检修提供科学依据。
２５缓蚀剂的筛选．
由于不同材质的管道在不同腐蚀环境中的腐蚀特征差异较大，腐蚀机理各具特点，因此在使用缓蚀剂对管道实施防腐时，需要对缓蚀剂进行筛选，使其与腐蚀环境相匹配。（）１缓蚀效率的影响因素。缓蚀剂的缓蚀效率不但与管输介质的化学成分有关，而且与管网所处的环境有关，在不同的环境条件下，硫化物与金属反应生成的腐蚀产物差异较大。致密的腐蚀产物层有助于抑制腐蚀，缓蚀剂不应破坏该保护膜层，在此前提下适量减少缓蚀剂的添加量，以降低加剂成本；疏松的腐蚀产物层会促进腐蚀的发生，应选择与金属结合力较强的缓蚀剂，以覆盖金属的裸露部位，减轻管道的局部腐蚀程度。温度也是影响缓蚀剂性能的重要指标之一。在通常情况下，当环境温度升高时，缓蚀剂分子和管输介质中的其他分子热运动加剧，缓蚀剂难以形成完整的保护膜层，不能对管道内壁发挥有效的保护作用。在不同的温度条件下，缓蚀剂的缓蚀效率存在较大的（７）转１页
２２管网的敷设．
气田生产中遇到的腐蚀，绝大多数都是电化学腐蚀。埋地钢质管道与电解质溶液接触时，由于表面的不均匀性（如金属种类、组织、结晶方向、内应力、表面光洁度、表面处理状况等的差别），或埋地钢质管道不同部位接触的电解液种类、浓度、温度、流速等差别，从而在表面出现阳极区和阴极区。阳极区和阴极区通过埋地钢质管道本身互相闭合而形成许多腐蚀微观电池和宏观电池。埋地钢质管道电化学腐蚀就是一个发生阳极和阴极反应的过程。由于常见的埋地钢质管道表面和介质的不均一性，如在介质溶液里碳钢中的铁碳化合物阴极，而铁是阳极；表面膜有微孔时，孔内金属是阳极，表面膜是阴极；受到不均匀应力时，应力较大的集中部分为阳极；表面温度不均匀时，温度较高区域为阳极；液中氧或氧化溶剂浓度不均匀时，度较小的地方为阳极等。因而形成了腐蚀电池。浓干燥的含硫天然气对金属的腐蚀较弱，只有在含水条件下才会表现出较强的腐蚀性。因此，含硫天然气具备腐蚀性的基本条件是

2024年油气田分公司清管作业管理办法（三篇）

2024年油气田分公司清管作业管理办法第一章总则第一条为进一步加强西南油气田分公司（以下简称“分公司”）天然气管道清管作业管理，确保管道处于高效运行状态，结合分公司实际，制定本管理办法。

第二条本办法所称清管作业包括天然气管道常规清管、智能检测（含前期清管和检测器的运行）、缓蚀剂预膜（含前期清管和预膜清管器运行），按规模划分为一般清管作业和重大清管作业。

其中：重大清管作业：集输气量大于200×104m3/d的管线清管作业、管道智能检测和缓蚀剂预膜。

一般清管作业：重大清管作业外的其它清管作业。

第三条新建气液混输管线、高含硫天然气集输管线、长度超过3km的湿气输送管线、长度超过5km的含硫干气与净化气输送管线应设置清管装置；以供气功能为主且沿线“T”接支线较多的净化气输送管线根据实际情况合理确定；气液混输干线、环形管网输气干线应考虑双向清管流程；DN150及以上管线的收发球装置及线路应满足管道智能检测器运行需要；高含硫管线清管装置宜考虑缓蚀剂预膜功能需求。

第四条本办法适用于分公司所属各单位。

第二章机构和职责第五条分公司对清管作业实行分级管理，分公司机关负责清管作业的监督、指导，所属各单位负责具体实施。

第六条分公司开发部是清管作业归口管理部门。

具体职责：1．负责清管作业管理办法的制定和宣贯。

2．负责对各单位清管作业工作的监督、检查和考核。

3．负责重大清管作业计划的审查与故障处理的指导。

第七条分公司生产运行处负责重大清管作业计划的下达。

第八条分公司所属各相关单位职责：1．负责制定管道清管计划并组织实施。

2．负责具体管道（段）清管周期的制定与清管方案的审批。

3．负责向开发部和生产运行处报送重大清管作业计划。

第三章清管周期与计划第九条各单位须针对管道实际情况，结合气质条件、历次清管情况及气温变化等因素，确定合理的清管周期，管道清管周期确定的主要原则依次为管输效率、污物量和最长周期：1.管输效率原则：湿气管道采用威莫斯公式计算，当管输效率小于80%时，应安排清管作业；含硫干气或净化气管道采用潘汉德公式计算，管径DN400以下管线管输效率小于80%、管径DN400及以上管线管输效率小于85%时，应安排清管作业。

高含硫气田集输管道GPS巡线管理信息系统建立应用论文

高含硫气田集输管道GPS巡线管理信息系统的建立与应用摘要：普光气田地处山区，地理环境恶劣，集输管线翻山越岭，集输管网在运行中，伴随着管线占压、裸露、冲刷、腐蚀、泄漏等诸多不安全因素的增多，对安全生产构成了巨大威胁。

为了减少巡线工在巡检过程中造成人身伤害，及时掌握普光气田的运行状态，保证气田更加安全的运行，研究建立了集输管道gps巡线管理信息系统，为高含硫集输管线正常运行提供了强有力的安全保障。

关键词：高含硫集输管道 gps 信息系统巡线管理普光气田集输管网分布范围广，酸气管线长度约37km。

由于酸气管线处于地理环境恶劣且硫化氢含量高，职工巡线工作量大且危险，加之四川地区多雨潮湿，地质灾害频发，给山区巡检工作和员工人身安全带来很大危险性。

传统的巡线模式效率低、成本高、规范性差、监督力度弱，难以适应现代化管道企业生产和发展的需要。

因此，针对普光气田的现实和未来发展需要，建立一套实用的gps巡检信息管理系统，无论是方便员工安全高效巡检，保证巡检信息的快速传递、查询，强化管理，减少人员伤害，还是确保管网正常运行都是具有现实重要意义的。

一、高酸气田集输管道gps巡线管理信息系统的建立1.集输管道gps巡线管理信息系统组成整个系统主要由三大部分组成：手持巡检采集器，中心数据处理系统，巡线信息展示系统。

1.1手持巡检采集器：手持巡检采集器是借助于gps卫星进行定位，利用手持巡检采集器进行信息采集，利用通信网络进行传输的设备。

手持巡检采集器的主要功能如下：1.1.1自动巡检：巡线人员可以自己设定自动巡检时间，巡检仪根据设定的条件按时发送数据或保存数据。

1.1.2数据存储：如果没有手机网络，巡检仪会自动保存数据。

1.1.3自动提醒：如果巡检仪里有未发送的巡检数据，每次开机时，系统会提醒巡检人员是否立即发送。

1.1.4范围自动识别：为了避免在相近时间同一地点（15米范围之内）多次发送数据，巡检仪会自动识别是否在这范围内，如果是就只会发送一次。

高含硫气田集输系统使用

经双方协商直缝埋弧钢管可有两条焊缝。不允许对直缝埋弧焊管的坡口进行断续固点焊，除非制造厂提供经购方认可的资料表明在焊点处及相间位置均获得所规定的性能。 4）交货条件：包括钢管的类型、原材料、成型和热处理状态。 5）冷扩径和冷定径：除非另有协议，直缝埋弧焊管应进行机械冷扩径工序，扩径量应为： 0.003<Sr<=0.015 Sr；定径比其他类型的钢管可以扩径或缩径达到成品尺寸，但不得产生过度的永久性变形。
* 实验室试验方法选择：碳钢和低合金钢抗SSC、HIC、 SOHIC/或 SZC的试验方法按 ISO15156-2要求选择；耐蚀合金钢和其他合金钢抗SSC、 SCC和电偶诱发应力开裂（HSC）的试验方法按 ISO15156-3要求选择。 3， H2S环境下碳钢和低合金钢的抗SSC， SOHIC 和SZC的评价要求：使用 ISO15156-2标准来要求或选择的材料在 H2S环境是抗开裂的。关于抗SSC, SOHIC和SZC的材料判定和选择有两个选项：
。抗HIC能力裂纹敏感率（CSR)<2% 裂纹长度率 (CLR)<15% 裂纹厚度率（CTR)<5% 。硬度测试：任何位置的最大硬度值（管体、热影响区、焊缝）<250HV10（22HRC）。洛氏硬度只应用于母材，而不用于热影响区或焊缝。。抗SSC能力：要求试样在贯穿厚度方向的可见裂纹不得超过0.1mm。 c, 焊接性能：考虑到钢管的制造工艺和管线的施工工艺，选择钢材的化学成分，特别是CEV 和Pcm限制值，确保所供钢管的焊接性能。
高含硫气田集输系统使用的参考标准
抗裂纹材料-碳钢和低合金钢管道钢管-C级钢管管道的焊接感应弯管
一，抗裂纹材料-碳钢和低合金钢

高含硫气田集输系统硫沉积的综合治理

第３２卷第１０期（２０１３．１０）（试验研究）
过滤罐双路反洗工艺技术试验
华丽威大庆油田采油八厂
摘要：为了解决污水站滤罐内污染物排不干净，滤料被油浸、侵蚀的问题，在宋一联污水站开展过滤罐双路反洗技术试验。该技术是在滤罐顶部放置无阻碍排污管，并且安装机械搅拌器和筛管式配水系统，形成围绕排污管和反冲洗排水管的双路反冲洗工艺，使滤料反洗彻底，确保水质稳定达标。滤罐采用变强度自动反洗技术，易于操作控制，反洗效果优于常规清洗。双路反洗过滤罐的一次性投资高，滤罐调整后运行时间短，反洗效果需要进一步验证。关键词：双路反洗；滤罐；污水；水质达标；试验
一次双滤料滤罐二次双膨胀剩謦— 汐卜车６萑。试验流程为脱水站来水横向流聚结除油
器一一次双滤料过滤罐一二次双路反洗过滤罐一２．２工艺安装情况
已建成投产规模为６０００ｍ。／ｄ。原工艺采用横向流外输水罐一双路反洗滤罐收油一回收水罐。
设备部件，宜采用高压、高温气体以反冲洗方式进质硫天然气的热流与管壁之间存在温度差。硫沉积
（栏目主持杨军）
油气田地面工程
（ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｙｑｔｄｍｇｃ．ｃ。ｍ）

关于高含硫天然气净化处理技术展望及探讨

601高含硫天然气净化处理工程技术现状分析高含硫天然气净化处理技术的核心在于脱硫脱碳和硫磺回收两大环节，这两者的技术现状及其发展趋势，对于整个行业的发展至关重要。

首先，脱硫脱碳技术的发展经历了从物理吸收法、化学吸收法到生物脱硫等多个阶段。

传统的物理吸收法，如甘汞法和碳酸盐法，虽然操作简单，但其脱除率和选择性较低。

化学吸收法，特别是以胺类溶剂为主的方法，因其较高的脱硫效率和良好的适应性，成为目前应用最广泛的技术。

然而，这类方法也存在着能耗高、腐蚀性强、二次污染等问题。

近年来，随着环保要求的提升和技术的进步，更加环保、高效的脱硫脱碳技术不断涌现，例如膜分离技术、压力摆动吸附技术和生物脱硫技术等，这些新兴技术在降低能耗、减少环境影响方面显示出巨大潜力。

其次，硫磺回收技术的应用现状也是高含硫天然气净化处理中不可忽视的一环。

传统的克劳斯工艺一直是硫磺回收的主流技术，该工艺通过燃烧一部分硫化氢生成二氧化硫，然后使其与未燃烧的硫化氢发生化学反应生成元素硫。

尽管克劳斯工艺在硫磺回收率方面相对较高，但其会对环境造成一定影响。

为此，近年来出现了一些新的硫磺回收技术，如改良的克劳斯工艺、尾气处理技术以及生物脱硫技术等，这些新技术在提高硫磺回收率、降低环境污染方面表现出较好的效果，但同时也伴随着设备投资和运行成本的增加[1]。

2 高含硫天然气净化处理工程技术的关键点高含硫天然气净化处理工程技术的关键在于多个环节的协同和优化，其中包括脱硫技术、脱水技术、硫磺回收技术、处置尾气技术以及污水净化技术。

脱硫技术是处理高含硫天然气的重要步骤，它直接关系到后续处理过程的效率和安全性。

脱硫技术主要包括物理和化学方法，其中化学方法因其较高的脱硫效率而被广泛采用，然而，这些方法往往伴随着高能耗处理等问题，因此，开发新型高效、低能耗的脱硫材料和技术是当前的研究热点。

其次是脱水技术，这一步骤对于防止管道腐蚀和冰堵非常关键，传统的脱水方法包括吸附和冷却凝结等，但这些方法往往存在能耗高和处理效率不足的问题。

高含硫天然气集输与处理技术研究

高含硫天然气集输与处理技术研究摘要：中国的高含硫气藏储层主要以海相碳酸盐岩储层为主，具有埋藏深、地质条件复杂、高温高压、高含 H2S、高含 CO2等特点。

中国高含硫天然气产量约占现已探明天然气产量的30％，成为天然气产能的中坚力量。

针对高碳硫比、含有机硫天然气的净化，形成以醇胺法脱硫脱碳、砜胺法脱硫脱硫醇、活化 N-甲基二乙醇胺（MDEA）法脱碳为主的特色技术，研发出具有自主知识产权的中国石油硫磺（China Petroleum Sulfur，CPS）回收工艺，降低了催化剂的反应温度，保证了催化剂再生温度的稳定，降低了单质硫分压，硫磺回收率超过99.4％，满足了大型、中型、小型（单线规模 10～800 t/d）不同系列硫磺回收需求，实现了中高含硫气田天然气净化技术的全面国产化。

关键词：天然气；高效能源；高含硫；资源供需天然气作为一种清洁高效能源，在世界各地得到迅速开发利用，逐渐成为全球主要能源之一。

进入21 世纪，中国天然气开采步入快速发展期，形成了以川渝产气区、鄂尔多斯产气区、青海产气区、新疆产气区为主的 4 大产气区，2020 年全国天然气产量达到1 925×108 m3。

其中川渝产气区天然气H2S 的体积分数普遍高于 5％，属于高含硫天然气。

中国高含硫天然气产量约占现已探明天然气产量的30％，成为天然气产能的中坚力量。

随着普光、元坝等高含硫气田建成投产，中国已形成一套完整、安全的地面集输与处理技术。

在国家工程“川气东送”建成投产后，高含硫天然气经集输处理达标，可为江苏、浙江、上海等沿线城市及终端用户提供充足气源，对缓解西部与东中部地区能源资源供需矛盾具有重大的现实意义。

1中国高含硫气藏开发概况中国的高含硫气藏储层主要以海相碳酸盐岩储层为主，具有埋藏深、地质条件复杂、高温高压、高含 H2S、高含 CO2等特点。

在开发初期，缺乏成熟的集输和处理技术，安全生产和应急处置面临一系列难题：①由于天然气中 H2S（有剧毒）含量高且开采压力高，致使开采风险大；②气田集输系统具有点多线长、高差大、建设难度大等特点；③含硫天然气净化处理工艺无成熟工艺包可用，关键脱硫药剂依赖进口；④高含硫天然气管道建设缺少管材选择、腐蚀控制与监测等方面的针对性技术，难以应对高含硫天然气强腐蚀性特点；⑤高含硫天然气泄漏监测技术不成熟；⑥高含硫气藏所在地具有地形复杂、人口密集的特点，使得应急处置、紧急疏散等工作的开展难度较大；⑦高含硫气藏的集输系统、净化系统、外输系统之间管容量小，缓冲余地小，生产控制相对独立，增加了联锁控制难度。

高含硫气田集输工程设计的关键技术

干脱水工艺：低温分离法、三甘醇脱水、
气
分子筛脱水；
集
输国外应用分子筛脱水较多，采用抗酸
工
性分子筛，需引进，可湿气再生；
艺水露点控制：比输送条件下最低环境
温度低5℃。
11
二、高含硫气田集输工艺方案
干气集输工艺
原料气预冷器
干气聚结器
低温分离器至输气干线
甲醇或乙二醇贫液自注入泵来
升高时，钢的均匀腐蚀速率增大。
16
三、高含气田集输系统腐蚀控制
集高含硫气田地面集输系统内可能产
输
生的腐蚀有电化学腐蚀、硫化物应
系统
力开裂（SSC）以及氢诱发裂纹
的
（HIC）。
腐蚀
பைடு நூலகம்SC、HIC主要通过选材和制作工
类
艺来解决，电化学腐蚀主要通过加
型
注缓蚀剂来解决。
17
三、高含气田集输系统腐蚀控制
响因素
垢下腐蚀等，导致局部腐蚀破坏。一般流速应控制在3～6m/s。
18
三、高含气田集输系统腐蚀控制
集 Cl-： Cl-影响腐蚀的一个重要因素，
输
如果气田水中Cl-含量超过104ppm，
系统
容易产生局部腐蚀，为点蚀。
腐蚀
元素硫：在高酸性环境下，元素硫
的
具有很强的腐蚀性，与管材接触后
影
会加速接触点材料的腐蚀。
备注：
图中虚线表示在气田开发的中后期，井口压力降低后，采用氨制冷冷却原料气。
氨压缩制冷系统
至乙二醇回收装置至站场污水处理系统
12
二、高含硫气田集输工艺方案
干气集输工艺

普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术

长期处于高硫、高碳及高压的运行工况环境下，腐应评分权重。内腐蚀指标下设介质腐蚀和控制措施个蚀行为复杂。科学评价腐蚀风险、采取有效方法２二级指标。根据酸气管道腐蚀机理和影响因控制系统腐蚀是普光气田集输系统运行管理的重要素，介质腐蚀包括介质成分、电化学腐蚀、硫化物应力腐蚀、氢致开裂、运行、积液影响及硫沉工况内容。
［欧莉，李时杰，苏国丰．普光气田地面集输系统的内腐蚀控制４］与监￣．中国工程科学，２１，１（）４－４．Ｊ］ＬＪ００２９：１２１４７７
【一作者简介】第刘德绪：教授级高级工程师，１８９３
１％。０
泄漏危害指数是含硫天然气泄漏后果的综合反
相同时存在，腐蚀行为更加复杂；⑤在一定温度、映，包括泄漏冲击和人员中毒２指标。泄漏冲击个压力条件下析出单质硫，加剧管道腐蚀。通过预ｉ天然气泄漏扩散范围评估火灾或爆炸后贝４生产过程中，上述影响因素共同存在，特别是果，人员中毒通过预测硫化氢浓度分布评估管道周积液和单质硫对管道造成的腐蚀危害是普光气田特边人身安全。
负责集输系统腐蚀管理，严格执行腐蚀控制方案和作业规程。气田投运一年半以来，集输管道
平均腐蚀速率为００９ｍｍ／，腐蚀风险相对较低，腐蚀控制方案有效。．５ａ

高含硫天然气湿气集输管道系统运行风险评价及控制

控制措施
根据上述评价结果，为降低高含硫天然气湿气集输管道系统的运行风险，可采取以下措施：
1、风险控制
（1）加强管道防腐措施，采用耐腐蚀材料和涂层，以延长管道的使用寿命；（2）加强设备维护和检修，定期对管道、阀门、泵站等设施进行检查和维护，及时发现并处理潜在问题；（3）建立健全的风险管理制度，加强对操作人员的培训和考核，提高操作人员的安全意识和技能水平。
2、监测预警
为及时发现高含硫天然气湿气集输管道系统中的潜在风险，应建立完善的监测预警系统。具体措施如下：
（1）在管道沿线设置传感器和监测设备，实时监测管道压力、温度、泄漏等参数，以及环境因素如土壤湿度、气体浓度等；（2）对监测数据进行实时分析，运用现代数据处理技术如大数据、人工智能等，及时发现异常数据并进行预警；（3）定期对监测设备进行检查和维护，确保监测系统的稳定性和可靠性。
高含硫天然气湿气集输管道系统运行风险评价及控制
01 引言
03 控制措施
目录
02 运行风险评价 04 总结
引言
高含硫天然气湿气集输管道系统是天然气工业中的重要组成部分，具有高压、高含硫、高腐蚀等特点，其安全稳定运行对于保障天然气供应和环境保护具有重要意义。然而，由于管道系统复杂、运行环境恶劣等因素，高含硫天然气湿气集输管道系统存在一定的运行风险。因此，开展高含硫天然气湿气集输管道系统运行风险评价及控制研究具有重要意义。
3、评价结果
通过对高含硫天然气湿气集输管道系统的运行风险评价，我们可以得出以下结果：
（1）管道系统存在的主要风险包括管道腐蚀、泄漏，阀门故障，泵站设备故障等；
（2）管道系统的整体风险等级为中等，部分设施的风险等级较高；
（3）影响管道系统运行的主要风险因素是腐蚀和设备老化，这主要是由于高含硫天然气的腐蚀性和管道系统长期运行导致设备老化。

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（８）对于容易发生泄漏的放空、排污管道，应采用双阀控制来减少高含硫天然气的漏失，确保人身
安全
更安全，通常用于井口加热电热带则常用于集输系统的辅助加热中，优点是热效率高、发热均匀、温度控制准确、可实现远控及遥控、易于实现自动化管理、管理费用低、投资少其缺点是功率小、电热丝寿命短、加热量偏小、不适用于大输量的野外埋地管道加热。管道伴热输送虽然在国外应用较为广泛，但初期投资太大（比水套炉加热成本约增加３０％）防止水合物的生成，对降低管道内腐蚀、提高管道的使用寿命、确保管道长期安全运行具有十分重要的意义。就集气支线而言，因管径小，长度一般不超过．５ｋｍ，应先采用水套炉加热与聚氨醋泡沫保温层保温相结合的方法，在冬季气温很低的情况下．再考虑采用注醇，以降低水合物生成的温度
２、废气排放生产过程和站场、管道检修时有少量含硫天然气放空，放空气应点火烧掉，放空天然气中的硫化氢，一次排放量应控制在２０００ｍ｀以内，放空区应远离居民住房，放空管高度不得低于２０ｍｏ３、人身保护由于目前国内尚无高含硫气管道与人口居住区的安全距离的规范，因此只能按四川气田的实际情况进行考虑。严禁高含硫气管道从建（构）筑物下方穿过，其两侧各１０ｍ范围内严禁修建任何建（构，筑物高含硫气管道距离学校、加油站等人口密集区或危险区的距离不应小于１０００ｍ，以防止管道泄漏所造成的危害。在可能的情况下，高含硫气管道应避免从四类地区经过
情况下宜采用湿气输送工艺。
而我国特别是四川省要这样做就很困难，因而在四川高含硫气田的开发中，应根据实际情况设置紧急
截断阀室。
衰１加本大高含硫气田紧急截断阁室的设里依据
地区类别
人口密度
（人／ｍ｝）
设计安全系数
管内Ｈ，Ｓ体积
Ｑｎ＇）
＞６０００
气流程。对于狭长气田，一般采用枝状集气系统，在狭长气田沿长轴方向建设集气干线，单井分别通过支线接人干线。对于气田较集中、井距小、大面积成片开发的气田，通常采用放射状管网流程，以便于集
中控制和管理．
放射状管网集气流程的优点有，在枝状管网集气流程远距离控制未实现前，其生产管理人员相对较少；气田开发后期可集中增压；无集气支线阔室；不需采用伴热保温输送，线路施工难度较小。缺点有，部分集气支线的管材和安装费用增加；集气站及其排污放空设施的投资较高。枝状管网集气流程的优点有，部分集气支线的
主顺词酸性天然气集输工艺技术研究Ｔｎ：：
厂丁
一、集输系统的工艺特点
１、集气方式根据气田井位分布、产量、环境的不同，气田集输管网通常采用树枝状、放射状、环状三种结构，集气方式有单井集气和多井集气。对于气田内部集输流程，一般采用枝状单井集气流程和放射状多井集
１类
镇１０
２类
３类
１０－－４６
＞４６
４类
４层以上楼房
：．；：：：：
２０００－－６０００
３００２０００
＜３００
２、清管
集气管道由于存在凝析液和腐蚀产物，因此必须定期清管。对于集气支线，应设置清管阀；对于集气干线，应安装清管收发装置。天然气集气管道系统必须能通过智能检测仪器。集气干线在投人使用前通常进行一次智能检测清管，以便记录管道的基础数据资料。这种做法能清楚地了解管道的腐蚀、
管道内外壁的异常缺陷等状况，有助于进行针对性的整改。除智能检测清管外，在湿气输送管道的例行清管作业中，还常在两个清管器之间携带一定量的缓蚀剂，可有效保证集输管道和设备的安全运行。
在高含硫气田的开发中，应采用这种清管方式。
三、防止水合物形成的措施
防止天然气形成水合物一般常用抑制剂注人、提高气体的流动温度和天然气脱水三种方法。脱水是消除天然气高压下形成水合物的基本条件，但要在井场设置脱水装置，工艺较复杂，投资较大。对于单井，抑制剂注人和加热是比较常用的方法。１、抑制荆注入法抑制剂分为有机抑制剂和无机抑制剂两类，前者为甲醇和甘醇类化合物，后者为抓化钠、抓化钙及抓化镁等。天然气集输站场主要采用有机抑制剂，其中又以甲醇和三甘醇最为常用。三甘醇具有抑制效果较好、回收方便、可回收等优点，但需另建回收装置，投资较大且增加了新的污水、污物排放点，对安全生产和环保不利。甲醇虽然存在沸点低、损耗量大、不易回收的缺点，但它具有抑制效果好、价格低等优势，也不需另建回收装置和增加回收处理费用，目前使用较为广泛。由于四川常年气温较高，水
（９）采用优质抗硫管材及抗硫设备（１０）对站内原料气管道进行在线腐蚀监测．以便及时了解管输天然气腐蚀性的变化，确定最佳的缓蚀剂加注方案和综合防腐方案
五、ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ环境保护措施
１、气田水回注由于集气站远离净化厂．通过就近打回注井的方式将气田水进行回注回注的深度不能小于３００ｍ，一般回注层深度在１０００＾－２０００ｍ范围内。
四、高含硫气田新技术和设备的应用
（１）高含硫气田的自控部分宜采用ＳＣＡＤＡ系
统，即采用由调度管理中心、站控系统、井口ＲＴＵ及净化厂ＴＶｓ系统组成的多组控制、多级管理水平
的设计
（２）在集气站及个别单井站实现有效的气液分离．并使集气管道的气体流速控制在３／ｍｓ以上，并
万方数据
第２２卷第ｎ期
潘红丽等高含硫天然气集输管网的技术经济研究
途无废水废气排放，有利于环保；减少因脱水而消耗的压力损失。湿气输送工艺的缺点是，对于高含硫气的远距离湿气输送而言，输气系统的安全风险较大；集气支线和集气干线均需采用伴热保温输送，施工难度较大，集气干线沿线要设置注醇、加热泵站，站址选择受地理条件制约，难度较大；对于地形起伏较大的地区，气水混输的两相流压力损失较大，增大了井口回压，使系统的设计压力提高，导致管材和设备费用增加；集气千线需考虑腐蚀裕量，长距离输送管道的投资增加较大；沿线需加注缓蚀剂、醇并增设中间加热站，长期经营费用较高。气田管网的布置无论是枝状还是放射状，无论采用干气输送工艺还是湿气输送工艺，都是根据气田构造形状、地面地形地貌、集气干线相对关系和投资额来决定。一般情况下，湿气输送减少了气田脱水站的建设投资和操作费用，经济性较好。但是湿气输送使得气液两相输送的复杂性增加，湿硫化氢和二氧化碳的腐蚀概率上升，在输送距离长、地形起伏大、人口密度较大的情况下，湿气输送的复杂性和安全风险性均较大，故不宜采用。反之，若管道输送距离短，地形起伏小，虽然枝状管网的布置也存在这些问题，但因每条干线的输气量小，管径较小且距离短，管道起伏小，因而湿气输送产生的问题相对较少，风险性也相应较小。另外，脱硫厂距离气田很近，省去了气田脱水装置的投资和操作费用，在这种
（６）水套加热炉实现温度调节、熄火保护及自动点火，以保证气井的安全生产。（７）采用电动高压调节阀，根据系统管网的平衡
和生产运行情况，通过ＳＣＡＤＡ系统指挥电动高压调节阀进行流量调节。
和电热带。水套炉适用于热负荷波动范围较大的场
合．由于用常压加热管道，因而易于操作和控制，也
管材和安装费用低；集气站的投资少；沿途无废水废气产生，有利于环保、安全。缺点有，集气支线和集
０６５０００，河北省廊坊市金光道５１号；电话（０３１６）２１７５９６４
气干线均需采用伴热保温输送，施工难度较大，集气干线沿线要设置注醇或加热泵站；站址选择受地理条件制约，难度较大；集输管网内存在气水混输的两相流态，沿程阻力增加；站场和管道的设计压力增加，使管材和设备费用相对增加；气田开发后期需增压输送，压缩机只能设在井场对每口井单独增压，不能集中使用。２、千气与沮气输送工艺的比较干气输送工艺的优点是，不需采用伴热保温输送，管外径较小，埋深也无特殊要求，线路施工难度较小；线路压损较小，在地形起伏地区，压损远小于两相流动所引起的压损；无集气支线阀室；不需考虑管材腐蚀裕量，管材重量轻；清管频率及其操作费用低；集气干线不需加注缓蚀剂和醇，不设中间加热站，气田的经营费用少；高含硫气就地脱水提高了输气系统的安全性。干气输送工艺的缺点是，部分集气支线的管材和安装费用增加；集气站、脱水站的投资增加；对于高含硫气田，为处理污水，要在集气站就地打气田水回注井，投资较高；增加了废水、废气的排放点，不利于环保。湿气输送工艺的优点是，可节省部分集气支线的管材和安装费用；节约集气站、脱水站的投资；沿
油
气
储
运
２００３年
高含硫天然气集输管网的技术经济研究
潘红那杨强
（中国石油管道分公司管道科技研究中心）（中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司）
宋飞
（中国石油管道分公司管道科技研究中心）
李趁和
（中国石油天然气管道科学研究院）
万方数据
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油
气
储
运
２００３年
合物一般只在冬季时才会形成，因此可问断注人抑制荆，以防止水合物的生成。
２、加热法
安全。