2013年1月12日托福写作真题回忆-小马过河 133页

西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺优化研究科研项目成果报告西南石油大学储运研究所2013-06-25 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺优化研究项目负责人：杨海军黄坤报告编写人员：黄坤吴晓南陈利琼卢泓方鲜燕刘源海主要研究人员：黄坤吴晓南陈利琼卢泓方鲜燕刘源海储气库项目组参编人员：杨海军李龙方亮程林王伟项目起止日期：2012年5月30日——2013年3月31日西南石油大学储运研究所2013-6-25西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告目录1总论11.1研究背景及目的11.2研究主要内容11.3研究思路21.4预期成果与关键技术22盐穴地下储气库现状42.1建设地下储气库的作用与意义42.2地下储气库的主要类型52.3盐穴地下储气库72.3.1盐穴地下储气库特点及建设条件72.3.2盐穴地下储气库历史92.3.3盐穴地下储气库现状102.3.4地下储气库发展趋势143金坛储气库注采气集输系统现状173.1金坛储气库概况173.2金坛储气库注采集输系统组成183.2.1井场和集配气阀组部分183.2.2注采站部分183.2.3集输管道183.3金坛储气库注采集输工艺193.3.1总工艺流程193.3.2各单元工艺流程203.4金坛储气库注采集输工艺特点213.5存在问题及建议224盐穴储气库地面注采集输工艺优化24126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告4.1盐穴储气库注采工艺概述244.1.1注气工艺244.1.2采气工艺254.2单井注采集输工艺264.2.1单井注气工艺264.2.2单井采气工艺274.3注采站工艺284.3.1进站区工艺284.3.2过滤分离区工艺284.3.3计量区工艺334.3.4增压区工艺384.3.5脱水区工艺464.3.6污水区工艺484.4水合物防止工艺484.4.1水合物生成判定484.4.2水合物的生成区间预测494.4.3水合物生成的影响因素504.4.4水合物防止措施505金坛储气库注采集输工艺优化535.1单井注采集输工艺优化535.1.1单井工艺现状535.1.2单井工艺优化555.2注采站工艺优化695.2.1注采站工艺现状695.2.2注采站工艺优化705.3水合物防止工艺研究优化805.3.1水合物防止工艺现状805.3.2抑制剂注入量优化805.4注采集输系统管材管型优化85126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告5.4.1管材管型现状855.4.2管材管型优化896金坛储气库注气排卤工艺926.1造腔工艺926.2造腔采卤站工艺936.3注气排卤936.3.1卤水闪蒸罐设计956.3.2输卤泵型号选择957金坛储气库井场工艺设备橇装化研究987.1橇装设备现状与发展997.2橇装设备设计依据及要求1007.2.1工艺设备橇装化的优越性1007.2.2橇装模块化与现场安装固定设备的经济性比较1017.3井场注采气橇装设备1037.4井场注气排卤橇装设备1128金坛储气库自控系统1188.1金坛地下储气库自控系统概述1188.2金坛地下储气库自动控制水平1198.3井场主要检测控制方案1198.4井场自动化控制系统组成及功能1198.4.1井场远程终端装置1208.4.2地面造腔配套部分控制系统1208.5主要仪表选型1209结论122参考文献124126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告1总论1.1研究背景及目的金坛盐穴地下储气库是我国第一座盐穴储气库，2007年5口已有溶腔经过改造后投产运行至今,运行期间盐穴库状态良好,没有重大事故发生。该储气库已建成并投入使用7年，2012年将新增4口新井投入注气排卤。储气库目前运行基本正常，建成部分（包括西注采气站、5口老腔井场、东注水站等）基本能达到设计使用要求。但由于该储气库属于我国第一座盐穴地下储气库，且建设和运行同步进行，为提高我国盐穴地下储气库地面工艺建设水平，有必要结合该库对如下问题进行研究：（1）结合该库地面集输工艺现状及存在问题，系统研究盐穴地下储气库适宜的地面集输工艺，包括注采工艺、增压工艺、脱水工艺等关键工艺。（2）总结该库注气排卤工艺，为后续造腔提供技术支持和参考。（3）结合储气库注采单井分布广，且单井工程量小，同时考虑到其分批建设，有必要对单井工艺进行优化，重点对单井工艺的标准化、橇装化和集成化进行研究，减少现场施工量，节省投资，实现快速建井，快速投产的要求。本研究可为完善和发展盐穴型地下储气库工艺提供技术参考，研究成果可直接用于现场，从而有效减少设备投资、降低生产成本、提高地下储气库的注采效率，提高储气库设备的安全性和可靠性，进一步提高储气库的经济和社会效益。同时，本研究方法与成果对解决国内其它地区的类似问题，也具有一定借鉴作用。1.2研究主要内容1）调研收集国内外盐穴储气库地面集输工艺（1）调研国内外盐穴储气库地面集输工艺流程；（2）分析盐穴储气库注气排卤及注采气工艺流程；（3）分析工艺流程中主要设备橇装化设计的现状。2）分析金坛地下储气库地面集输工艺现状3）储气库地面集输工艺优化126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告对金坛储气库地面集输工艺进行工艺方案优化、设备优选。4）结合前期研究内容对井场计量、自动控制、视频控制等系统进行集中布置5）针对工艺流程特点，完成工艺橇装，实现模块化运行1.3研究思路1.4预期成果与关键技术通过本研究，优化储气库地面集输工艺，实现主要工艺设备设施橇装化、模块化设计和建设，缩短建设周期，减少项目投资，提高生产运行可靠性。主要完成：（1）储气库注采气集输系统工艺优化研究报告1份；（2）井场注采气工艺流程图纸1份；（3）井场注采气集输工艺橇装安装图纸1份；126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告（4）申请专利1项。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告2盐穴地下储气库现状地下储气库是将从气田采出的天然气重新注入至地下可保存气体的空间而形成的一种人工气田或气藏。地下储气库主要建设在气源或目标市场（天然气用户）附近。2.1建设地下储气库的作用与意义地下储气库储气是当今世界上主要的天然气储存方式，在世界天然气储存设施总容量中，地下储气库的容量在90%以上。储存的天然气主要用于满足用气的季节波动和日波动对供气的要求，保证用气高峰期的用气量，同时也可以作为供气系统发生事故时的应急储备以及国家的战略储备。为了使地下储气库能及时对用气量的变化作出反应，用于调峰的地下储气库通常建在用气负荷中心附近，特别是受管道输气能力限制而供气不足时地下储气库必须建在输气管道的末端附近才能正常发挥作用。其主要作用及意义如下：（1）协调供求关系与调峰。缓解因各类用户对天然气需求量的不同和负荷变化而带来的供气不均衡性。（2）实施战略储备，保证供气的可靠性和连续性。当供气中断时地下储气库可作为补充气源，抽取天然气,保证供气的连续性和提高供气的可靠性。（3）提高输气效率，降低输气成本。地下储气库可使天然气生产系统的操作和输气管网的运行不受天然气消费不均衡性的影响,有助于实现均衡性生产和作业；有助于充分利用输气设施的能力，提高管网的利用系数和输气效率，降低输气成本。（4）影响气价，实现价格套利。供气与用气双方都可从天然气季节性或月差价中实现价格套利，从价格波动中获取可观的利润。供气方：天然气低价时储气不售或增加储气量，待用气高峰、价格上涨时售出；用气方：天然气低价购进储存，待冬季或用气高峰、气价上涨时抽出使用(避免高价购气)或出租储气库。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告（5）提供应急服务。可对临时用户或长期用户临时增加的需气量提供应急供气服务[1]。在作为季节调峰、应急和战略储备方面,地下储气库较其它调峰方式具有更大的优势。地面储罐储气和管道储气的储气量小,只适用于城市昼夜或小时调峰用,建设投资高、安全性低,应用范围和规模都较小。地下储气库和LNG储库的投资都比地面储罐小。地下储气库和LNG储库的储气量大,都可以作为季节调峰、应急和战略储备使用。地下储气库相对于LNG储库储存量大，可以快采、快注，机动性强，外输量相对较大，调峰范围广。地下储气库虽然一次性投资大，但运行费用比LNG储库低,地下储气库的安全性要远远高于其他几种调峰方式。在供气调峰方式的选择上,储气罐和输气管道末端具有调节灵活、操作方便的特点,是目前解决城市燃气昼夜和小时不均衡性的主要方式;对于城市月高峰用气,利用城市燃气管网系统、储气罐、输气管道末端和建有LNG接收站设施共同完成。地下储气库容量大,安全性高,特别是含水层储气库和盐穴库储气库在我国分布较广,适合季节性调峰。2.2地下储气库的主要类型 （1）按地质条件分类按地质条件可将天然气地下储气库分为：枯竭油气藏储气库、含水层储气库、盐穴储气库和废弃矿坑储气库。储气库类型示意图见图2-1，全球储气库类型分布比例见表2-1。 油气藏型含水型盐穴型废弃矿型图2-1储气库类型示意图126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告表2-1全球储气库类型比例气藏型油藏型水层盐穴废弃矿坑和岩洞型78%5%12%5%0.1%（2）按用途分类[2]按用途可将天然气地下储气库分为基地型储气库、调峰型储气库、和储气型储气库。基地型储气库主要用来调节和缓解大型消费中心天然气需求量的季节性不均衡性，因此又叫做季节性储气库。这种储气库的容量比较大，按日最大抽气量计，其有效气量可供抽气50~100d。调峰型储气库主要用作昼夜、小时等高峰耗气调峰。截至2009年（第24届世界天然气大会），世界共有36个国家和地区建设有630座地储气库，地下储气库总的工作气量为3530×108m3，约占全球天然气消费量3×108m3的11.7%。与2005年3330×108m3的工作气量相比，5年间全球地下储气库工作气量增加了200×108m。美国、俄罗斯、乌克兰、德国、意大利、加拿大、法国仍然是传统的储气库大国，其地下储气库工作气量约占全球地下储气库总工作气量的85%，世界主要地区地下储气库总工作气量分布见图2-2，世界储气库工作气量排前十位的国家储气库类型见表2-1。图2-2世界各地区储气库工作气量分布表2-2世界储气库工作气量排前十位的国家126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告国家储气库数量（座）总工作气量（108m3）总数油气藏盐穴含水层美国38930731511106.74俄罗斯2215 7955.91乌克兰1311 2318.80德国4615237203.15意大利1111  167.55加拿大52439 164.13法国3 3121191.3荷兰33  50乌兹别克斯坦33  46哈萨克31 342*俄罗斯工作气量中含300亿方的战略储备2.3盐穴地下储气库2.3.1盐穴地下储气库特点及建设条件1）盐穴储气库特点盐穴地下储气库是利用地下较厚的盐层或盐采用人工方式在盐层或盐丘中通过水溶形成洞储存空间来存储天然气，其示意图见图2-3。盐穴储气库具有以下优点：图2-3盐穴型地下储气库示意图126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告（1）构造完整、夹层少、厚度大、物性好、结构坚实、可在储集构造上建较大的溶腔。（2）非渗透性好。对液态和气态的碳氢物质都可以完好地储存,不易流失。（3）可缩性强、密封性好以及被水溶蚀之后容易开采。（4）产气能力相对较高，注气时间短，垫层气用量少，储气无泄漏，调速快，调峰能力强，能快速完成抽气注气循环，一年中注采循环可达4—6次，最适合季节调峰。不同类型储气库特征见表2-3。表2-3不同类型储气库特征类型储存介质储存方法工作原理优越性缺点用途枯竭油气藏原始饱和油气水的孔隙性渗透底层由注入气体把原始液体加压并驱离气体压缩膨胀及液体的可压缩性结合流动特点注入采出。出气量大，可利用油气田原有设施地面处理要求高，垫气量大，部分垫气无法回收。季节调峰与战略储备含水层原始饱和水的孔隙性渗透底层由注入气体把原始液体加压并驱离气体压缩膨胀及液体的可压缩性结合流动特点注入采出。储气量大勘探风险大、垫气不能完全回收。季节调峰与战略储备盐穴利用水溶形成的洞穴气体压缩挤出卤水气体压缩与膨胀工作气量比例高，可完全回收垫气卤水排放处理困难，有可能出现漏气。日、周、季节调峰废矿采矿后形成的洞穴充水后用气体压缩挤出水气体压缩与膨胀工作气量比例高，可完全回收垫气易发生漏气现象，容量小。日、周、季节调峰2）盐穴储气库建设条件盐穴储气库的建设需要具备以下条件：（1）盐穴应建在盐层厚、圈闭整装、无断层、闭合幅度大的沉积构造上。围岩及盐层分布稳定,有良好的储盖组合。盖层要有一定厚度,美国要求盐穴有一个最小盐顶厚度,一般为91.4~152.4m(300~500ft)。在这个层段上,要求盐有很好的胶结性,且对上部盐有较好的支撑作用。盐的纯度大于90%。（2）有充足的水源。通常用地下水、湖水、河水、渠水等水源中的新鲜水或微咸水来淋洗盐穴。所需要的水量一般为盐穴体积的7~10倍。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告（3）有处理盐卤的方法和途径。一般情况下,处理盐卤的工作是通过对新鲜水以下的盐水层完井的方式来完成。处理区必须与新鲜水区隔绝。对盐层构造来讲,处理水区可在沉积层之上,也可以在沉积层之下。对盐丘构造来讲,处理水区一般在盐丘的侧面。（4）储气库库址与天然气管线的距离合适。2.3.2盐穴地下储气库历史国外利用盐穴作为储气的历史最早可以追溯到20世纪50年代，其后该技术在北美和欧洲得到推广，法国、德国、英国和丹麦等国相继建成盐穴储气库。用盐丘或盐层储藏的技术最初是德国人Erdol在1916年8月获得的专利，这个专利思想最初是在20世纪50年代初期的美国应用，而世界上第一座盐丘或盐层储气库却是于1959年苏联建成的。美国于1961年在密歇根州Marysville首次利用盐穴进行储气，这是一个废弃的盐矿，由密歇根天然气公司完成。该气库自1968年开始供气，采气量82.12×104m3/d，注气量是34×104m3/d，工作气量为600×104m3，压力为7.2MPa。1970年密西西比Eminence盐丘储气库完成，该储气库当时由2个单腔构成，埋藏深度为1737~2042m，由于上述两个单腔收缩率达到40%啊，2006年时已废弃，运营的其他7个单腔顶面构造深度731m，工作气量为4.25×108m3。美国运行的31座盐穴储气库多数于20世纪90年代投入运营，1990年至2000年间投产了17座。31座盐穴储气库顶面构造深度一般为600~1300m，运行上限压力为7.2~24.8MPa。在用气季节高峰期，盐穴地下储气库能够保证采出40%以上的天然气，最大采气量可达180×104m3/d。加拿大第一座盐穴储气库建于萨斯喀彻温省（ThomsRL，etal.2000），于1963年开始运行，该气库埋深1128m，储气空间为5×104m3。截至2009年运行的9座盐穴储气库顶面构造深度一般为1000~1200m，运行上限压力为15.2~26.7MPa，最大采气量为70×104m3/d。法国首座盐穴储气库Tersanne（ThomsRL，etal.2000）于1970年开始投入使用，气库埋深介于1400~1500m之间，单腔高度150m，库容量为3.32×108m3，运行压力为8~24MPa，工作气量为2.04×108m3。另两座储气库分别建成于1980年、1993年，单腔顶面构造深度分别为1400m、1000m，高度分别为150m、250m，工作气量分别为4.52×108m3、2.12×108m3。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告德国与1971年在基尔市附近的Honigsee（ThomsRL，etal.2000）盐丘上建造了首座盐穴储气库，深度为1307~1335m。截至2009年运行的23座盐穴储气库顶面构造深度一般为500~1500m，运行上限压力为10~23.9MPa，最大采气量为215×104m3/d。英国于1974年建成了其首座盐穴储气库，由两个单腔构成，工作气量为4.52×108m3。其后在1980年建成了第二座，由9个单腔构成，顶面构造深度为1800m，工作气量为3.17×108m3。法国燃气公司拥有3座盐穴储气库，分别建于1970年、1980年和1993年，单腔顶面构造深度分别为1400m、1400m和1000m，工作气量分别为2.04×108m3、4.52×108m3和2.12×108m3。另外亚美尼亚、丹麦、波兰分别于1964年、1986年和1997年建成各自的首座盐穴储气库，工作气量分别为1.1×108m3、4.2×108m3和3.4×108m3。总体来看，国外利用盐穴作为储气库的历史最早可以追溯到20世纪50年代，其后该项技术在北美及欧洲推广，法国、德国、英国和丹麦等相继建成盐穴储气库，截至2009年世界上的74座盐穴储气库已建成总库容量为229.42×108m3，工作气量为161.98×108m3，工作气量占库容量的70.6%。我国对盐穴储气库的研究始于1999年，初期主要是对国内的盐矿进行调查，初步评价各盐矿的建库地质条件。随着西气东输战略工程的实施，2001年1月启动了西气东输工程建设天然气地下储气库工程可行性研究项目，确定了江苏金坛作为国内首个盐穴储气库建库目标。2.3.3盐穴地下储气库现状截至2009年，全球建成的74座盐穴储气库，总库容量为229.42×108m3，工作气量为161.98×108m3。工作气量占总容量的70.6%。正在运营的这74座盐穴储气占储气库总数的11.7%，其中美国31座，德国23座，加拿大9座，法国3座，英国3座，波兰、丹麦、亚美尼亚、中国、葡萄牙各1座。世界各国盐穴储气库统计见表2-4。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告表2-4世界各地区天然气盐穴地下储气库统计表地区国家储气库（座）垫气量（×108m3）工作气量（×108m3）库容量（×108m3）注采井（口）北美美国3123.3250.2773.59149加拿大92.146.128.2634小计4025.4656.3981.85183欧洲德国2326.378.86105.16173法国37.149.7316.8736英国32.2557.2511丹麦134.27.27波兰11.713.85.5110葡萄牙10.51.523小计3240.9103.09143.99240中东亚美尼亚10.251.11.3518亚洲中国10.831.42.236合计7467.44161.98229.42447目前世界上运营的74座盐穴储气库主要建造在北美和欧洲，以美国和德国居多。1）美国盐穴储气库美国许多地区都沉积有大面积的盐岩矿床，盐岩所具有的独特性能使其成为理想的地下储气库库址。典型的盐丘呈纵轴向对称，直径约1609m，高度约l000m，距地表约500m。盐丘基本由盐岩和占总质量约5%的硬石膏分散颗粒组成，通常上覆170m左右是由硬石膏、石膏、钙等组成的孔隙和裂缝性盖层。盐穴直径一般为65m，长为250m，1个盐丘常可建造多个盐穴。（1）深度盐丘的深度选择比较灵活，最深可至1800m，需重点考虑因压力和温度影响而造成的盐岩蠕变。基于盐岩特性、钻井和滤洗盐穴所需的费用、工作压力和温度、岩穴的压缩性和运行费用等因素的综合分析，盐穴的最佳深度为1170～1500m。（2）间距套管鞋位置与盐层顶界、盐穴顶部的距离直接影响盐穴的完整性，必须预留足够的厚度来保证套管胶结在盐岩层段中。在大多数情况下，考虑到盐穴顶部岩层或盐穴附近发生蠕动变形可能损坏套管，套管鞋与盐穴顶部应留有一段距离，一般要求用来建库的盐岩厚度应为100～150m，这样才能保证良好的固井质量和足够的顶部支撑力。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告相邻盐穴间的距离是分隔盐穴的矿柱宽度。矿柱宽度与2个盐穴直径的平均值之比与岩柱的相对载荷有关，给定盐柱宽度，盐穴越大，盐柱的载荷能力越大。（3）压力理论上，盐穴能够承受的内压等于上覆岩层施加的重力，而该重力又不致于使盐岩层破裂。从储气库的发展历史来看，盐穴的最大压力设计基于垂直应力梯度为2.262MPa/m的假设。盐丘盐穴的实际垂直应力梯度可以根据测井资料计算得出，一般介于2.126～2.262MPa/m之问。加上安全系数，套管鞋处的最大允许压力是盐丘上覆岩层压力的0.80～0.85倍。德克萨斯州规定的最大允许压力梯度是0.85MPa/m，即是垂直应力的0.85～0.90倍，这与该深度上覆岩层的密度有关。在应力差的作用下，盐岩将发生塑性变形或蠕动。盐穴的蠕变程度和总的闭合度与应力差、盐岩温度以及盐岩固有强度的大小有关。此外，盐岩盐穴的闭合度还取决于其运行时间。盐穴的压力越低，闭合度越高，低压下运行的时间越长，累积闭合度越高。（4）盐穴建造盐穴建造通常都是单井完井的，其滤洗速度受限于滤洗管柱和固井套管的尺寸。滤洗盐穴的第1步是在盐洞中放入某种保护层材料，这种材料可以控制盐岩盐穴的顶部形状。如果控制不当，将使盐穴顶部溶解，破坏其几何形态并影响其保持压力的能力。这类保护层材料一般是抗腐蚀、不溶于水而且轻于水的烃类(丙烷、丁烷和柴油等)，浮于盐水表层以防止盐岩上部溶解。开始滤洗盐穴时，需建造一个沉井以盛装盐岩中的不溶物质，此后采用正循环或反循环滤洗盐穴。建造盐穴前，要通过计算模拟确定滤洗管柱的位置。盐穴建造期间，悬管至少要重新配置1次，以获得要求的几何形状。其间，还要阶段性地暂时停止滤洗盐穴，并用声呐探测监测盐穴建造的进展情况。盐穴建成后，要通过机械完整性测试方式确定盐穴是否会发生泄漏。美国盐穴地下储气库的主要指标：工作气量为0.5×108～2.5×108m，盐穴深度为600～1300rn，盐穴直径为60m，盐穴高度为240m，盖层厚度为90～150m，允许压力梯度为1.9～2.0MPa/m，允许盐穴容积损失速度为1.0%，垫层气量与有效气量之比为0.6，工作压力为8～20MPa，建设周期为40个月(按有效气量170×103126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告m计)。2）德国盐丘/盐层储气库德国盐穴地下储气库大多分布在北部地区，盐岩埋深为500～l500m，盐层厚度为l00～550m，盐质纯度达到98%。根据调查，用来储存天然气的l52个盐穴，总库容量为86.93×108m3。，工作气量为63.43×108m3。单腔直径为50～80m，高度最大为550m，一般为100～300m，容积通常大于30×104m3。在德国建造大型储气库的最佳库址就是盐丘，但盐丘的盐岩构造较为复杂，各层交错重叠（图2-4），这是选择其建库的不利因素。但是，盐丘内部构造引起的非均质性并不是建造地下储气库的主要问题，主要问题是盐岩的厚度和上覆岩层构造。图2-4德国盐丘储气库剖面示意图设计盐穴时，应充分考虑岩石的力学稳定性和盐穴的闭合速度。盐穴的力学稳定性和闭合速度受盐穴的体积、埋藏深度、矿柱宽度、上下限压力等因素影响，通常利用数值算法和计算机模拟技术进行稳定性评价。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告储气库施工的第1步是钻井，然后开始造腔，即将淡水或含盐量较低的水(海水)，通过中心管柱注入盐穴内，溶解盐岩，待逐渐达到饱和后通过环空排至地面。盐穴水平方向上的扩展，很大程度上取决于盐岩的物理化学特性。在均质盐岩地层中，盐穴通常环井筒轴扩展，在各向异性的含盐地层中，盐穴常呈不规则状。盐穴滤洗过程中其形态的发展变化，可以根据完钻岩心、测井资料及盐岩的物理化学性质等资料，进行模拟预测。为控制盐穴的滤洗过程，德国设计者认为必须进行以下工作：根据每天注入的淡水量、排出的盐水量及其浓度，用物质平衡方法计算盐穴的体积；用声呐探测方法，测定盐穴的形态、大小及位置。通常情况下，计算的盐穴体积每增加5×104m3。或10×104m3，即进行1次声呐探测。如遇复杂情况，可在中途进行探测。应时刻注意监测、控制隔离液/盐水的界面，否则可能导致盐穴顶变形。造腔完成后，气体通过114.3~244.5mm的环空注入，盐水则通过114.3mm的管柱排至地面，盐水顶替一直持续到气体达到114.31mm套管鞋处为止。注气排卤阶段，在盐穴顶部安装淡水注入装置，防止盐水在管道系统中结晶。此外，盐水管道需安装安全阀和防爆盘，以防不期而至的气压冲击。盐水排出后，在承压状态下，用不压井起下作业装置将114.3mm的排水管柱拆除，同时拆除淡水注入管柱和盐水管柱，此时盐穴便进入正常储气运行状态。采气期间，可用常规天然气脱水装置除去储气库中的水分，使其达到管道对水露点的技术要求。如果能有效地控制储气库气体中的水分含量，便可节约脱水装置的投资费用。目前可行的方法是：用某种介质覆盖或密封残余盐水表面，以防止或至少减少水分蒸发。2.3.4地下储气库发展趋势目前，国外在建设新的地下储气库时有三个主要趋势[4]：一是建设灵活性大、周转率较高的小型气库；二是寻找大型储气库作为天然气战略储备；三是多个地下储气库联网。地下储气库的发展与科技进步有着密切的关系，科技进步能缩短地下储气库的建设周期，节约地下储气库的投资费用，改善地下储气库的技术经济指标。当前国外在地下储气库科技进步方面呈现出以下几种主要研究与发展方向。（1）用惰性气体代替天然气作储气库的垫层气126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告地下储气库总容量中包括工作气和垫层气两部分。垫层气的主要作用是使储气库在一次抽气末期保持一定的压力、提高气井产量、抑制地层水流动等。垫层气在储气库中是不能抽出的气体。迄今为止在建库时都采用注入天然气作垫层气，这不仅大大增加了地下储气库的初期投资，还沉积了大量的“死资金”。以美国为例，1987年美国地下储气库中总垫层气量达1080亿m3，按天然气矿场平均价60美元/千方计，当年垫层气长期沉积的资金达64亿美元。因此，美国、前苏联等一些地下储气库比较发达的国家，从70年代开始，就如何减少储气库中的垫层气量、采用廉价惰性气体、氮气、二氧化碳或压气机组废气等代替天然气作储气库垫层气，开展了广泛而大量的研究工作，并取得了可喜的成绩。减少地下储气库中垫层气量，增大工作气量，用惰性气体作垫层气，已成为降低地下储气库投资和运行费用的最主要的发展方向。（2）地下储气库工艺设计统一化和标准化尽管几种地下储气库的地质情况、工作参数等各有不同,但在储气库建设方面各类地下储气库仍具有一些共同特征和特性。对各类地下储气库而言,天然气集输和处理工艺设计原理是一样的,只是在具体构成和设备方面各有不同。这就为地下储气库的建设从工艺流程设计到设备选择实现技术方案的统一化、标准化提供了可能性。地下储气库建设采用标准化的工艺设计,可最大限度地减少设计部门之间的协调工作,简化工艺方案选择中一系列的工艺计算和订货清单编制等方方面的许多工作,从而减少地下储气库地面站设计和建设的工作量。实现地下储气库工艺设计的统一化和标准化,是加快建库速度、缩短建库周期、提高建库质量的重要措施之一。前苏联在这方面取得了大量的研究成果，先后为地下储气库地面站的配气、气体收集与处理、气井产品计量、气体干燥、低温分离等开发出了标准化的工艺流程，并各自组成一个独立的模块，从而使储气库的建设从个别设计转到标准化设计上来，使设备由单个制造转为成批生产，最大限度地采用为气田建设新开发的标准技术方案和工厂整体组装式设备。（3）加强地下储气库建设方案优选的研究地下储气库建设是一项复杂的系统工程,在建库前期必须作全面的系统分析,126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告对于建库方案专家往往从储气库工作规模、投资回收年限、储气库库容利用率、气垫气气量、气垫气比例、工作井数、单位采注成本、注气末单井日注气量、注气末总日注气量、压缩机功率等多方面考虑提出多种备选方案,如何从众多的备选方案中优选出最佳方案,是许多学者专家一直关注的问题。目前对于地下储气库方案优选的方法主要有方案比较法、灰色关联法、模糊综合评价法、模糊变权法和灰局势决策等。（4）研制开发新的工艺和设备长期以来，地下储气库地面气体处理方法与气田气体处理方法没有什么区别。可是地下储气库的抽气制度是不固定的，其工艺指标昼夜间会发生很大变化，由人工进行调整使其优化是不可能的。为了降低劳动强度，防止在内部和外部指标发生变化时气体采集和处理系统出现临界操作条件，需研究开发工艺过程的自动控制系统。在工艺设备方面的具体开发计划有：研制压力为10MPa和20MPa的新式压缩机组；气井成组连接情况下的输入管带模块；气流方向调节模块；昼夜生产能力为1百万和1千万方、操作压力为16MPa和8MPa的无分隔件的初级分离装置；在甲醇初始浓度为20%、最终浓度为90%条件下甲醇产率为lm3/h的甲醇再生装置等。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告3金坛储气库注采气集输系统现状3.1金坛储气库概况金坛地下储气库地面工程分为六部分，即输气干线、注采气站、集输系统、造腔地面配套、生活辅助设施和110/10kV变电所部分，各单项工程划分见表3-1。表3-1单项工程划分表序号主要工程内容1输气干线镇江分输站至金坛地下储气库输气线路工程(φ1016、L=37.2km、X70)、线路阀室、镇江分输站扩建等配套设施。2注采气站西站600×104m3/d注气装置1套、300×104m3/d采气脱水装置1套、400×104Nm3/d应急采气加药设施2套及配套系统。东站300×104m3/d注气装置1套、400×104m3/d调峰采气装置1套及配套设施。3集输系统西站23口井场、5个集配气阀组、集输管网及配套设施。东站40口井场、8个集配气阀组、集输管网、东西站联络线及配套设施4造腔地面配套部分注水系统、卤水系统、注油系统、气体处理系统、成穴控制系统。取水和输卤部分由当地水利部门承担设计。5生活辅助设施综合办公室、食堂、倒班宿舍、维修站、车库等生活辅助设施6变电所110/10kV变电所，其中变电所电源进线由当地电业部门承担设计。根据拟建储气库的现场条件和该工程地下盐穴造腔建设的分步实施方案、以及西气东输管道公司的要求，金坛地下储气库工程地面配套工程分期建设，即2005年~2010年为金坛储气库建设一期工程，2011年~2020年末为金坛储气库建设二期工程。一期工程主要任务是满足西气东输管道170×108m3/a输量(以后简称170亿)下的月调峰供气，同时满足1300×104m3/d(最大瞬时1500×104m3/d)、10天应急供气要求。目前一期工程已经建成投产。二期工程的主要任务是满足西气东输管道170亿输量下的月调峰供气，同时满足1300×104m3/d(最大瞬时1500×104m3/d)、10天应急供气要求。地面工程主要内容是配合地下溶腔的储气库扩容地面建设。储气库的建库规模及溶腔建设方案见表3-2。表3-2储气库规模及溶腔建设方案126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告时间库容量(108m3)有效工作气量(108m3)垫底气量(108m3)溶腔数量(口)累计新增累计新增累计新增总计新增2005年1.4101.4100.780.780.630.630662008年4.9143.5043.0762.2961.8381.2081482009年7.9813.0675.0852.0092.8901.0582172012年11.0483.0677.0942.0093.9501.0582872014年14.9913.9439.6772.5835.3151.3603792016年18.9343.94312.262.5836.6751.3604692018年22.8773.94314.8432.5838.0351.3605592020年26.3813.50417.1392.2969.2431.2086383.2金坛储气库注采集输系统组成3.2.1井场和集配气阀组部分西气东输金坛地下储气库工程集输管网井场均匀分布在金坛盐矿拟建库区内，围绕东西注采气站建设。共包括注采气站站外63座井场设施。其中：老腔6口井，新腔57口井。东站进站井数共计40口、集配气阀组8个，西站进站井数共计23口(包括老腔6口井)、集配气阀组5个。3.2.2注采站部分该储气库建设东、西注采站各1座。3.2.3集输管道集输管道主要包括井场与集配气阀组之间的单井管道，集配气阀组与进出站阀组之间的集气支干线管道，以及单井进站管道和东西注采气站间联络线管道。注采气管道设计压力为17MPa、设计温度为60℃。集输管道形成枝状网络将井场地面建设、集配气阀组和注采气站相连接，在满足安全和环保的前提下，实现储气库注气、采气循环操作。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告3.3金坛储气库注采集输工艺3.3.1总工艺流程总工艺流程按注采双向考虑，除注采气站注采工艺为单向流程外，镇江站、井场、集配气阀组及集输系统均可实现一套设备满足注采双向功能。总体工艺流程见图3-1。注、采气装置镇江分输站西站进站阀组东站进站阀组干气联络线湿气联络线注、采气装置集气阀组集气阀组单井单井单井单井集气阀组图3-1金坛储气库注气流程框图注气过程：镇江分输站来的干气经计量、通过DN1000输气管道输至金坛储气库的西注采气站的进出站阀组，分成两路，一路进西站注气装置，另一路经干气联络线进东站注气装置。在注气装置中，干气经压缩机增压后，经进出站阀组的分配器分别输送至各集配气阀组，由集配气阀组经集输管网分别送至各注采气井井场、计量后注入盐穴中储存。采气过程：各井口来气在井场经节流、分离、计量后出井场，通过集输管网分别送至集配气阀组，由集配气阀组再输至东、西两站的进出站阀组，然后进入采气装置。在采气装置中，天然气先经TEG脱水或应急加药后外输，东站干气经干气联络线送入西站阀组与西站干气统一通过输气干线输送至镇江分输站进入西气东输管道。东西注采气站间设一条湿气联络线和一条干气联络线，湿气联络线设计输量为800×104m3/d，干气联络线设计输量为600×104m3/d，满足东西注采气站与各自所辖井位互相匹配操作。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告输气干线、湿气联络线、集输管网均设清管设施，以保证管线输送效率。注采气站、集配气阀组、井场及集输管网的放空统一在东、西两个注采气站设置放空管，以避免过多的放散点。井场、集配气阀组、集输管网、东、西两个注采气站的注采装置、干、湿气联络线、输气干线等各单元间均设置紧急关断阀或电动阀门，以确保系统的安全运行。3.3.2各单元工艺流程1）注气流程从镇江分输站来的天然气(4.5MPa～7.2MPa，12～20℃)首先进入旋流分离器除去尘粒等机械杂质，再经过滤分离器滤掉细小颗粒杂质后进入注气压缩机进行增压。压缩后的天然气经空冷器冷却，温度降至55℃左右、压力8.5MPa～17MPa，进入进出站阀组的分配器，由分配器经集输管网输至各井场、计量后注入地下腔体储存。增压系统集气阀组计量装置镇江分输站井口计量装置井口图3-2金坛储气库注气流程框图2）采气流程井口采出天然气压力为6.4MPa～15.8MPa，温度为13.8℃～48.3℃，当天然气压力高于10MPa时，节流至10MPa，进入过滤分离器，当天然气压力小于等于10MPa时，直接进入过滤分离器，分离器顶部气相经超声波流量计后主要采用集气阀组进站方式送至集配气阀组（个别井场采用单井进站方式），然后由集输干线输至注采气站(西站或东站)的进出站阀组。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告超声波流量计可分别计量注气和采气的流量，上传至控制室内计算机进行数据累加。分离器分出的液相进入常压排污罐，再装车运至排卤站集中处理。井场设甲醇加药设施，可在井口、节流阀前管线上、计量后管线上分别加入质量浓度为80%的甲醇溶液。井口调压阀分离器计量装置集配气阀组注醇加药橇注气管线图3-3金坛储气库单井采气流程框图由各井场来的湿气(9.7MPa，27℃)首先经调节阀调节流至8.8MPa，24℃，再进入过滤分离器，分离出液滴及杂质。各井口来气在井场经超声波流量计计量后出井场，通过集输管网分别送至集配气阀组，由集配气阀组再输至东、西两站的进出站阀组，天然气先经TEG脱水干燥后的天然气经捕雾器由塔顶排出，进入干气-贫甘醇换热器，干气换热至24℃外输，或应急加药后外输，东站干气经干气联络线送入西站阀组与西站干气统一通过输气干线输送至镇江分输站进入西气东输管道。单井单井井集配气阀组TEG脱水装置增压系统镇江分输站调压装置图3-3金坛储气库注采站采气流程框图3.4金坛储气库注采集输工艺特点126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告（1）布站方案科学合理，节省投资。金坛储气库各注采单井分布较广，且各盐穴都是独立的储气空间，由于各井口压力差别较大，为满足选井作业，整体布站选用了双站和集配气阀组进站工艺布局方案。即设置东、西两个注气站，两个注气站分配器出口之间设联络线，可实现每个注气站都能向各集配气阀组供气。注气站至各单井中间设12个集配气阀组。该方案能够灵活实现选井作业，两个注气站既可独立运行又可联合运行，提高了集输、注采系统可靠性，同时节省投资。（2）注采工艺功能齐全，操作灵活。金坛储气库工艺流程按注采双向设计，除注采气站注采工艺为单向流程外，镇江站、井场、集配气阀组及集输系统均可实现一套设备满足注采双向功能。注气工艺可满足正常注气净化、增压、配气、计量和注气排卤的功能，采气工艺可满足应急采气和正常采气的分离、脱水(加药)、计量等功能，同时该工艺流程还可实现任意单元跨越并具有倒库功能。（3）集输管网安全可靠。金坛储气库集输管道成枝状网建设，各单井与各自集配气阀组相连接，集配气阀组和所属注采站相连接，在满足安全和环保的前提下，实现储气库注气、采气循环操作。（4）注气增压机组配置合理。注采站压缩机组选取燃驱往复式压缩机组，能适应注气压力、注气量波动的需要，燃驱往复式压缩机组气缸采用自动外端卸荷器，实现该机组气缸的外端自动卸荷，且可通过调节燃气发动机转速实现压缩机排量的调节，使调节的灵活性更大，也更平稳。同时燃气驱动方式受外界影响因素少，能最大限度的保证压缩机组的平稳运行，提供系统可靠性。（5）三甘醇脱水工艺适应强。随着盐穴储气条件的变化，天然气脱水规模和操作条件变化较大，金坛储气库注采站采用三甘醇脱水能较好的适应运行工况的波动，且其蒸气压低，携带的损失小，热力学性质稳定，脱水操作费用低。（6）自控水平高，生产定员少。储气库注采气部分自控系统采用监控与数据采集系统(SCADA)，由储气库管理中心对库区内各种工艺生产设施进行统一监控管理。SCADA系统分三级控制管理结构，即储气库管理监控级(储气库管理中心)、注采气站操作监控级、站场数据采集控制级和井场采集控制级。采用SCADA系统操作方式实现地下储气库井场、注采气站生产管理的网络化和数字化，最终实现储气库生产管理安全、可靠，有人值守少人操作的目的。3.5存在问题及建议1）储气库在建设过程中存在井口注采气设施的施工周期过长，现场工作量大，配备施工人员过多等问题。建议通过井口装置橇装化设计和施工，缩短施工周期，保证装置的安装质量。2）由于单井设有过滤分离器，在126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告注气排卤后的溶腔中残留有卤水，在采气作业的初期，会带出较多的水分，当气流通过过滤组件时，液体微粒就被聚结成较大的液滴聚集在滤网上，堵塞滤网，引起分离器进出口压差超限，从而触发井口紧急切断阀动作，关闭单井，影响正常生产。3）单井和注采站工艺流程较为复杂，可以进一步优化，简化。因此，建议根据储气库运行情况，进一步优化流程，优选设备。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告4盐穴储气库地面注采集输工艺优化4.1盐穴储气库注采工艺概述4.1.1注气工艺所谓注气就是将净化气注入储气库，很明显注气工艺也与储气库类型无关，其核心流程都是对长输管线的管输气进行过滤、分离、增压、冷却、过滤、计量后注入地下储气库。根据长输管线及地下储气库地层压力不同，注气工艺一般包括增压注气和不增压注气，如图4-1所示。输气干线过滤分离增压冷却配气计量注气不增压工艺增压工艺图4-1注气工艺示意图两种流程的差别在于是否设注气压缩机。这需要结合整个注采气系统全面考虑，在大多数情况下需要设注气压缩机，只有当储气库采气干线连接处的管压高于最大注气压力时，才不需设注气压缩机。当储气库与输气干线的增压站相距不远时，可考虑将注气压缩机放在增压站，与增压站共用水、电等配套工程，以简化储气库的流程并可减少整个注采气系统的总投资。如前所述，地下储气库注气工艺包括管压注气与注气压缩机注气两种形式，其中以注气压缩机注气工艺最为常见。利用注气压缩机注气典型艺流程如图4-2。输气干线旋风分离器过滤分离器注气压缩机冷却器注气井图4-2注气压缩机注气典型工艺示意图126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告长输管道来天然气经过滤器过滤掉其中夹带的杂质后，进入注气压缩机，压缩后经压缩机后冷却器冷却，进入注气汇管，并经配气阀组分别注入注气井内。储气压力可在一定程度上高于原始地层压力，但注入压力的高低应以不破坏盖层结构和储层结构为前提。注气压缩机的工况与储气库地层状态密切相关，在注气过程中，压缩机出口压力随地层压力升高而升高，变化幅度很大，在流程设计中要充分考虑适应这种变化。为此可采取两种措施：一种是设置多级压缩机，每一级压缩机均可独立运行，也可逐级串联运行；当注气初期注气量小、注气压力低时，采用单级压缩，或并联运行，随着压力不断升高，改为串联运行。美国HonorRanchor储气库在气藏压力为10.85～26.95MPa时就采用两级压缩。为了优化运行，HonorRanchor储气库的发动机和压缩机配有可改变发动机转速和压缩负荷的自动控制系统。压缩机正常运行时常要进行流量控制。另一种是设置高低压天然气引射器。在注气初期，只投运第一级压缩机，然后再根据地层压力上升情况顺次投运下一级。在每一级压缩机开始投运的一段时间内，为保证压缩机在高效率区运行，可将来气“分流”，一部分进入压缩机增压(可酌情调整压缩机的运转台数)，作为高压动力气进入高低压引射器；另一部分则不经压缩直接进入高低压引射器，引射器出口的混合气体压力，即为适宜的注气压力。随地层压力的上升，当注气所需压力接近压缩机出口额定压力时，停用引射器。4.1.2采气工艺采气工艺由于需要对采出天然气进行处理净化，由于储气库类型不同，采出天然气的气质组分也各不相同，对应的采气工艺也各不相同。根据国内外地下储气库的建设经验及国外地下储气库建设的现状，在地下储气库地面采气工艺流程的设计中要充分考虑地下储气库的特点，以达到既节省投资又节省运行费用的最终目标，实现地下储气库投资效益的最大化。1）油气藏型地下储气库采气工艺枯竭油气藏型地下储气库采出气中含有重烃组分及地层水，采出气需脱水、脱油后才能汇入输气干线。脱水、脱油工艺一般采用低温分离工艺。2）含水层地下储气库采气工艺126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告含水层地下储气库地面流程相对简单，虽然注入的是干气，但由于地层中含水，故需对采出水进行脱水处理。由于地层中没有油和烃，故不需要脱油处理，只需要设置脱水装置。脱水工艺通常采用甘醇吸收法，目前国内外普遍使用三甘醇。3）盐穴地下储气库采气工艺盐穴地下储气库采气工艺与含水型地下储气库类似，也只需要进行脱水处理即可。一般初期均采用三甘醇脱水，后期当盐穴中的水分被置换完后，三甘醇脱水装置可以至其它地下储气库使用，因此，为充分利用地面设施，盐穴地下储气库三甘醇脱水装置和再生装置推荐全部采用橇装设备。4.2单井注采集输工艺4.2.1单井注气工艺1）单井注气规模单井注气规模的确定取决于单井注气能力，单井注气能力的大小取决于地质构造，并在一定程度上受井身结构的制约。从目前国内钻井技术水平来看，当单井注气能力越大，井身结构对注气能力的限制越明显。地下储气库功能不同，其单井注气规模的确定方式也不相同。以满足均匀调峰为目的地下储气库，单井注气规模可按与注气能力相同进行设计。而以应急、安全供气为目的的地下储气库，需最大程度发挥其注气能力，该类型储气库钻井井身结构的选择、地面配套系统的规格都应适当考虑富裕量，在地质结构允许的情况下，应发挥单井的最大注气能力。2）单井注气工艺地下储气库的单井注气工艺与储气库的基础参数、单井井口参数、单井与集注站的距离密切相关。对于同一座地下储气库，各注采井吸气能力差异较大，为便于单井注气能力测量，可在每口单井井口设置流量计量装置。3）单井注气流程常用多井式井口工艺原理流程如图4-3。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告图4-3单井注气工艺流程4.2.2单井采气工艺1）单井采气规模单井采气规模的确定与单井注气规模的确定方法类似，取决于地层允许的采气能力、受井身结构的限制。2）单井采气工艺地下储气库单井采气工艺与储气库的基础参数、单井井口参数、单井与集注站的距离紧密相关。单井集输工艺需在气田地面产能工艺的基础上，结合地下储气库的运行特点来确定。不同类型的地下储气库，应根据其地层压力、井流物组成和物性以及储气库的功能，并针对储气库特有的调峰工况（单井开停频繁，建立温度场相对困难，操作弹性大，参数变化范围宽）来确定经济适用的单井采气工艺。3）单井采气流程盐穴型地下储气库的特点是操作压力一般较低，采出气与注入气组分相同，生产初期地层中含有未置换完全的卤水。单井采气流程与常规气田单井流程类似，分为节流工艺和不节流工艺，分离计量和不分离计量工艺。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告节流与否需由外输压力决定，若单井来气压力较高，则采用节流工艺，为防止节流后温度降低形成水合物，一般需在节流前注入水合物抑制剂，目前多采用乙二醇。若单井来气压力较低，则采用不节流工艺，是否注入水合物抑制剂，需根据系统水力热力计算确定。分离与否与天然气气质有关。若天然气气质较为清洁，则单井采气工艺可不设置分离器进行分离，直接计量后外输。若天然气气质含有较多杂质，则单井采气需设置分离器，对采出气进行分离后计量在外输。4.3注采站工艺盐穴储气库注气站是注气阶段将干线管道内天然气分离、计量后进行增压，然后通过注气管线注入储气库储存的站场。采气站是采气阶段将各采气井口采出天然气进行节流、脱水、计量、外输的站场。在储气库地面建设中，通常将注气站和采气站合一建设，称注采站，或集注站。注采站布站要考虑井组的划分、井场布局、地形地貌、交通和人员分布等因素。目前注气方式，根据井场的分布，一般分为集中注气、分区集中注气和分散注气。集中注气根据井场分布和地形情况，选择一个合适的位置设注气站，在这里给增压后，分配到各井场。分区集中注气主要把井场按相对位置、产量、压力等因素分组，在各井组分别设置注气站，给气体增压下注到储气库。分散注气在每个注气井场都设置压缩机，压缩机投资较高，但高压注气管线的长度减少。根据注气站功能，可将注气站划分为输气干线进站区、过滤分离区、计量区、增压区、出站区。根据采气站功能可将采气站分为集输干线进站区、过滤分离区、脱水区、增压区（根据外输压力和来气压力确定是否需要）、污水区、出站区。4.3.1进站区工艺注气站（采气站）进站区根据输气干线（集气干线）上游是否具有清管发送装置与否，考虑是否设置清管接收装置。对输气干线而言，其管径较大，目前一般均采用智能清管收发装置。对集输干线而言，其管径如果3.5MPa5.0表5-2分离器设计结果标态流量qv(10m/d)操作压力P(MPa)液滴沉降速度W0(m/s)分离器外径D(mm)长度（m）进出口管径（mm）1206.40.05950取10004.0109.5(DN150)126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告2）丝网除雾器设计丝网除雾器用于各式分离器上，它用来捕集气流中夹带的液滴，以减少雾沫夹带；还可以安装在压气机入口气液分离器上，分离润滑油及气体夹带的液滴，以改善压气机的操作及气体质量。它具有很高的除雾效率，通常能达到99%，而且气体通过丝网的压力损失很小，一般只在25mmH2O柱左右[9]。丝网由圆形或扁形的耐腐蚀金属丝编织而成，根据计算，确定其横截面积和层厚。丝网脱出液沫的机理是：夹带液沫的气体流经丝网时，与丝网相碰撞，液沫由于其表面张力，而在丝与丝的交叉接头处聚积。当聚积到其本身重力足以超过气体上升速度力与液体表面张力的合力时，液滴就过载而降离。要对丝网除雾器进行计算，必须知道和选取气体流经丝网的适宜速度。气体速度过低，被夹带的雾沫在气流中飘荡，未与丝网的细丝碰撞，就随着气流而被气体带走；而气体速度过高，聚积的液滴不易从丝网落下，液体充满丝网造成液泛，导致在丝网上的液体又再次被携带出去，使分离效率急剧降低。1）允许的最大气体根据具体情况，操作的气流速度可取为：（一般为0.75）。式中：——最大的气体流速，m/s;和——操作条件下液体和气体的密度，kg/m3;K——系数，与液体的粘度、表面张力、丝网的比表面积以及气体中液沫的含量等因素有关，对于标准型丝网，可取K=0.107。2）丝网捕雾器的面积丝网除雾器的直径D（m）：式中：——操作条件下的气体处理量，m3/s;——操作的气流速度，m/s。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告表5-3丝网捕雾器允许最大气体流速及面积Q（m3/d）kg/m3kg/m3K（m/s）（m/s）D（mm）1201000490.1160.410.38682（700）从优化结果可以看出，调整分离器布局和优选分离器类型后，分离器大小较原方案明显减小，可大幅节省投资。3）分离器内添加高效组件通常分离器内为提高分离效率，使用高效组件，即聚结构件，常使用的聚结构件有：平板平行板组、斜板平行板组、蛇形板相向平行板组、蛇形板相背平行板组、斜板交错搭接平行板组以及T田字板平行板组，如图5-4所示。（1）平板平行板组（2）斜板平行板组（3）蛇形板相向平行板组（2）蛇形板相背平行板组126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告（5）斜板交错搭接平行板组（6）T田字板平行板组图5-4六种聚结板示意图经过优缺点对比及筛选，金坛储气库油气分离器内使用蛇形板相向平行板组较为合适，使用Fluent软件对分离器内部的流场进行数值模拟。控制方程的选取：假定流场中流体质点的运动速度为v，则流动基本方程为：质量守恒方程：；动量守恒方程：；能量守恒方程：。式中：ρ——流体密度；p——流体压力；μ——流体动力粘度；F——流体间作用力；vi——v的分量；k——导热系数；T——流体温度；Cp——流体比热容；ST——流体各相间换热量。网格划分：126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告为更准确地模拟流场流动，选用非结构化网格与结构化网格相结合的方法对安装有聚结构件的分离器内流场进行离散化处理；在近聚结板区域入口及出口区域，由于设备内壁和元件的几何形状比较复杂，因此采用了非结构化网格中的四面体单元进行划分，其余区域则采用六面体单元划分。采用对控制方程做雷诺平均的NS方程RANS，并采用标准k-ε模型封闭模型。在算法上，采用有限体积剖分的SIMPLE算法求解，差分格式选取为一阶迎风格式，压力插补格式以标准格式为基础，采用k-ε标准模型和多相混合模型模拟分离器内流场流动过程。聚结元件的结构尺寸为：聚结板长450mm，厚1mm，板间距均为20mm．设在距分离器入口截面650mm处。图5-5蛇形相向平行聚结板安装位置示意图图5-6蛇形板相向平行板组速度矢量图126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告图5-7气液相体积分数云图经过分析，对于粒径在75μm以下的液滴，田字型聚结板无法有效使之聚结并沉降下来。对于粒径在175μm以上的液滴，在模拟用边界条件下，上述两种聚结板也无法使之有效聚结沉降。而粒径在75μm至175μm之间的液滴，现有边界条件下，蛇形相向平行板型聚结板和田字型聚结板可以有效的使之聚结并沉降下来。相比而言，蛇形相向平行板型聚结板的聚结性能优于田字板型聚结板。同时，在蛇形相向平行板型聚结板中我们看到，粒径在75μm至175μm之间的液滴有较好的聚结沉降现象，并且，板间液相体积分数在随着水平方向逐步升高，说明液滴在蛇形聚结板的流道空间中聚结沉降程度逐渐加深，分析其原因为：气液流在周期性流道中的不断碰撞，动能不断降低，低流速更有利于液滴聚结沉降。图5-7是蛇形相向平行聚结板后体积分数云图，在板前，上部区域液相体积分数为20%，经过聚结板后，上部区域液相体积分数接近0。在设备中部区域，液相体积分数从36%降到12%；而在设备底部区域，经过聚结板后，液体体积含量明显增加。说明此类聚结板的性能较为优越。5.1.2.2调压工艺优化单井为调节采出气压力，设置了两路电动调压阀，一用一备。可对该调节工艺进行简化，充分利用井口节流阀调节和控制流量，为便于调节推荐将目前井口手动节流阀更换为电动节流阀。126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告节流阀的外形结构与截止阀并无区别，只是它们启闭件的形状有所不同。节流阀的启闭件大多为圆锥流线型，通过它改变通道截面积而达到调节流量和压力。井场装置第一级节流阀的功能是调控气井产量，故应在临界状态下操作，则其阀后压力应为：式中：——气井采气压力（油管压力），MPa（绝）；——节流降压后的压力，MPa（绝）。井场装置第一级节流阀的功能是调控气井产量，计算公式为：第二级和第三级节流阀的功能是调控采气管线起点压力。节流阀的计算公式为：式中：——阀前压力，100kPa（绝）；——阀后压力，100kPa（绝）；——节流阀流通直径，mm；——天然气流量（p=101.325kPa,=20℃）,m3/d；——天然气相对密度；——阀前气体压缩因子；z=0.7660——阀前气体绝对温度，K。节流阀通常应在半开状态操作以满足调节要求，故计算出来的d应乘以2，按此数值选择阀门的规格尺寸。表5-4角式节流阀选型126 西气东输盐穴储气库注采气集输系统工艺研究报告节流等级标况下流量qv(m3/d)阀前压力（MPa）阀后压力（MPa）流通直径d(mm)公称直径(mm)一级节流80000016.8——47.06DN100140000016.8——62.42DN125二级节流80000016.81046.32DN100140000016.81060.45DN125阀门型号：开封高压阀门有限公司生产的L44Y-220型角式节流阀，PN20MPa，配电动执行机构。5.1.2.3计量工艺优化根据4.3.3中流量计的论述对单井流量计选型进行比选。单井注采气均需计量的要求，在每口井设置双向计量流量计，通常可作为双向计量的流量计有超声流量计、靶式流量计和质量流量计，其对比如表5-5所示。表5-5单井计量方案对比（DN150）项目外夹式超声流量计靶式流量计质量流量计量程比1:801:151:10压损无很小较小测双向流可以可以可以准确度±1%±1%±1%通道数1————管径影响管径越小，准确度越低对准确度无影响缩径较大承压情况常压高压高压雷诺数要求1000