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井筒加热法排水采气工艺研究摘要：气井井筒积液问题一直是影响气井产量的不利因素。
加热井筒方法是预防气井积液的一种新方法，对井筒加热，使其温度达到甚至超过地层温度，可以提高井筒的压力，减小底层气体向地面输送的阻力，将水蒸气带出，从而防止井筒积液。
文中引用第一个使用加热井筒工艺的迦太基油田的Pettit组某井为例子，介绍了此种工艺的原理、设备和现场施工基本过程。
使用此工艺后，井筒积液明显减少，大大的增加了气井产量。
通过此次试验证明此种工艺的现场应用价值很高。
关键词：排水采气热力学模型井筒加热一、苏20气井积液情况目前的节流器节流和针阀节流生产工艺导致这两处均易产生大量水生成。
如果气体产量足够高，能够保持临界流速，这些冷凝下来的水就会依靠粘滞阻力被带到地面而不会落入井中。
如果气体不能保持临界流速，液态水就会堵塞井眼限制气体流动，甚至使气井停产。
特别是在生产后期大部分气井产能不足，大量液体蓄留，最终导致不能正常生产。
二、理论性研究1.热力学模型这个数学模型可以用来计算露点、温度和压力梯度，从而预测出液体开始冷凝的深度。
当气流沿着油管向上流动，温度和压力都会下降，越来越多的水就会冷凝成为液态。
如果气体产量足够高，能够保持临界流速，这些冷凝下来的水就会依靠粘滞阻力被带到地面而不会落入井中。
如果气体不能保持临界流速，液态水就会堵塞井眼限制气体流动，甚至使气井停产。
为了防止水冷凝，气体混合物的温度必须在井筒中的任何深度都保持高于露点温度。
一旦这个露点温度已知，就可以用标准的传热模型来计算。
加热器电缆必须满足以上的两个必要条件：①对气体的加热要使温度高于或接近水的露点温度。
②加热时要有一部分气体通过气体和加热电缆传到地层中而损失掉。
2.积液严重井系统模型设计对于已不能正常生产的积液严重井，由于这些井已无生产气流，井筒内已无气流及携带液体，不能产生对流交换热量，建议设计为供电电缆对高效率加热器供电，把加热器下至井底对积液直接加热。
苏东41—33区块下古气井合理注醇量研究对苏东41-33区块下古气井在集输过程中产生堵塞进行分析研究，发现天然气在高压、低温状态下很容易形成水合物，造成地面管线堵塞。
依据水化物生成原理，主要采用加入甲醇防止水化物形成。
从甲醇预防天然气的原理入手，根据目前注醇工艺现状研究下古高压进站单井注醇量与产量、压力、温度的关系，建立合理注醇量的计算方法，减少了井堵频次，同时大大降低了甲醇浪费，为气田气井的合理注醇提供参考依据。
标签：下古高压进站；天然气水合物；注醇量1 引言苏东41-33区块下古气井采用高压集气工艺流程，从井口至进站为高压段。
在低温高压集气过程中，管线内很容易形成天然气水合物，天然气一旦形成水合物，易造成阀门、管线弯头等的堵塞，严重影响天然气集输和正常生产。
为了防止水合物的形成，天然气生产中通常向管线中注入甲醇，抑制水合物生成。
本文将从甲醇防堵原理入手，确定合理的甲醇日注入量，使其在避免管道堵塞的前提下，尽可能减少甲醇使用量，从而达到节约的目的。
2 预防水合物生成的方法为防止天然气水合物的生成，通常有三种方法：向气流中加入抑制剂；提高天然气流动温度；脱除天然气中的水分。
苏东41-33区块下古气井目前为高压进站，经过站内加热、节流、分离、脱水然后外输。
从井口至进站为高压段，加之冬季最低气温-40℃，很容易发生冻堵现象。
甲醇是抑制水合物最常用的化学剂，将足量甲醇注入集输管线中可降低天然气水合物生成温度。
甲醇可适用于任何操作温度，甲醇通常用于致冷过程或气候寒冷的场所。
甲醇与其他抑制剂相比具有很多优点：水合物生成温度降低幅度大；沸点低，蒸汽压力高；水溶液凝固点低；在水中溶解度高；水溶液的粘度小；能够再生；低腐蚀性；容易买到且价格比较低廉。
3 合理甲醇注入量的计算方法3.1 水合物形成温度的确定波诺马列夫对大量实验数据进行回归整理，得出不同密度天然气水合物生成条件方程。
当T>273.1K时：lgp=-1.0055+0.0541（B+T-273.1）（1）当T≤273.1K时：lgp=-1.0055+0.0171（B1+T-273.1）（2）式中：p—压力，MPa；T—水合物平衡温度，K；B，B1—与天然气密度有关的系数。
“三低”气田地面集输工艺适应性分析【摘要】针对鄂尔多斯盆地“低渗、低丰度、低产”气田，地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水，站内集中注醇的集输工艺。
与传统直井生产相比，水平井具有“井口回压高、含水量高、单井产量高以及气体流速快”的特点。
集气站内节流降压脱水工艺对水平生产井仍具有较好的操作适应性，进站压力范围15～8MPa时，外输压力可达5.3MPa；当进站压力为7.0MPa时，加热炉停止；当进站压力为6.0MPa时，出站压力为2.4MPa，即现有集输工艺的操作下限。
【关键词】“三低”气田地面集输工艺节流降压脱水1 前言鄂尔多斯盆地天然气储备丰富，但总体属低渗、低丰度、低产的“三低”气藏。
进过多年开发与建设，现已形成整套符合低产、低渗气田的天然气生产和滚动开发模式的建设要求的地面集输工艺流程，具有管网输气、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、低温分离的工艺特点[1]。
随天然气开发技术的不断发展，近年来该区域气田开发主要以水平生产井开采为主，相对于传统的直井，水平井具有“井口回压高、含水量高、单井产量高以及气体流速快”的特点。
本文着重针对新建水平生产井特点，充分分析现有地面集输工艺流程对水平井的操作适用性。
2 “三低”气田地面集输工艺现状针对“三低”气田气藏及气质特点，集气站采用多井加热节流、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，分离后甲醇凝液由汽车拉运至甲醇处理厂集中处理。
气井天然气进站后进入多盘管水套炉加热，再经一级节流阀进行节流，节流压力控制为不低于5.0MPa，控制温度0～-10℃。
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。
经分离后的天然气进一步节流降压以实现深冷脱水，以满足下游用户对外输气质水露点的要求。
气田稳产末期气井注醇制度优化效果评价夏玉琴;刘小江;折文旭;李君;常玉婷【摘要】随着气田生产到达稳产末期,压力低且较为稳定,天然气水合物形成条件受压力影响程度明显减小,形成规律较开发初期发生明显变化.本文结合目前开发现状,重点从天然气集输过程中气流的温度变化研究出发,分析气井在低压条件下水合物形成规律,着重从注醇方式、注醇节点两方面进行优选,同时考虑保温、加热等辅助措施,综合评价气井防堵效果和注醇制度合理性,以保证气井产能.同时对比分析不同注醇制度下管网运行效果.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)010【总页数】4页(P80-82,93)【关键词】稳产末期;低压;注醇制度;注醇方式;气流温度【作者】夏玉琴;刘小江;折文旭;李君;常玉婷【作者单位】中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018【正文语种】中文【中图分类】TE377随着气田生产处于稳产末期，压力低且压降缓慢，因此在目前较低的生产压力下，其对水合物形成的影响程度较气田开发初期降低，而地层温度和环境温度却几乎作为恒定条件而存在。
气流在集输过程中随单井管线长度增加，气流温度变化幅度增大；针对产液气井，在生产过程中由于液相较气相对温度变化敏感度低，因此气体在携液运输过程中温度变化幅度相对较小，但受地形起伏影响较大。
总结归纳主要分为以下三种情况：（1）当井口距离集气站较近时，气流温度变化幅度小，进站温度接近井口温度；（2）当井口距离集气站较远时，气流温度受环境影响使进站温度接近环境温度；（3）当地形起伏较大时，管线易积液，积液温度接近环境温度，低温时若积液发生冻堵，在此过程中会产生节流效应，形成水合物（见图1）。
浅谈彩31气田地面工艺适应性引言：彩31气田于2005年11月30日投产，2006年3月计划关井，于2006年9月复产后运行至今。
经过8年生产运行，6口老井井口压力已从05年的17MPa 下降至3～4MPa，井口油压与井口节流后压差逐年减小，目前彩31气田日产气量已递减至10×104m3/d，气田稳产形势非常严峻。
为了保证气田稳产，彩31气田预计新增井9口，产能接入彩31处理站处理。
1 集输工艺分析1.1 集输工艺现状[2]彩31井区井口采用注乙二醇防冻、节流降压工艺。
集输工艺采用单井油气混输进彩31集气站，轮井分离计量，经加热炉集中加热后油气混输至彩31处理站。
单井及集气站流程框图见图1-1。
图1-1 集输工艺流程框图1.2 存在问题新增产能井7口，井压力高（平均11.5MPa），而生产井压力低（平均4.5MPa），导致高、低压气同时进集输系统困难。
2 处理工艺分析2.1 彩31处理站处理工艺现状彩31处理站现有工艺采用注乙二醇防冻，J-T浅冷脱水、脱烃工艺。
处理站流程框图见下图2-1。
图2-1 处理站工艺流程框图2.2 处理工艺存在问题单井压力下降较快，2013年后J-T阀已经没有足够的节流压差来获得较低的节流后温度，从而无法保证产品气在外输压力条件下的烃露点和水露点达标。
3 地面工艺适应性优化3.1 集输工艺优化[3]根据彩31气田开发预测数据，新增井压力较高，平均井口压力11.5MPa；而生产井平均井口压力 4.5MPa，若采用已建集气管道输送，新增井将节流至4.9MPa，与生产井混输去处理站，这样将浪费单井压力能。
因此才用高低压分输方式，新建低压集气管道。
高压井来气混合通过已建集气管线混输至处理站；低压井来气混合通过新建低压集气管道混输至处理站。
当高压井压力降低到一定程度，通过阀组调节使之切换到低压汇管。
天然气集输工艺框图见图3-1。
图3-1 天然气集输工艺框图3.2 处理工艺优化[4]大于4.4MPa的单井来气经调压进入高压汇管汇合后集输进入已建装置流程，通过节流阀节流至4.2MPa；小于4.4MPa的单井来气经调压进入低压汇管汇合后集输进入处理站新建低压分离器橇，气相经过新建压缩机增压至4.2MPa后与节流后高压气混合，经压缩机出口分离器分离后注入乙二醇（0.39m3/d），与气气换热器换热到0℃，进入丙烷换热器冷却至-15℃进入新建低压低温分离橇，分出的气相经气气换热橇复热后，在压力为4.11MPa、温度5.72℃、露点<-12.8℃下外输。
天然气集输工艺及处理方案研究摘要：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。
浅谈天然气集输工艺与处理措施发布时间：2023-04-25T02:36:26.508Z 来源：《科技新时代》2023年1期1月作者：毕斌[导读] 针对工业生产、日常生活需要的矿物资源，石油资源以及其他各类自然资源的数量越来越大毕斌中石化胜利油田油气集输总厂东营天然气处理站山东省东营市 257000摘要：针对工业生产、日常生活需要的矿物资源，石油资源以及其他各类自然资源的数量越来越大，对于经济社会的良性发展以及环保主题的提倡产生了巨大的压力和负担这一状况，根据我国气田开发和采集的现有技术水平以及天然气的巨大利用价值和空间，从采集工作，传输工艺和天然气取代现有利用资源的意义出发，结合现阶段天然气在生产和生活方面的应用实情，本文将具体阐述天然气集输工艺以及有关的处理措施，以推进天然气善及进程，为可持续发展起到积极作用。
关键词：天然气；集输工艺；处理措施首先，来了解一下天然气的基本概念：从狭义上来说，天然气是一种主要由甲烷组成的气态化石燃料。
它主要存在于油田和天然气田，也有少量出于煤层。
天然气很大的一项优点在于燃烧过后没有废渣、废水等物质生成，这比煤炭和我们传统使用的石油等资源要更加具有环保性，安全可靠且热值较高。
从广义上来说，天然气是存在于大自然当中的一种气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体。
至于我们生活中所用到的天然气淋浴器，天然气炉灶以及最近开始普及的以天然气为能源的汽车动力，则是利用了广义天然气中的能量部分。
之所以大力地推广天然气取代以往的煤炭、石油等旧资源，是因为天然气在燃烧过后几乎是不会产生有害于人类的废气废物的，这对于我们人类来说，就具备了更高的利用价值和使用意义，其较高的热值不但没有影响到生产和生活效率的提升，还从过个方面保证了人类的生活质量，满足了环保和洁净的需求。
1、集输工艺有关注意事项以及进行过程从实际的情况来看，虽然天然气拥有着众多的利用价值和使用优势，但是不可否认的是，天然气在燃烧之后，也会产生二氧化碳，对于温室效应来说，还是有着不利的一面。
天然气开采集输工艺及设备节能技术分析摘要：在我国能源工业中天然气开采是一项非常重要的项目，其属于能源产业的主要资源，因此，实现技术节能的提升对于提高开采天然气的效率意义深远。
为此，下文首先对天然气集输节能技术展开概述，并详细分析天然气开采集输节能技术，希望能对广大同行有所助益。
一、天然气集输节能技术的概述天然气集输节能技术的工作原理在于集中开采所得天然气，通过处理后达到相应标准要求的商品天然气并将其输送至千家万户，还有给实现集输任务而需要使用到的生产设备与工程设施总称。
天然气集输流程主要包括了闭式流程与开式流程两种，在进行天然气集输节能过程中需要将天然气的物性、开采方式以及环境条件等因素对集输流程的要求进行全面考虑，同时对其技术经济指标进行综合对比来确定下来相应的技术。
二、天然气开采集输节能技术（一）天然气开采集输工艺节能技术1. 采用地层温度来加热气流就现阶段而言，通常都是采取井下节流的加热方式来避免水合物的生成。
该类方式的工作原理主要在于往气井中的生产油管上安装井下节流器，通常而言，天然气大多数都是在井筒中发生气流膨胀。
一旦节流温度下降，天然气便可运用地层温度，如若气体到达井口，进站的具体需求可变得到满足。
如若此时温度偏高，并且高于水合物的生产温度，便会破坏到到水合物的生成条件，如此便可防止采气管线受到水合物堵塞。
除此之外，采取该种方式还能够减少井口注入醇的数量。
不过值得一提是，该项技术通常使用在开采高压气田气的情况。
2.腐蚀与防护技术就现阶段来说，腐蚀与防腐技术慢慢变为一门较为独立的科学，在天然气采集处理上采取该项技术主要含括了工程防腐技术、药剂防腐技术与腐蚀测量技术等内容。
其中工程防腐技术，主要指的是在实际作业环节采取有效的防腐蚀措施，以有效延长设备的使用寿命，同时还能在一定程度上起到了节能的效果。
就目前看来较为常用的防腐蚀技术便是对设备表面进行除锈以及防腐处理，而技术实施的过程将会直接关系到了施工质量的优劣。
集气管线预注醇分析及优化杨亚军;杨继刚;尤靖茜;白建收【摘要】天然气水合物堵塞管线是冬季采气过程中经常遇到的一个问题,甲醇是苏里格气田东区用于防治水合物的主要抑制剂.根据苏里格气田"井下节流、中低压集气、井间串接"等工艺流程特点,文章从注醇量、注醇点等方面对冬季预注醇进行了分析优化.通过理论定性计算甲醇注入量,并随着气温、压力等的变化及时调整制度;依据入冬前的管线巡护工作准确选取甲醇最佳注入点.该方法形成后,集气管线预注醇更加合理,不但减少了井堵频次,还大大降低了甲醇消耗量.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)010【总页数】4页(P90-93)【关键词】水合物;冻堵;预注醇量;预注醇点【作者】杨亚军;杨继刚;尤靖茜;白建收【作者单位】中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安 710021;西安长庆化工集团有限公司,陕西西安 710018;中国石油长庆油田数字化与信息管理部,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安 710021【正文语种】中文【中图分类】TE377苏里格G区冬季最低气温可达-20℃以下，地面集输管线易造成水合物堵塞，严重影响气井的正常安全生产。
鉴于此，每年冬季都会开展大量的预注醇工作。
据统计，2015年11月至2016年3月，集输管线共计预注醇1 493次，消耗甲醇616.87 m3，过程中发生冻堵61井次，影响天然气产量约826.63×104m3。
可以看出工作量大、甲醇消耗量大、效果欠佳是往年预注醇工作的明显特点，究其原因，未能深入分析进行精细化管理，形成有效的预注醇制度，只是在集输管线末点或压力高点凭经验定性的开展预注醇工作，针对性弱。
天然气水合物是天然气与水在一定条件下形成的类似于冰的笼形晶体水合物。
概括起来讲，天然气水合物的形成必须具备以下条件：（1）有液态水存在，天然气温度必须低于天然气的水露点；（2）低温，系统温度低于水合物生成的相平衡温度；（3）高压，系统压力高于水合物生成的相平衡压力；（4）其他辅助条件，如气体流速和流向的突变产生的扰动、压力的波动和晶种的存在。
天然气开采及集输工艺技术分析王相超发布时间：2023-06-13T10:12:48.943Z 来源：《工程建设标准化》2023年7期作者：王相超[导读] 天然气开采是气田生产的关键环节和主要工艺。
科学地提取井中的天然气，并通过有效的油气处理和集输技术提供给用户使用，是一项非常艰巨的任务。
由于天然气的固有危险性，利用有效的工艺技术实现安全开采是气田生产的一大挑战。
本文主要分析了天然气开采技术和集输技术，希望能为气田生产的进步做出贡献。
吉林油田公司松原采气厂吉林省松原市摘要：天然气开采是气田生产的关键环节和主要工艺。
科学地提取井中的天然气，并通过有效的油气处理和集输技术提供给用户使用，是一项非常艰巨的任务。
由于天然气的固有危险性，利用有效的工艺技术实现安全开采是气田生产的一大挑战。
本文主要分析了天然气开采技术和集输技术，希望能为气田生产的进步做出贡献。
关键词：天然气；开采技术；集输工艺；1天然气开采工艺技术1.1泡沫排水采气工艺技术措施发泡剂用于在井中产生大量泡沫。
在井筒上升过程中，它具有超强的携液能力，可以排出天然气井中积聚的液体，提高天然气井的产气能力。
发泡剂是一种表面活性剂，它被添加到气藏中的水中，并与水发生化学反应，形成丰富的泡沫。
在井筒垂直上升的过程中，降低了摩擦阻力损失，产生了携液流速，达到了最大携液水平，解决了天然气井的积液问题，提高了天然气井产能。
泡沫排水采气利用泡沫效应、分散效应、减阻效应和冲洗效应，达到天然气井聚液的处理效果，疏通气井底部堵塞，提高天然气井产能。
它是气田生产的一种有利的采气技术措施，广泛应用于天然气生产过程中。
1.2气举排水采气工艺技术措施由于天然气井存在积液问题，通过气举排水采气可以解决井底积液问题，提高天然气井的采气率。
在生产过程中，高压天然气被注入天然气井。
随着井筒内气体压力的增加和上升，它具有很强的携液能力，将气井中积聚的液体输送到井口，消除了液体积聚对采气的影响。
浅析油气集输系统新型加热方式摘要：随着外围区块“低含水，低产量、低温”原油的开采，电加热输送技术开始不断应用。
分析目前油气集输系统中使用的电热膜、电热带、碳纤维电热管、穿心、电磁等加热技术的优缺点及油田应用状况，从加热原理可知，电磁加热及穿心加热效率最高，实际效率可达95％左右。
穿心加热适合短距离的维温，而需要局部快速提温时，目前以电磁加热较为理想，但应采取延长加热器使用寿命的措施。
关键词l油气集输系统；电加热；电热膜；电热带；电热管1电热膜加热电热膜加热是利用电阻加热的方法，在绝缘材料表面，经过一定的工艺加工，形成一层导热薄膜。
导电离子在绝缘层的表面形成网状晶格结构，薄膜中加入的各种助剂可以调节电热膜功率。
电热膜加热集油流程多是采用将加热膜直接涂抹于涂有绝缘层的管道壁上，油井采出液经过该管段后被加热，然后进人计量间。
该加热方式适合井口提温或管道伴热。
(1)优点。
结构简单，与水伴热集油系统相比，可以取消加热炉、掺水泵，以及掺水(iEh)管线，大幅度降低工程初投资；热转换效率高，一般都在90％左右；面状传热，传热面积大，传热速度快，热效率高，受热均匀；单位面积功率小，表面温度低，发热体无炙热现象，使用安全；发热材料为无机材料，不氧化，使用寿命长；加热面的形状和功率可以根据用途设计。
(2)缺点。
对系统的维护很不方便，对经常需要洗井及含蜡较高的油井，需与洗井及防蜡措施相配套，才可采用电热膜加热集油。
2电热带伴热电热带伴热的机理为将电热元件(伴热带)敷设到管道外壁，加热电阻丝，产生的热量传递给管壁及保温材料，管壁将热量传递给管内输送的原油，从而提高介质温度。
(1)优点。
电热转化效率高，可达90％～95％，节能环保，无污染、无噪音。
(2)缺点。
原油管外壁平行敷设数根电热带，因电热带长度受限制，故每隔300m左右有一个进线盒；另外跟管道平行需架空敷设高压电线作为电源，每隔300m左右从高压电线上引出高压电线经变压后输送到电热带上；电热带伴热，虽原理简单，但是能耗高，工艺复杂；维修率高，金属丝在高温状态下表面易氧化，由于氧化层不断的增厚，造成了有效通过电流的面积减小，增大了电流的负荷，因此易烧断；可控制半径小，使用寿命短；由于电热带属双向加热，加热输油管的同时也加热保3结论从以上对比结果可以看出，以丛式井场为单元，采用单干管掺水热洗、单干管集油、单干管计量三管集油工艺流程，不仅节省初期投资，而且后期运行管理也方便。
甲醇在天然气集输工艺中的应用2008年8月29日前言油气田产出的天然气往往含有水分及H2S、CO2等杂质，这些物质的存在容易导致天然气在集输过程中发生冻堵、腐蚀管线及设备，而天然气在作为商品气时，又有一定气质要求，故天然气在集输过程往往要采取一定的防冻措施及净化措施。
适应于天然气净化加工需要的IFPEXOL工艺由法国石油研究院(IFP)开发成功。
该工艺基于低温甲醇作吸收溶剂,甲醇不仅起到天然气水合物抑制剂和防冻剂的作用,也能用作酸气脱除溶剂,从而将天然气的脱水、NGL回收和酸气脱除紧密地结合为一个整体,简化了工艺流程。
下面将重点介绍IFPEXOL工艺(包括IFPEX-1和IFPEX-2两部分),及甲醇在我国天然气集输工艺中的应用，在介绍过程中同时与其它天然气脱水、NGL回收和酸气脱除工艺进行简单的比较分析。
1、IFPEXOL工艺IFPEXOL工艺用低温甲醇来完成天然气的脱水、NGL回收和酸气脱除等过程,现已开发出紧密相连的两部分,即IFPEX-1工艺和IFPEX-2工艺,二者可单独使用也可连续使用,其中由IFPEX-1工艺完成天然气的脱水与NGL回收,由IFPEX-2工艺进行天然气脱硫脱碳。
1.1 IFPEX-1工艺IFPEX-1工艺部分用于天然气脱水和NGL的回收,其基本工艺流程如下:来自井口的原料气经气液分离器后被分为两股,一股进入IFPEX-1接触塔,在塔内与来自冷却分离器的向下流动的甲醇水溶液逆流接触。
另一股未经接触塔的旁路气流与出IFPEX-1接触塔的气流汇合,在注入补充甲醇后进入低温加工工段。
在低温工段,采用丙烷制冷,或利用天然气本身的压力能采用制冷设备（热分离机、透平膨胀机、节流阀）制冷，回收得到烃和甲醇/水的混合物。
然后在一个三相低温分离器内将两个液相(液烃相和甲醇/水相)与气相分开,甲醇/水混合物(重相)循环回接触塔,气体经与制冷前段原料气换热后输出作商品气或进入IFPEX-2吸收塔(视实际需要而定),NGL进行回收贮存。
天然气开采及集输工艺技术分析摘要：天然气的开采以及集输是当下石油资源开采过程中非常重要的一部分工作，要重视这部分工作，通过各种措施力求改进这部分的工作现状，这样才能够推动天然气开采工艺不断完善和发展。
本文对天然气的开采和技术工艺技术方面的工作进行了总结。
关键词：天然气，开采技术，集输工艺1前言天然气开采和油气集输是油气开采的重要工作内容。
其工艺流程相对复杂，易受各种因素影响。
如果控制不当，不仅会对集输效率产生很大影响，而且容易引发各种安全事故。
在天然气工艺流程的生产过程中，生产出的混合气首先通过管道输送至处理站，通过油气处理流程对天然气进行有效分离。
经过相应的除杂处理，达到使用标准。
处理后的天然气将被输送至储罐。
最后，将选择合适的天然气运输工艺，将天然气输送给客户。
天然气从井口到处理厂有多种集输工艺。
拟采用的工艺技术需要从技术、经济等方面综合考虑。
2 天然气开采技术研究在气井中常常存在地下水流入井底的情况，但是当气井的产量不高时，井中的流体的数量相对较多时，容易产生积液，它的存在将会产生回压，限制气井的生产能力，有时甚至会导致气井完全关闭。
所以我们要排水采气，就是排除气井中多余的积液，使气井恢复正常生产能力。
2.1 优选管柱排水采气技术在天然气开采的中后期，气井的产气量必然会不断降低，导致排水能力的下降，而优选管柱排水采气工艺就是在利用管柱的重新调整，提高排水的能力，以便充分利用自身力量完成排水采气的目的。
相对来说，此种技术在实施上较为便捷，使用期长，成本少，不需要额外过多的投资，充分利用自身能力实现排水采气的一种开采技术，2.2 泡沫排水采气技术泡沫排水采气技术适用于弱喷、间喷气井，通过利用利用井内的气体或注入泡沫剂，降低积液表面的张力，使得液体以泡沫的方式快速上升到地表，达到最终排液采气的目的，在这过程中，泡沫助剂的添加比例不可超过总体的30%，总的来说，此种技术带来的经济效益较为明显。
2.3 增压开采技术面对相对分散和地理环境较为复杂的气井，可以采取压缩机增压开采，增压开采又可分为单井增压和集中增压，针对储量较大的低压气井，通常采取前者，用来降低井口的流动压力，实现稳定和谐的生产状态。
集输脱水工艺适应性比较与优化策略随着天然气市场的发展，气田的开发越来越普遍，而天然气脱水作为天然气流程中的关键工艺之一，受到了广泛的关注和研究。
在天然气生产过程中，常采用蓄水池脱水、醇解脱水和冷凝脱水等脱水工艺，其中集输脱水工艺是一种重要的气田脱水方法。
本文旨在通过比较集输脱水工艺和其他脱水工艺的适应性，优化集输脱水工艺的策略。
集输脱水工艺是指在气井头脱水设备工作不正常的情况下，将含水天然气通过管道运输至调压站，并在此处进行脱水处理的工艺。
其优点是可以有效地解决气井头脱水设备失效时出现的含水气问题，并且可以降低成本，简化气田、管道、加工厂的流程。
然而，集输脱水工艺也存在一些问题，如脱水效率较低、操作复杂、脱水设备容易受损等。
与集输脱水工艺相比，蓄水池脱水工艺是一种传统的脱水方法。
在此方法中，创建一个容积大的蓄水池将含有水分的气流冷却下来，使水分凝结成块状，然后通过重力沉降分离水分并排放至下水道。
这种脱水方法成本相对较低，适用于原油气田，但脱水效率较低、污染环境、占地面积大也是其不足之处。
而醇解脱水工艺则是在气体中加入一定量的甲醇或丙醇，利用醇和水的亲合性使水分向甲醇或丙醇转移，在低温下，水分凝结成微小颗粒，并随气流一起通过管道传送到调压站，最后通过分离器分离。
这种脱水方法适用于底部水平气井的脱水，具有脱水效率高、减少原油气田的污染等优点。
但是，醇解剂的浓度和添加量需要经过认真的试验测定，操作过程复杂，成本昂贵是其缺点。
另一种工艺是冷凝脱水工艺，该方法是通过将含水气体冷却使其中的水分凝结，然后通过分离器将水和天然气分离，该方法是天然气工业广泛采用的气体脱水方法，具有脱水效率高、操作简单等优点。
但是，冷凝脱水工艺成本较高，需要较长的设备运行时间，使气体通过管道蒸发的过程中将占用更多的管道空间等缺点。
为了优化集输脱水工艺，可从以下几方面入手：一，增强设备的稳定性：集输脱水工艺的设备容易受损，因此需要加强设备的耐用性、抗腐蚀性和稳定性。
凝析气田集输防冻工艺适应性研究摘要：凝析气田产气是生产天然气的重要手段。
但是凝析气田出来的天然气中，天然气凝液和饱和水蒸气较多，容易在温度以及压力的外部作用下在地面设备中产生水合物。
会对系统的正常运行造成影响，严重的会直接造成下游用户无法用气。
笔者针对集输防冻工艺的适应性进行探讨，为相关人员提供必要的参考。
关键词：凝析气田；集输防冻；工艺；适应性凝析气田由于所处环境比较复杂，在进行日常天然气采集生产时会受到来自很多方面的因素干扰。
采气管线内容易积攒水汽，这些水汽如果冻住就会堵塞管道，给正常的输气带来困难。
如何针对这些不同的干扰因素进行防冻适应性处理是一项很值得研究的课题。
1、目前凝析气田集输防冻的现状1.1凝析气藏我国在凝析气藏方面的开采起步较晚，但是发展很快，目前发现的凝析气藏资源较丰富。
相较于传统的油藏和天然气藏来说，凝析气藏是介于两者之间的一种能源。
具有很高的经济价值，被越来越多的受到重视。
但是凝析气藏具有温度和压力较高、埋藏较深、再蒸发和反凝析的特点，在实际开采时具有一定的难度。
针对不同的情况，每一个凝析气田的开采方式也略有差异。
1.2防冻工艺针对凝析气田的集输防冻工艺主要是围绕凝析气田实际开采过程中的各种干扰因子，采用特定的技术手段防止出现管道内出现水合物。
比较主流的方法为注醇防冻和加热防冻两种方法。
注醇防冻的主要原理就是利用防冻剂的防冻功能，来避免采气管道内形成水合物。
具体操作为在凝析气田采集的天然气出口部分注入一定量的乙二醇防冻剂，这种防冻也可以有效的避免天然气在后面的输送环节产生回合物而对管道造成堵塞。
加热防冻工艺则是利用加热技术对凝析气田产生的天然气运输管道进行加热处理，保证管道内的天然气持续维持一定的温度之上，以确保管道内的天然气不会形成水合物。
而天然气形成水合物的温度在3度以下，因此只要对管道持续不断的加热保证管道内的天然气温度维持在3度以上就可以。
1.3所存在的问题凝析气田的设计往往没有很好的评估好气田采气的规模和体量，很多的凝析气田采用的防冻技术是注醇防冻。
