高压天然气井气田集输方案设计.doc

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1、摘 要随着高压集输技术的完善和设备技术的发展，针对那些未开采的高压气田，必须开发新的集输设计技术及方案。高温高压气田集输技术取得了很多的进步，例如从优选决策的高效率、设计可靠性以及风险经济分析逐步扩展到考虑技术、安全和环保等方面的影响。本方案根据气田开发初期基础条件、生产数据和组分信息，按照相关规范和标准进行设计。根据目标区块天然气物性特点，提出可选井口集气工艺方案为多井环状集气、多井阀组间集气和多井串联集气三种，最终优选多井串联集气运输流程。在此基础上，对布站位置进行优化。对输送管径进行优化调整，确定输送温度、流量以及进出站压力级制。为满足气田滚动开发需要，确定2022年之前与之后的集气站、

2、天然气处理厂，利用CAD对天然气处理厂、集气站的站内工艺流程图、平面布置图等进行绘制。对站内及矿场最长使用年限的设备进行购买，其余设备采用租赁形式，以实现投资最低。在此基础上模拟站内部分工艺流程，验证所提出的工艺可行性较高。对目标区块天然气管道运行状态进行分析，提出针对管道腐蚀、水合物形成等事故的处理方案，对气田辅助设施如自动控制与仪表、给排水及消防、供配电工程进行了系统设计，提出气田节能方案，使最大程度降低气田运行费用。关键词：气田集输；管线工艺；滚动开发；布站设计ABSTRACTWith the improvement of high-pressure gathering and tran

3、sportation technology and the development of equipment technology, new gathering and transportation design technologies and schemes must be developed for those high-pressure gas fields that have not been exploited. The gathering and transportation technology of high temperature and high pressure gas

4、 fields has made a lot of progress, for example, from the high efficiency of optimal decision-making, design reliability and risk economic analysis to the consideration of the impact of technology, safety and environmental protection.According to the basic conditions, production data and component i

5、nformation in the initial stage of gas field development, the design is carried out in accordance with relevant specifications and standards. According to the physical characteristics of natural gas in the target block, the optional wellhead gas gathering technology scheme is put forward, which incl

6、udes multi-well annular gas gathering, multi-well valve group gas gathering and multi-well series gas gathering. Finally, the multi-well series gas gathering transportation process is optimized. On this basis, the location of stations is optimized. Optimizing and adjusting the diameter of the convey

7、ing pipe, determining the conveying temperature, flow rate and the pressure level system of the inlet and outlet stations. In order to meet the needs of rolling development of gas fields, gas gathering stations and gas processing plants before and after 2022 are determined, and the process flow char

8、ts and layout charts of gas processing plants and gas gathering stations are drawn by CAD. Purchase the equipment with the longest service life in the station and the mine, and lease the remaining equipment to achieve the lowest investment. On this basis, the process flow inside the simulation stati

9、on is simulated, and the feasibility of the proposed process is verified. The operation status of natural gas pipelines in target blocks is analyzed, and emergency treatment schemes for pipeline corrosion and hydrate formation accidents are put forward. The auxiliary facilities such as automatic con

10、trol and instrumentation, water supply and drainage, fire fighting and power supply engineering are systematically designed, and energy saving schemes for gas fields are put forward to minimize the operation cost of gas fields.Key words: gas field gathering and transportation; pipeline technology; r

11、olling development; station layout designII目 录摘 要IABSTRACTII第一章 绪论11.1天然气集输设计的目的和意义11.2 国内外高压气井集输的现状1第二章 设计基础22.1自然条件22.1.1地理位置22.1.2地形地貌22.1.3气候气象22.1.4地震效应32.2社会条件32.2.1城镇规划及社会交通环境条件32.2.2公用设施社会依托条件32.3 天然气组分参数32.4 气藏温压特征42.4.1 温度特征42.4.2 压力特征42.5 采出水型及采水量42.6 集输气压力级制确定5第三章 气田集输方案设计63.1编制原则及遵循的标准规

12、范63.1.1编制原则63.1.2遵循的标准规范63.2 开发规划63.2.1 建产期63.2.2 稳产期73.2.3 建产期配产73.3 井场集输方案的确定73.3.1 井场基础规划73.3.2 集输方案一83.3.3 集输方案二93.3.4 集输方案三103.3.5 方案对比与优选113.4 滚动开发方案设计与优选133.4.1 方案设计基础133.4.2 2020年集输方案设计与优选133.4.3 2021年集输方案设计与优选143.4.4 边缘井集输方案设计14第四章 输气管道工艺设计164.1 本设计所采用的规范164.2 管道各项参数的优选164.2.1 设计输量204.2.2 设

13、计压力214.2.3 管径优选214.2.4 输气温度224.3 水合物生成状况分析及治理234.3.1 水合物生成状况分析234.3.2 水合物治理244.4 集输管材设计254.4.1 管材优选254.4.2 强度设计254.4.3 管道防腐254.5 管网布局254.5.1 集气管网的布局原则254.5.2 敷设方案264.5.3 施工作业带26第五章 站场布站工艺设计275.1站场布站设计原则275.1.1 站场设计原则275.1.2 站场布站原则275.2 井场工艺设计285.2.1 工艺流程图285.2.2 设计方案概述285.2.3 主要设备295.3 集气站工艺设计295.3.

14、1 工艺流程图295.3.2 主要设备选型及计算305.4 阀组间工艺设计355.4.1 工艺流程图355.4.2 阀组355.5天然气处理厂工艺设计375.5.1 概述375.5.2 天然气处理厂工艺流程图375.5.3 天然气分离与除尘385.5.4 天然气脱水385.5.5 天然气脱二氧化碳38第六章 辅助工程406.1 自动控制及仪表406.2 给排水设计406.3 消防416.4 供配电工程416.5 节能与环保416.5.1 节能措施416.5.2 大气污染防治措施426.5.3 水污染防治措施426.5.4 噪声污染防治措施42结 论43参考文献44致 谢45附录A 井位坐标46

15、2020 年井位坐标分布表（37 口井）462021 年井位坐标分布表（61口井）482022 年井位坐标分布表（54口井）51V沈阳工业大学本科生毕业设计第一章 绪论1.1天然气集输设计的目的和意义伴随着经济发展的迅猛态势，以及日益上涨的能源需求，最近几年我国的石油资源呈衰竭态势，国内很多油田已处在稳定产油期，继续开采陆上原油已不合时宜，并且，考虑到越来越严重的环境污染，人们对清洁燃料愈发渴望，燃料领域会逐渐淘汰掉石油、煤炭等不可再生能源。天然气作为高热值且对环境友好的燃料，人们对其需求日益增大。1.2 国内外高压气井集输的现状天然气集输技术的发展，由单个气田的集输单元发展到多气田集输系统组

16、合再到形成大型的集输系统，经历了较长时间。针对油气田开发生产中出现的高效脱水以及正在建设的长庆气田和塔里木气田地面工程怎样恰当利用地层压力能来使用集、输气压力并与净化处理装置完善配套，怎样根据不同气体的性质和压力来优选脱水、脱硫、脱碳等技术关键和难点，我国科研人员进行了大量科研攻关，并取得了丰硕的成果。在地面集输工艺方面，克拉2气田采用集中注醇、多井高压集气、气液混输、文丘里流量计连续计量的集气工艺。在气田开发中前期，充分使用气田压力能，使得气体不需增压集输，天然气处理采用低温分离、节流制冷同时脱水脱径，并采用大型燃压机组进行增压输送。随着世界范围内对环境保护要求日益严格，而近年来低质天然气的

17、生产又越来越多，现有的天然气集输处理技术和回收副产品（轻烃、硫、氦等）的费用也逐渐增加另外一部分市场偏远小气田的资源开发成本也较高。第二章 设计基础2.1自然条件2.1.1地理位置新疆玛河气田D 区块所处地区交通便捷；地方电网较为发达；气田内部通信状况良好。图2-1为D区块的地理位置。图2-1 D区块的地理位置2.1.2地形地貌主要地形由平原、固定沙丘组成，地貌多为农耕植被、草地及沙柳。2.1.3气候气象D区块详细气象数据参见表 2-1。表2-1 D 区块所在区域的气象要素统计表气象要素单位D区块所在区域平均气压hPa869.7气温年平均6.936.5极端最高极端最低-29.0平均相对湿度%5

18、3341.6年平均降水量mm年平均蒸发量mm2504.5风速平均 m/s3.1最大 m/s19.0最多风向N地面温度平均9.2极端最高67.3极端最低-32.8暴雨月份7-8月日照时数时2903.022.0大风日数天雷暴日数天28霜日数天53.3最大积雪深度cm14冻土深度标准冻深cm103.9最大冻深cm1462.1.4地震效应玛河气田所在区域地震活动弱，根据历史记载几乎没有较大地震发生，气田及管道经过地区地震动峰值加速度为0.05g或小于0.05g。2.2社会条件2.2.1城镇规划及社会交通环境条件D区块位于玛河气田东南部，气田区域公路交通情况较好，距离河流远，无水路运输。2.2.2公用设

19、施社会依托条件D区块地方电网较为发达，气田内部已建成12芯通信光缆，可满足周边集气站通信需求。2.3 天然气组分参数玛河气田天然气组分参数见表2-2。 表2-2 天然气组分参数序号组分夏季，mol%冬季，mol%序号组分夏季，mol%冬季，mol%1C191.3991.59n-C70.1010.0972C25.2875.29210n-C80.0080.0053C31.0361.03611n-C90.0050.0024i-C40.1780.17812n-C100.0050.0015n-C40.1950.19513CO20.6660.6676i-C50.0890.08814N20.7560.757

20、7n-C50.0390.03915H2O0.1500.0608n-C60.0950.08316合计100100从表中可知，玛河气田天然气中C1占主要组分，其次为C2。除含碳化合物外，还含有N2和H2O，其中N2在夏季与冬季基本占取相同比例，而H2O在夏季占取比例比冬季明显。不含硫化物,故不需要对硫化物进行处理。由于冬天温度低，导致天然气密度大，热值就会相对于夏天比，有所升高。2.4 气藏温压特征2.4.1 温度特征 （2-1）式中，为气层中部温度，；为气层中部深度，。 米东区气田属于同一温度系统，其平均温度梯度为。2.4.2 压力特征 （2-2）式中，为气层实测压力，；为气层中部海拔，。2.5

21、 采出水型及采水量气田采出水型为CaCl2型，井产水量0.5m3/104Nm3。采出水相关指标见表2-3。表2-3 D区块地层水分析表取值地层水离子含量总矿化度水型pH值Na+Ca2+Mg+Cl-SO42-HCO3-范围值（g/l）0.4346.5980.0629.970.010.3670.32627.980.193.3840.3060.5911.6145.55CaCl26.07.0平均值（g/l）4.965.8560.22617.6171.0790.42930.1686.02.6 集输气压力级制确定集输气进厂压力天然气处理厂原料气进厂压力为2.5MPa。表2-4 各站压力设置井口压力（MPa

22、）集气站压力（MPa）处理厂进站压力（MPa）处理厂出站压力（MPa）352.52.555沈阳工业大学本科生毕业设计第三章 气田集输方案设计将气田生产的天然气从井口开始，经分离、计量、调压、净化和集中，直至向干线输气的这一系列过程成为气田集气。它包括井场、集气站、天然气处理厂等。一个合理的集输流程必须立足于气田的具体情况，如气的性质、开发方案、采气工程方案、自然环境等。为此，根据“整体部署、分步实施、跟踪研究、及时调整、逐步完善”的开发部署，强化地下、地面一体化优化工作，提出一种适合当前气田发展的地面建设模式1。新疆玛河气田D区块规划建设产能30108Nm3/a，建产期为3年，建井152口，共

23、规划4个开发井区，玛河气田已建天然气处理厂可完全接收D区块集输天然气，且满足新接区块的处理需要。D区块稳产期主要以井间接替为主。按照地质与气藏方案，结合区块的地理位置、区块形状和建产规模，对152口井提出一个优化合理、技术成熟和社会经济效益良好的地面集输工程建设方案2。3.1编制原则及遵循的标准规范3.1.1编制原则（1）根据研究区块的地理位置及环境特点，针对天然气物性参数，整体设计，分布实施，考虑适当预留，建设规模、设备能力和布局上具有灵活性和适应性；（2）重视环境保护，采取有效措施防止环境污染。（3）工程设计规模满足委托书和气田开发开采方案的要求，对气田进行总体规划，合理布局，搞好与邻近气

24、田集气管网的衔接，满足生产的要求。3.1.2遵循的标准规范（1）油气输送管道用DN350以下管件技术条件Q/SYGJX105-2009（2）石油天然气安全规程AQ2012-2007（3）关于全面加强应急管理工作的意见（4）石油工业作业场所劳动防护用具配备要求SY/T6524-20023.2 开发规划3.2.1 建产期建产期自2020年到2022年，共3年，充分考虑地质与地面特点，主要以井间接替为主，在4个建产区块分别建成相应产能规模，其中，A井区为6.5108Nm3/a，B井区为8.0108Nm3/a，C井区为8.5108Nm3/a，D井区为7.0108Nm3/a，建产总能30108Nm3/a

25、，阶段采出程度2.2%。建产期各区块累计钻井152口。建产期分年工作量见表3-1。表3-1 建产期分年工作量表年度年钻井数累计钻井数年产气量108Nm3/a累计产气量108Nm3/aA井区B井区C井区D井区小计A井区B井区C井区D井区合计20204121110374121110377.27.22021151517146119272824981219.2202214141610543341443415210.830.03.2.2 稳产期 稳产期自2023年到2042年，每年各区块钻井68口用于弥补递减，实现气田稳产20年（年产气量30108Nm3）。稳产期间主要以井间接替为主。3.2.3 建产期

26、配产建产期单井合理配产为6.0104Nm3/d，单井稳产3年，第4年开始递减。初期递减率为36.3%，平均递减率为21%。3.3 井场集输方案的确定3.3.1 井场基础规划根据152口井的坐标，通过AutoCAD进行绘制井口坐标图如图3-1所示。152口井坐标详见附录A。 图3-1 井口坐标图3.3.2 集输方案一（1）方案一设计集输流程说明：集输方案一采用的是多井环状集气运输流程，即将每口井的连接方式设为环状，环状管网具有方便维修的优点，但设备分散，不便于集中管理和自控的实施，在气田生产后期需要对气体增压时，压缩机只能设在井场。这样做的特点是在管路有破损的时候方便设备的检修，一段管路破损可以

27、将其阀门关闭，采用环路的另一段管路进行天然气的输送，由于天然气的长输管道地理环境比较复杂，各种不能预知的导致管路破损的情况时有发生，方案一考虑到这种情况而设计。方案一的主要管路运作的流程是：由钻井井场将所产天然气运送至对应的输气管线，经过管路长距离输送，到达集气站，在集气站经过必要的处理，然后经过压气站进行增压输送，经过管道运输最后到达天然气处理厂进行进一步的天然气处理，对于天然气处理厂的D井区，则采用设阀组间，将天然气处理厂附近的井产气集中到一起直接输送到天然气处理厂，对于集气站和压气站，由于考虑到建设场地的因素，将集气站和压气站设计到一块，节省建设费用。本方案采用滚动式开发，其为最终三年建

28、完井的井场集输方案一所画的CAD图。所建立集输方案一如下图3-2所示： 图3-2集输方案设计图（1）（2）方案一主要工程数量方案一中共有建井的数量152口，集气站三座，阀组间一组，具体如下表3-2。表3-2 方案一主要工程表 工程 井 集气站 阀组间 数量152 3 13.3.3 集输方案二（1）方案二设计集输流程说明：集输方案二采用的是多井阀组间集气运输流程，即将每口井所产气集中到一个阀组间，然后通过阀组间统一集输到集气站。这样做的特点是在管路之间能够节省运输管线的铺设，对相隔较近的井场能够将所产气进行集中运输处理，节省经济支出。方案二的主要管路运作的流程是：由钻井井场将所产天然气运送至对应

29、的输气管线，然后通过管线输送到阀组间，相邻较近的井场集中到同一个阀组间，经阀组间后经过管路长距离输送，到达集气站，在集气站经过必要的处理，然后经过压气站进行增压输送，经过管道运输最后到达天然气处理厂进行进一步的天然气处理，对于离天然气处理厂的D井区，采用设计一个阀组间，将天然气处理厂附近的井产气集中到一起直接输送到天然气处理厂，对于集气站和压气站，由于考虑到建设场地的因素，将集气站和压气站设计到一块，节省建设费用。本方案采用滚动式开发，其为最终三年建完井的井场集输方案二所画的CAD图。所建立集输方案二如下图3-3所示： 图3-3集输方案设计图（2）（2）方案二主要工程数量方案二中共有建井的数量

30、152口，集气站三座，阀组间六组，具体如下表3-3。表3-3 方案二主要工程表 工程 井 集气站 阀组间 数量 152 3 63.3.4 集输方案三（1）方案三设计集输流程说明：集输方案三采用的是多井串联集气运输流程，即将每口井的连接方式设为单管线串联，这样做的特点是在于大量减少管线铺设长度，最大化的减少经济投入，减少管道铺设时的复杂施工。方案三的主要管路运作的流程是：由钻井井场将所产天然气运送至对应的输气管线，经过管路长距离输送，到达集气站，在集气站脱出气体中夹带的凝液、水和机械杂质，对各气井进行计量，然后经过压气站进行增压输送，经过管道运输最后到达天然气处理厂进行进一步脱水、脱硫、脱二氧化

31、碳，使处理后的天然气符合干线输送要求，然后进入输气管首站和干线输气管。对于离天然气处理厂较近的D井区，则采用之间设阀组间，将天然气处理厂附近的井产气集中到一起直接输送到天然气处理厂，对于集气站和压气站，由于考虑到建设场地的因素，将集气站和压气站设计到一块，节省建设费用。所建立集输方案三如下图3-4所示： 图3-4集输方案设计图（3）（2）方案三主要工程数量方案三中共有建井的数量152口，集气站三座，阀组间一组。具体如表3-4。表3-4 方案三主要工程表 工程 井 集气站 阀组间 数量 152 3 13.3.5 方案对比与优选根据三种方案建表3-5。表3-5方案经济对比表方案总工程量优点缺点经济

32、估算（万元）方案一 集气站三座，阀组间一组多井环状连接，便于维修（1）输气管线较长；（2）建设费用高。2000.3方案二 集气站三座，阀组间六组多井串联，规划整齐（1）阀组间建设过多；（2）维修不方便。1897.5方案三 集气站三座，阀组间一组多井串联，管线长度短，投资低（1）不方便维修；（2）集气站的工作负荷较大。1599.7三种集输方案：（1）集输方案一：采用的是多井环状集气运输流程，管路有破损的时候方便设备的检修，一段管路破损可以将破损管路两端阀门关闭进行维修，采用环路的另一段管路进行天然气的输送，但是管线铺设过于复杂，经济成本过高。（2）集输方案二：采用的是多井阀组间集气运输流程，即将

33、每口井所产气集中到一个阀组间，然后通过阀组间统一集输到集气站。这样做的特点是在管路之间能够节省运输管线的铺设，对相隔较近的井场能够将所产气进行集中运输处理，节省经济支出。但阀组间过多，不方便维修检测。（3）集输方案三：采用的是多井串联集气运输流程，即将每口井的连接方式设为单管线串联，这样做的特点是在于大量减少管线铺设长度，最大化的减少经济投入，减少管道铺设时的复杂施工，但管路破损不方便维修。综上，结合生产当中的各方面资料以及国家相关的法律法规和各种行业转折，经过多方面的考虑，最终选择集输方案三多井串联集气运输流程，方案三经济效益高，便于在宽广的地方进行施工铺设管道，方便人员配置。井场中各个集气

34、站以及阀组间的建站坐标如表3-6所示。表3-6各站坐标 名称 坐标X 坐标Y 集气站119307015.04237942.0 集气站219317132.04241864.0 集气站319338954.04242923.0 阀组间119324299.04255239.03.4 滚动开发方案设计与优选3.4.1 方案设计基础由于2020年井场刚进行第一年的初步钻井，2021年在2020年的基础上建井，以及后期气田开发。根据数据，各个井场距离相对较远，而且不集中，对于第一年的井场集输方案有必要进行新的方案设计3。3.4.2 2020年集输方案设计与优选由于该年井场分布不集中，井场数量少等特点，考虑到

35、这些因素，对2020年进行集输方案的设计及其选择。对此设计了两种方案，所列方案如表3-7所示。方案 设计内容优点缺点经济估算（万元）方案一 采用井场汽车拉 油的方式进行边 缘井的处理对井场非常不 集中的气井可 以有效的进行 采气运输需要修建路基，拉油车需要再增加工作人员500方案二采用修建主管道，边缘井采气集 输到主管道方便后续钻井后管道铺设，便于利用开始由于井场较少，生产不集中，不便于管理1000表3-7 2020年集输方案设计对比方案一和方案二，方案一方便快捷、经济投入少，对于经济条件不好的地区可以采用，方案二经济投入较高，但是对于气田后续的发展能够很好的降低生产成本，后续气田管道铺设能够

36、利用先前所架设的天然气输送管道，大大减少后续资金投入。对比两种设计方案，虽然方案一前期投入成本低，但到后面却是一种浪费，方案二前期投入高，但能很好的降低后续成本。最终，我们选择方案二，修建主管道的方式作为2020年的集输方案设计。如下图3-5所示。 图3-5 2020年集输方案3.4.3 2021年集输方案设计与优选2021年钻井有比2020年建井较多，由于2020年的集输工艺设计采用的是修建主管道的方式，2021年的新钻井直接通过管道连接到主干道上面进行集气运输，这也是2020年选择此方案的原因。如图3-6所示。 图3-6 2021年集输方案3.4.4 边缘井集输方案设计由于边缘井与其他井相

37、比，边缘井疏散不集中，且离集气站较远，因此对于边缘井的设计尤其重要。对边缘井进行的设计采用边缘井建设输气管道，连接至较近的井场，并集中运输。如图3-7所示。 图3-7 边缘井年集输方案根据基础数据，该地区冬夏季温差相对较大。对于天然气集输工艺，温度影响着集输管道系统的运行以及安全。玛河气田D区块气田气井压力下降快，绝大部分时间处于低压生产状态,为满足外输要求，增压集输工艺是该气田开发的核心工艺。本集输方案分析总结了该气田集气站采用分散增压的方式更为合理4。第四章 输气管道工艺设计本章研究的输气管道的相关设计，运用PIPESIM软件对管线进行分析，查阅相关文献及规范5-6，对输气管线进行输量设计

38、、输气温度影响及压力计算，确定管材基本参数后进行对水合物防治、管道防腐、管道敷设方案与其它设备选型与布置的设计。4.1 本设计所采用的规范原油和天然气工程设计防火规范GB 50183-2015油气输送管道穿越工程设计规范GB 50423-2013输油（气）钢制管道抗震设计规范SY/T 0450输气管道工程设计规范GB 50251-20154.2 管道各项参数的优选根据相关数据以及现场施工方面的相关信息，利用PIPESIM软件进行了物理模型的模拟构建，对所构建的物理模型如图4-1所示： 图4-1 利用PIPESIM构建模型图根据天然气组分，如表4-1，玛河气田D区块天然气组分表。表4-1 玛河气

39、田D区块天然气组分表序号组分夏季，mol%冬季，mol% 序号 组分夏季，mol%冬季，mol%1C191.3991.59n-C70.1010.0972C25.2875.29210n-C80.0080.0053C31.0361.03611n-C90.0050.0024i-C40.1780.17812n-C100.0050.0015n-C40.1950.19513CO20.6660.6676i-C50.0890.08814N20.7560.7577n-C50.0390.03915H2O0.1500.0608n-C60.0950.08316合计100100根据以上天然气组分数据表建模，设置水平埋地

40、管道与垂直管道基础参数，具体数据如图4-2所示： 图4-2 水平管道数据图4-3 垂直管道数据应用PIPESIM模拟计算软件，分别选择BBO(Beggs&brill Original)、BBR(Beggs&Brill Revised)、DR（Duns&Ros）、Ansari相流压降计算相关式计算井筒压力分布，并通过实测数据与相关式模拟结果拟合，优选出最适合生产区块的压降计算相关式。通过PIPESIM对生产数据进行拟合，得到的拟合结果见下图4-4所示：图4-4 拟合数据图查看拟合数据结果，得到模型数据表，如图4-5所示：图4-5拟合数据表由上表可知，利用Ansari相关式计算出的井口压降是16.

41、04MPa/100m，利用DR相关式得出的井口压降是72.53MPa/100m，利用BBO相关式模拟出的井口压降是16.04MPa/100m，而BBR相关式得出的井口压降是16.03MPa/100m，实测值则为16.02MPa/100m。由此可知，上述相关式中，BBR相关式的误差最小，在后续的模拟计算中，选用BBR相关式来模拟区块生产系统中流体性质和生产条件等参数来模拟计算压降。4.2.1 设计输量根据区块油田的生产数据范围，针对液体的流量分别采用了五组数据进行研究，设置液体流量为敏感参数，模拟计算出液体流量对井口回压的影响。当液体流量分别为6104Nm3/d、7104Nm3/d、8104Nm

42、3/d、9104Nm3/d、10104Nm3/d时，液体流量对集输管线压降影响的计算结果如下图4-6所示。图4-6 液体流量对集输管线压降影响图4-7 不同液体流量对集输管线压降计算结果根据以上数据可以得出，当管输中的流量越大，对井口压力的影响越小。根据建产期单井合理配产为的流量为6.0104Nm3/d，对输量进行了设计，最终确定最佳输量为7104Nm3/d。4.2.2 设计压力规定集气站以及天然气处理厂进站压力为2.5MPa，根据计算，确定输送压力为5MPa。4.2.3 管径优选对于不同的管径规格，各有优缺点，本次设计我们进行了三个方案的设计，从中选取相对较好的设计方案，其中：方案一=508

43、mm，方案二=610mm，方案三=711mm。根据建产期单井合理配产为的流量为6.0104Nm3/d，参照常用管径规格，根据本方案设计计算集气管线管径，两者做了相对比较，选用符合标准的管径规格，常用管径规格部分数据如表3-2。表3-2 管径规格部分数据表序号 公称通径 管子外径国际A管（） 国内B管（）1450 457 4802500 508 5303600 610 6304700 711 7205800 813 820根据本方案设计计算集气管线管径，选用508mm、610mm、711mm三种管径进行优选模拟。通过PIPESIM软件计算得到不同管径对井口回压的影响对比图3-8。图3-8 不同管径对井口回压的影响对比图根据以上描述可知选择610mm左右的管径比较合理。4.2.4 输气温度采用了三