T氣田集輸工程設(shè)計目錄TOC\o"1-3"\h\u2498摘要 .氣田集輸工藝概述近年來，西氣東輸工程建設(shè)和運行，我國天然氣工業(yè)已步入快速發(fā)展時期，從而引進國外許多先進設(shè)備及技術(shù)，與此同時，集輸工藝開始得到開發(fā)，天然氣作為一種優(yōu)質(zhì)能源，必將日益受到重視。隨著天然氣資源不斷被勘探，開采、儲運與利用技術(shù)高度發(fā)展，各國越來越重視環(huán)境問題，世界上許多國家也都在著手加快天然氣工業(yè)的發(fā)展。我國氣田自然條件，工況不同，具有分布廣，產(chǎn)量低，滲透大的氣田，存在著深層高產(chǎn)量和高溫高壓氣田以及含HAS和C02較多，也有含豐富凝析油等深層凝析氣田。主力氣田絕大部分位于中國中西部沙漠戈壁中，環(huán)境條件尤其差，交通亦十分不便，且部分氣田位于人口密集地區(qū)，也有一部分分布在遼闊海洋中。當(dāng)前，根據(jù)不同種類不同區(qū)域氣田特征，形成多種集輸工藝方案，對于天然氣集輸線路、對站場和整個集輸系統(tǒng)的優(yōu)化分析與研究才能做到既科學(xué)又節(jié)約、氣田的合理開發(fā)己經(jīng)成為目前天然氣開發(fā)中的一項重大課題。在天然氣集輸工藝的調(diào)控過程，需重點關(guān)注天然氣溫度和流量等參數(shù)的有效控制，并且采用合理的方法，保證天然氣的壓力保持在指定的范圍內(nèi)。目前比較流行的天然氣集輸工藝大致可以分為：井口加熱節(jié)流的地過程方式、井口注醇的高壓集輸方式、井下節(jié)流井口無加熱，無注醇的集輸方式。1.1井口加熱節(jié)流地面工藝模式天然氣采出以后，本身運輸效能不佳，如不很好地治理和控制，會對運輸環(huán)節(jié)造成極大安全隱患。地面工藝模式在井口加熱節(jié)流過程中，需加強天然氣溫度和流量控制，天然氣開采之后，要用規(guī)定的裝置來加熱它，改善天然氣整體流動效能，然后裝備了比較完善的節(jié)流控制手段，達(dá)到了天然氣輸送流量可控，保證了天然氣集輸過程的調(diào)控效果。在井口加熱節(jié)流的地過程方式下，有必要強調(diào)高壓力天然氣運輸?shù)奶貏e處理方法，高壓力天然氣的升溫過程不可能一次性實現(xiàn)，而是分門別類。地下天然氣開采時，采用氣液分離模式，完成了實際天然氣流量和壓力計算，天然氣井與多井式加熱爐相配套，本實用新型有效地完成了大壓力天然氣井內(nèi)天然氣體升溫和流量控制，并且提升了實際輸送效率，保證了天然氣集輸過程安全可靠。1.2井口注醇高壓集輸模式井口注醇的高壓集輸模式，要求井口位置注醇類物質(zhì)，完成天然氣擠壓，然后統(tǒng)一輸送到指定天然氣處置地點，然后對天然氣實施加熱和節(jié)流工藝，最終統(tǒng)一運送到目的地。在此格局下，將天然氣加壓過程和加熱節(jié)流過程劃分為2個不同環(huán)節(jié)，它高效地利用了集氣站現(xiàn)有天然氣處理能力，極大地提升了整體控制工作實際能力，減少天然氣井選址的真實配屬裝置，減少了工藝復(fù)雜度。然而井口注醇高壓集輸模式是以注醇為中心，而且該工藝將增加昂貴的注醇成本，天然氣集輸過程的費用大幅增加。在實踐中，工程技術(shù)人員為減少該過程實際費用，常采取多井段一次注醇優(yōu)化方法，但整體工藝應(yīng)用難度和運輸成本增加。1.3井下節(jié)流井口不加熱不注醇技術(shù)模式在井下節(jié)流井口無升溫?zé)o注醇工藝方式的應(yīng)用中，工作人員需要在天然氣井的下部油管中安裝節(jié)流器，和使用地下溫度，完成了天然氣升溫過程，無須使用額外的加熱設(shè)備，以及節(jié)流器，安裝于天然氣井的下油管中，還能有效滿足天然氣集輸時節(jié)流層面的需要。井下節(jié)流井口不加熱，不注入醇類物質(zhì)的工藝方法，充分利用井下熱能，避免因天然氣加熱而需要進行的附加投人，節(jié)約設(shè)備消耗，并切實促進相關(guān)企業(yè)生產(chǎn)效益的提高。另外在天然氣井采氣過程中，水合物與液態(tài)烴的流動性較好，確保天然氣集輸高效。但這一技術(shù)對天然氣井所處地質(zhì)環(huán)境要求較高，只有一些低孔，處于低滲透的狀態(tài)，應(yīng)用了低產(chǎn)能的天然氣井井位。1.4天然氣集輸工藝注意事項（1）注意加熱和加壓處理一般是在氣井開采天然氣時進行的，通過各類集輸設(shè)備的過程，在不同阻力和環(huán)節(jié)作用下，氣體壓力將逐步降低、溫度漸漸下降，則易生成部分雜質(zhì)和水汽，對天然氣集輸正常工作造成了極大的影響。為此應(yīng)重視氣井口的加熱和加壓處理，為了減輕這種影響。（2）注意防止泄漏問題如果天然氣集輸選用的方式不合適，那么就極有可能造成天然氣泄漏的問題，由此帶來了諸多安全隱患，甚至造成重大的火災(zāi)，爆炸事故，危害了國家及人民群眾生命財產(chǎn)安全。對此，應(yīng)根據(jù)實際情況，天然氣集輸方案的有效編制，采取合理集輸方式及采氣方式，等等，及在集輸期間作好密閉措施等，為了防止天然氣泄漏的問題出現(xiàn)。（3）最大限度地減少中間環(huán)節(jié)，實現(xiàn)天然氣集輸，應(yīng)根據(jù)現(xiàn)有技術(shù)條件和保證不浪費，對集輸壓力和速度進行適當(dāng)調(diào)整，最大限度地減少中間環(huán)節(jié)，從而不僅提高了天然氣的集輸效率，同時也降低了不必要能耗。同時這也有利于減少集輸?shù)娘L(fēng)險。（4）預(yù)先調(diào)查了地區(qū)環(huán)境下天然氣集輸過程方案擬定情況，在實地考察集輸需要通過地區(qū)環(huán)境基礎(chǔ)上，如果不事先對地區(qū)環(huán)境進行調(diào)查，那么它的真實情況是不可預(yù)測的，也不可能制訂最優(yōu)的天然氣集輸方案，甚至帶來了一系列的麻煩。因此事先對地區(qū)環(huán)境進行調(diào)查就顯得尤為重要。

2T氣田集輸工藝概述2.1T油田概述目前，T油田公司已經(jīng)投產(chǎn)氣田17個，其中砂巖油氣藏10個，建成天然氣處理廠17座，建成產(chǎn)能：427×108m3，年生產(chǎn)天然氣260×108m3。目前，T油田的集輸主要以超高壓集氣工藝技術(shù)為主。集氣系統(tǒng)的最高操作壓力為14.2MPa，設(shè)計壓力達(dá)15MPa，氣田的集氣管道在我國凝析氣田的操作壓力中處于領(lǐng)先地位、長距離氣液混輸管道中，管徑最大。在油氣處理中，油氣處理廠工藝系統(tǒng)包括集氣，脫水脫烴，輕烴回收等、乙二醇的再生和注入、凝析油穩(wěn)定，氣體增壓及其它工藝單元構(gòu)成，天然氣處理是利用J-T閥的膨脹制凍分離工藝進行的，工藝流程如下圖所示，其中脫水脫烴裝置四套，單套處理能力400×104m3/d；凝析油穩(wěn)定裝置兩套，單套處理能力458t/d；輕烴回收裝置兩套，單套處理能力593t/d；乙二醇再生裝置兩套，單套處理能力為2550kg/h。其工藝流程框圖如圖所示。圖1油氣處理廠工藝流程框圖2.2T油田基礎(chǔ)數(shù)據(jù)氣田氣經(jīng)凈化處理后進入長輸管道，出場后的天然氣為濕氣，甲烷含量達(dá)到百分之九十四以上，不含硫，二氧化碳含量在0.03%以下根據(jù)經(jīng)驗，氣質(zhì)符合國家二類氣質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。氣質(zhì)組分的變化對管道摩阻影響較小，不會對管道水力計算結(jié)果（壓力、溫度等）產(chǎn)生明顯影響。表3-2凈化站模擬出廠干凈化氣組分組分冬季夏季%(mol)%(mol)CH40.94020.9402C2H60.00300.0030C3H80.00010.0001NN2N0.02350.0235CO20.02700.0270H2S00H2O0.00010.0001HH2H0.00210.0021O20.00400.0040合計11.00商品天然氣的質(zhì)量按國家二類氣技術(shù)指標(biāo)控制，有關(guān)參數(shù)如下：HS含量：≤20mg/m3；總硫含量（以硫計）：≤200mg/m3；CO2含量：≤3%（mol）；水露點：-5℃（在5.0MPa條件下）。凈化站輸氣首站出站壓力：4.89~5.0MPa。輸氣站進站壓力：4.66~4.77MPa。凈化站為本工程輸氣接起點，凈化站天然氣輸出壓力為4.89~5.0MPa，溫度為33℃~45℃。線路長度：本工程輸氣管道計算長度為55km。輸氣管道起點壓力：4.89MPa~5.0MPa。輸氣管道終點壓力：4.66MPa~4.77MPa。6）計算溫度根據(jù)收集資料，本工程管道中心埋深處地溫冬季6.5℃，夏季18℃，年平均12.4℃。取全線管中心埋深處的年平均地溫12.4℃作為輸氣管道計算溫度。土壤性質(zhì)土壤多為黃土。2.3T氣田集輸改進目標(biāo)當(dāng)前T油田在油氣集輸運行過程中出現(xiàn)了如下一些問題：（1）井口的實際產(chǎn)量溫度高于開發(fā)方案的產(chǎn)量，節(jié)流溫度的預(yù)測和計算不夠精確。T氣田處理廠自投運至今，投產(chǎn)后，進站溫度從設(shè)計45°C提高到65°C，造成集輸與處理能力不相適應(yīng)。（2）高溫高壓砂巖氣田等，集輸管線存在腐蝕和安全隱患。截止到2022年底，T油田地面集輸系統(tǒng)共發(fā)生腐蝕刺漏14起，內(nèi)部集輸干線上的多處管線壁厚減薄比較嚴(yán)重，小于理論的安全極限壁厚，對T油田的作業(yè)和運行造成嚴(yán)重隱患。所以解決腐蝕問題就成了T油田保障安全，高效作業(yè)的重中之重。（3）J-T閥節(jié)流制冷熱效率低、分離溫度較高，凝液回收率偏低。用節(jié)流制冷，它的熱效率不高、壓力能沒有被有效地回收。注醇工藝中大量氣相物流含水份，存在著水合物生成的危險，同時，醇烴在低溫條件下的分離難度較大，醇烴分離溫度不可能高，所以，節(jié)流注醇過程的內(nèi)在特點，制約凝液回收率偏低的問題。3T氣田集輸工藝設(shè)計及計算3.1選擇集輸流程的依據(jù)和原則壁厚、管徑、組成材料各不相同的管道通過不同的管網(wǎng)形態(tài)構(gòu)成了天然氣集輸管網(wǎng)。氣田內(nèi)部所有的氣井通過管網(wǎng)向聯(lián)合站輸送氣井產(chǎn)物，對于氣田來說，管網(wǎng)是必不可少的生產(chǎn)設(shè)施。（1）選擇的根據(jù)1）氣田分布規(guī)律，驅(qū)油與采油采取的途徑與手段，開發(fā)中期望井網(wǎng)調(diào)整與驅(qū)油，采油工藝改變情況。2）氣田地理位置，氣象，水文，工程地質(zhì)等、地震烈度和其他自然條件，及氣田所處工農(nóng)業(yè)開發(fā)，交通運輸，電力通訊等、居民點及其配套設(shè)施的布局等社會狀況。3）與已開發(fā)氣田相似，既有成功的經(jīng)驗，也有失敗的教訓(xùn)。（2）選擇的原則1）符合氣田開發(fā)，開采設(shè)計調(diào)整要求，適應(yīng)氣田生產(chǎn)動態(tài)變化。2）實行節(jié)約能源的方針。3）充分利用天然氣資源最大限度地減少集輸過程天然氣損耗。4）貫徹落實“投入小，產(chǎn)出大”，努力提高經(jīng)濟效益。5）重視生態(tài)環(huán)境的保護。3.2氣田集輸流程優(yōu)選（1）集輸布站方式確定氣田的開采年限，氣井的產(chǎn)量、井位的分布，溫度，壓力、氣田的構(gòu)造形態(tài)和自然地理條件對集輸管網(wǎng)的布置均有影響，氣田集輸流程選擇主要依據(jù)氣田投資成本高低，才能保證該方案有較好的經(jīng)濟效益。從氣田井的分布規(guī)律來看，針對該區(qū)塊氣田，采用了多井集輸方案，分析優(yōu)選了各層次布站設(shè)置方案。據(jù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，二級布站以氣井分布比較集中為宜、氣井更靠近集中處理站、氣井壓力足以將氣井產(chǎn)物傳送至處理站氣田，自井口至聯(lián)合站，不設(shè)接轉(zhuǎn)站，從而節(jié)省投資，減少流程便于管理。但原油穩(wěn)定裝置、天然氣凝液回收裝置受處理量變化很大。大型氣田常采取三級布站。由二級布站工藝演變而來。隨氣田區(qū)塊外展，氣井?dāng)?shù)越來越多，集輸半徑不斷增大，氣田的總產(chǎn)量也在不斷增加，采出水量亦不斷增加，采出水通常采取回?fù)交蛘呶鬯幚砘刈⒌姆绞?。集輸半徑較大的情況下，若還是二級布站流程，當(dāng)采出水量大，需反輸，無論在投資或管理及運行費用方面，均不合理。此外，一些小氣田的產(chǎn)量也比較低，油品性質(zhì)更好，但是分別給它們建了原油穩(wěn)定裝置、輕烴回收裝置也不經(jīng)濟，需輸?shù)洁徑鼩馓锛刑幚?。需要建立接轉(zhuǎn)站。據(jù)本設(shè)計所給出的有關(guān)資料，采取一級布站工藝，使布站工藝大大簡化，和其他布站工藝相比較，大大減少了工程量，經(jīng)濟效益明顯提高，且利于集輸流程自動化程度的提升。（2）集輸管網(wǎng)類型選擇1）枝狀管網(wǎng)枝狀管網(wǎng)為樹枝狀，集輸干線穿過氣田中心，設(shè)在干線兩旁各油井的產(chǎn)液經(jīng)支線匯聚至干線上，再經(jīng)干線運輸?shù)街修D(zhuǎn)設(shè)備，投資成本相對低廉，連接方式比較簡單。它有串接型枝狀管網(wǎng)和插入型枝狀管網(wǎng)兩種。2）放射狀管網(wǎng)集輸管線是以點為中心的放射狀管道，每口油井產(chǎn)液經(jīng)集輸管道直送中轉(zhuǎn)設(shè)備。該布置方式中氣井相互獨立且影響不大，適用于高產(chǎn)，高壓單井，但管道較長，投資成本居高不下，建設(shè)工程量大，且不利于管理。3）串狀管網(wǎng)氣井與中轉(zhuǎn)設(shè)備之間由1條集輸管線串接而成，且管線短，投資成本低，但井與井之間互相干擾，不利于調(diào)整與轉(zhuǎn)型。4）環(huán)狀管網(wǎng)2口以上的氣井由1條集輸管線依次相連，構(gòu)成集油環(huán)的多個集油環(huán)與中轉(zhuǎn)設(shè)備連接。該方法對氣井密度大、產(chǎn)量低的情況是適用的，需加熱輸送氣田。在給定有關(guān)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，組合的區(qū)塊面積相對狹小，氣井的分布比較均勻，密度大，每口井的壓力都很低，氣溫高等特性，本設(shè)計為放射狀與串狀組合式管網(wǎng)布置，從而達(dá)到節(jié)省成本、降低投資的目的。3.3集輸工藝優(yōu)化設(shè)計3.3.1氣液輸送工藝優(yōu)選（1）采氣支線因井場與集氣站之間采氣管線間距小，多為3~5km，使用氣液混輸工藝，井場流程簡單，與氣液分輸工藝相比，工程投資節(jié)省，操作方便，實現(xiàn)了井場的無人值守，適用于該氣田地處沙漠腹地環(huán)境狀況，因此，建議在采氣系統(tǒng)中使用氣液混輸工藝。（2）集輸干線目前國內(nèi)外凝析氣田的集輸可分為兩類，即氣液混輸與分輸兩種。對地層能量相對較足的氣田而言，通常，氣田內(nèi)的集輸系統(tǒng)都是氣液混輸過程，為了減少后續(xù)的運行管理費用。但對碳酸鹽巖氣田，開發(fā)前期的井位部署，單井壓力和產(chǎn)量等、氣液比及其他有關(guān)參數(shù)的測定不全面，且氣田地形狹長，集輸半徑大，沙漠地區(qū)地勢起伏很大，氣液混輸?shù)倪m應(yīng)性需要檢驗，以期獲得與碳酸鹽巖相似的發(fā)展經(jīng)驗，在試驗區(qū)塊進行了混輸先導(dǎo)試驗，結(jié)果證明，隨地形變化，集輸管線形成液塞，氣頂?shù)痊F(xiàn)象，導(dǎo)致管線集輸能力較差，運行壓力大，尤其是輸量小的情況下容易凍堵或者凝固，基本上無法運輸。因此，后續(xù)的發(fā)展建議使用氣液分輸工藝。3.3.2集氣方式選擇（1）單井集氣和多井集氣相結(jié)合常用的集輸流程有單井和多井兩種。塔中I號氣田全開發(fā)氣田區(qū)塊井位分布相對集中，井間間距一般為3~5km，由于使用多井氣體收集的設(shè)施是集中管理和便于管理，從而簡化了油井的處理，因此建議在油井集中的地點采用這一方法。對于遠(yuǎn)離終端站的單獨單獨的油井，這些單獨的油井是用于氣氣，在靠近主要氣道或處理廠的地方，視地點而定，這有利于維護和管理，以減少投資。（2）集氣站優(yōu)化框架設(shè)計階段，要求井口回壓應(yīng)盡可能小，為了不影響油氣井的產(chǎn)量，設(shè)計時一般以0.8~1.5MPa為宜，因此，砂巖油田的集輸半徑通常被限制在5km范圍內(nèi)，設(shè)計集氣站12處。處于可行性研究階段，鑒于碳酸鹽巖的快速衰減，使集輸半徑增大至7~9km，壓力衰減后改用中低壓制造，使其更加適應(yīng)碳酸鹽巖油田的發(fā)展要求，通過對集氣站的布站方案進行優(yōu)化，將原方案12座集氣站優(yōu)化為7座集氣站，節(jié)省工程投資2.5億左右。（3）叢式井、單井串接、管線地面敷設(shè)放射管網(wǎng)技術(shù)應(yīng)用于可行性研究階段，鑒于碳酸鹽巖氣藏的連通性較差、衰減較快等等，建議采用叢式井平臺，串連管網(wǎng)、地面敷設(shè)技術(shù)等，即于一井場鉆鑿數(shù)口水井，每口井的井口距離只有幾米，井底又延伸到各個方位井叢中，極大提高氣田開發(fā)效率，再將2口及2口以上油氣井串在一起或呈枝狀相連，油氣混輸至集氣站分離處理油氣，再氣液分輸?shù)教幚韽S脫水，凈化天然氣。針對碳酸鹽巖單井衰減迅速，單井到集氣站的管線由地面鋪設(shè)，單井站場設(shè)備實行整體撬裝化，當(dāng)單井枯竭時，可以把設(shè)備、管線遷移到下一井場，繼續(xù)投入運行，本實用新型提高了管線及裝置的重復(fù)利用率，采取以上措施，節(jié)省大量的投資，滿足碳酸鹽巖的發(fā)展需求。（4）計量工藝氣田單井計量采用了技術(shù)對比的方法，按照輸送工藝的要求、總體布置及氣井選址、重要性比較分析，確定了輪換計量與單井連續(xù)計量相結(jié)合的流程。對產(chǎn)氣量對氣田總產(chǎn)量起主要影響的氣井而言、針對氣田中某一氣藏，以氣井，氣藏邊水為代表、底水活躍氣井、產(chǎn)量不穩(wěn)的氣井和用串接方式生產(chǎn)的氣井，適合連續(xù)計量。針對碳酸鹽巖單井衰減迅速，建議集中計量與單井移動式計量結(jié)合。對較近集氣站單井，以集中計量為主，有些較長距離和較近主干線的單井，則用移動式計量，并且考慮將其直接或者串聯(lián)進集氣的主干管網(wǎng)中，計量設(shè)施設(shè)置有所減少。3.4管道適應(yīng)分析本管道年輸氣量為5.0×i0Nm3/a，最大輸氣量為6.1l×10~Nm3a。逐年輸氣量見表3-1。表3-1逐年輸氣量表2015年2016~2025年輸氣量(×10?Nm3/a)3.05.0本管道線路全長55km，沿線無分輸、無其他氣源。氣源為延長凈化站干凈化氣，來氣壓力為延長凈化站出站壓力4.89MPa~5.0MPa，姚店輸氣站要求最低進氣壓力4.66MPa，故本工程設(shè)計壓力取6.3MPa。根據(jù)延長凈化站出站壓力4,89NPI~5,omPi設(shè)定起點壓力為4,89NPn米計算末點壓力,計算結(jié)果見下表。序號管徑mm流量104m3/d長度km起點壓力MPa末點壓力MPa壓降MPa起點溫度℃末點溫度℃流速m/s1243以最大輸量下日均輸氣量對管徑進行校核，由表計算結(jié)果可知，當(dāng)本工程管道管徑為D406.4和D457mm時，均能在延長凈化站最小供氣壓力4.89MPa的條件下滿足日均輸氣量143×104Nm3d的輸送要求；考慮到經(jīng)濟因素，在能滿足最大輸量的工藝要求前提下，選取D406.4mm為本工程的推薦管徑。綜上所述，本工程推薦方案二：輸氣用管管徑選用406.4mm，設(shè)計輸氣壓力6.3MPa。表3-3最大輸量下計算結(jié)果序號管徑mm流量104m3/d長度km起點壓力MPa末點壓力MPa壓降MPa起點溫度℃末點溫度℃流速m/s1由于本管道用戶唯一，且用戶未來10~15年范圍內(nèi)需氣量穩(wěn)定，在滿足管道安全運營的基礎(chǔ)上，由上表可知本工程管道最大輸氣量可達(dá)6.1l×10個Nm3a，所以輸氣管道完全能適應(yīng)榆林能化未來10～15年范圍內(nèi)輸量要求。4設(shè)備選型計算4.1管材選擇由于因原料氣性情條件差，兼有CO2,HS等、Cl-多種腐蝕介質(zhì)，腐蝕機理比較復(fù)雜，腐蝕性顯著，從腐蝕特點來看，管型有如下四個方案選擇：方案1：選擇碳鋼無縫鋼管加緩蝕劑的解決方案；方案2：柔性復(fù)合管等。方案3：選擇復(fù)合鋼管；方案4：選擇鎳基合金鋼管；方案4鎳基合金的含鎳量很高，鎳含量在30%以上時，耐氯化物應(yīng)力腐蝕、硫化物具有十分優(yōu)異的應(yīng)力腐蝕性能和耐點蝕性能，但是過高的材料成本和過多的投入，國內(nèi)普遍不用。方案3選擇復(fù)合鋼管進行研究，針對氣田腐蝕特征，內(nèi)襯層需要使用904或者更多材料才能有效避免腐蝕且成本高昂。方案2柔性復(fù)合管，本實用新型的有益效果是不需要彎頭之類的管件、施工簡單，速度快、當(dāng)井口壓力衰竭后可以取出，以便重復(fù)使用等優(yōu)點，但是通過在T油田操作經(jīng)驗后，其以螺紋連接方式輸氣性能不佳，但是輸油上的操作比較成功。方案1碳鋼無縫鋼管加緩蝕劑，國內(nèi)的實踐經(jīng)驗比較成熟，當(dāng)投資較低時，可以很好地解決以上兩種介質(zhì)中的腐蝕。因此采用方案1，而碳鋼無縫鋼管抗CL腐蝕能力弱，緩蝕劑的選擇需要謹(jǐn)慎。由于管道主要承受管內(nèi)壓力的作用，因此在初步確定管道壁厚時，主要考慮壓力、管徑、管材強度，同時考慮到管道所經(jīng)沿途土壤情況，增加了溫度折減系數(shù)系數(shù)進行修正，鋼管壁厚按下式計算：經(jīng)過經(jīng)濟比選，考慮到投資，可焊性等、容易購買等、高等特點、中壓集氣干線等、集氣支線為L360材料。集油干線為L245NCS材料，高度較、中壓采氣管線及燃料管線建議選用20#鋼材料。4.2腐蝕與防護（1）緩蝕劑加注集輸干線管道是HS的一種,CO2中等腐蝕級別的氣田，且氣田水屬于高礦化度、高含氯離子類型，Cl-存在導(dǎo)致溶液導(dǎo)電率升高，將加重腐蝕，也容易損傷金屬表面已生成的腐蝕產(chǎn)物膜，促使膜下坑蝕不斷發(fā)生，形成了腐蝕穿孔。受這2種腐蝕因素綜合影響，將使鋼鐵表面既發(fā)生均勻腐蝕，又發(fā)生局部腐蝕，其中，局部腐蝕主要表現(xiàn)為點蝕。因此，要采取定期批處理，不斷加注緩蝕劑的辦法來保護集輸管道，通過對緩蝕劑的篩選，建議選擇油溶水分散型緩蝕劑，并采用持續(xù)加注方式，清管作業(yè)過程中，選擇油溶型緩蝕劑批處理集輸管道。結(jié)合塔中凝析氣田區(qū)塊初開發(fā)計劃地面項目產(chǎn)油，產(chǎn)水量，確定緩蝕劑加注用量，同時，要考慮注入裕量一定，以及基于腐蝕監(jiān)控結(jié)果的反饋調(diào)節(jié)。（2）腐蝕監(jiān)測為系統(tǒng)了解集輸系統(tǒng)的腐蝕情況及緩蝕劑應(yīng)用效果，腐蝕監(jiān)測點設(shè)計合理，在集氣站進口管線及集氣裝置氣液分離器后布置監(jiān)測點，采用掛片+電阻探針聯(lián)合監(jiān)測技術(shù)同時，高壓集氣干線等，在線腐蝕監(jiān)測裝置安裝在集油干線進站管線，對生產(chǎn)系統(tǒng)腐蝕狀況進行了系統(tǒng)認(rèn)識，文中還對防腐措施效果作了評價，為合理投加緩蝕劑奠定基礎(chǔ)，為腐蝕預(yù)測、風(fēng)險性評估、安全性管理打下數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。4.3地上地下協(xié)調(diào)發(fā)展塔中碳酸鹽巖氣田規(guī)劃中，地上地下協(xié)調(diào)發(fā)展。地面工程和氣藏，鉆井工程及其他，采氣工程的統(tǒng)一審定，總體規(guī)劃和綜合優(yōu)化。地面工程按照總體規(guī)劃實施，盡量依賴已經(jīng)竣工的地面工程，結(jié)合塔內(nèi)油氣產(chǎn)量預(yù)測、現(xiàn)有集輸管網(wǎng)、生產(chǎn)及處理設(shè)施、油氣外輸管網(wǎng)現(xiàn)狀等，開展塔中油氣田總體規(guī)劃、天然氣總儲量、業(yè)務(wù)、研究、綜合選擇最佳利用等，實現(xiàn)生產(chǎn)能力建設(shè)的目標(biāo)，反映發(fā)展水平，并確保了油田的經(jīng)濟效益。

5輔助工程設(shè)計5.1實施標(biāo)準(zhǔn)化工藝場站的管理在增強天然氣輸氣管道運行安全性和高效性的同時，施工單位需加強對工藝場站的管理效用，使管道施工始終處于天然氣運輸?shù)陌踩h(huán)境之中。國內(nèi)對天然氣輸氣管道工藝場站已提出相關(guān)安全標(biāo)準(zhǔn)，單位需嚴(yán)格遵循有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，增強管理效用。在落實工藝設(shè)備監(jiān)管的工作中，管理人員應(yīng)加強監(jiān)督，對工藝場站基層職工來說，需執(zhí)行嚴(yán)格訓(xùn)練，使之能依據(jù)本單位的規(guī)章制度，增強調(diào)控工作效用，規(guī)避對工藝場站管理效用造成影響的各種因素。才能保證天然氣管道設(shè)備運行質(zhì)量，單位需安排人員進行定期檢查和維護，設(shè)備清潔效用的管理也需得到加強。還需對工藝場站內(nèi)儀器儀表及自動化控制系統(tǒng)進行定期維護和檢驗，否則，緊急情況下很難反映自動控制裝置功能。工藝場站要求嚴(yán)格控制設(shè)備操作人員，以增強他們的工作積極性和安全意識，可實行獎懲考核，增強員工主動性。5.2加強管道維修檢查及應(yīng)急處理能力管道維修檢查對天然氣輸氣管道的安全運行具有重要的意義，任何一種設(shè)備，在長期運行過程中，都有可能出現(xiàn)不同的問題。天然氣輸氣管道運行過程中，需穿越復(fù)雜環(huán)境，它更容易造成破壞，因此，管理人員有必要加強對管道維修的檢查，分析了其日常運行中出現(xiàn)的一些問題，提高了管道的運行效率。管道運行效率下降，將對管道安全運行效用發(fā)揮造成一定影響，因此，單位有必要對此項工作開展情況制定一套完整的檢查體系，使管理人員嚴(yán)格執(zhí)行制度內(nèi)容進行檢查，明確了管道運行過程中所面臨的重大問題。管理部門需合理地分階段進行專業(yè)檢查，既要強化整體檢查，還要加強日常巡視中的巡視力度。應(yīng)急處理重點解決天然氣輸氣管道運行過程中出現(xiàn)的突發(fā)事故，盡管大多數(shù)管道的安全運行問題都是長期積累而成，但仍然有突發(fā)事故的可能。在突發(fā)事故的處理中，管理人員需要在第一時間調(diào)查事故發(fā)生原因，尤其有必要對管道進行檢測斷裂。5.3重視管道的設(shè)計管道設(shè)計是否有效，可以極大程度地降低天然氣輸氣管道的安全性和運行性，主要在于它可以解決管道運行前出現(xiàn)的一些問題，避免了實際操作過程中出現(xiàn)過多難以處理的問題。許多單位的工作人員都會在執(zhí)行管道的設(shè)計工作時，忽略了管道的安全設(shè)計問題，致使管道性能很難達(dá)標(biāo)。在管道設(shè)計人員進行有關(guān)工作的時候，有必要引起充分重視，它在作業(yè)前需要實地查看天然氣輸氣管道敷設(shè)位置，認(rèn)識綜合屬性，進一步了解相關(guān)情況也很有必要。對于設(shè)計圖紙中所出現(xiàn)的一些問題，設(shè)計人員可在BIM技術(shù)的幫助下，提升設(shè)計的可視化效用等等，從三維立體模型中，清楚地看到了設(shè)計工作存在的缺陷，增強方案設(shè)計有效性，對設(shè)計圖紙進行了持續(xù)的優(yōu)化[2]。設(shè)計人員應(yīng)對每個工作環(huán)節(jié)嚴(yán)格把關(guān)，提升設(shè)計質(zhì)量，促使天然氣輸氣管道的運行過程中更具有安全性。5.4做好管道防腐工作管道防腐，主要針對管道中易受腐蝕的區(qū)域加強防腐，長期保持穩(wěn)定。土壤對天然氣管道腐蝕和損傷大，在強化管道安全運行效用，便有必要對埋在土壤下的管道進行防腐，避免了它經(jīng)常帶來的負(fù)面影響因素的凹入。土壤自身是在濕潤的條件下，也富含金屬元素，致使這些離子中含量更高。管道內(nèi)鋼鐵--旦與土壤內(nèi)部環(huán)境相接觸，便發(fā)生了更大的化學(xué)反應(yīng)，繼而被腐蝕。在管道防腐管理的執(zhí)行過程中，工作人員可對管道的兩側(cè)進行陰極保護措施，減少土壤對管道的侵蝕程度。員工可使用新型技術(shù)，它不僅能夠進行對管道的防腐進行監(jiān)測，也可了解天然氣管道在土壤中輸送具體情況。在新型技術(shù)的應(yīng)用過程中，工作人員應(yīng)強化創(chuàng)新，合理運用現(xiàn)代化的技術(shù)和裝備進行監(jiān)測，當(dāng)檢測到產(chǎn)生管道腐蝕現(xiàn)象時，需及時采取針對性的應(yīng)對和措施，促使輸氣管道在運行過程中的安全性有了實質(zhì)性的提高。5.5加大安全管理力度安開展安全管理工作，可以在很大程度上減少天然氣輸氣管道在運行過程中所面臨的安全風(fēng)險，增強員工安全意識和工作能力。在安全管理工作的落實中，天然氣管道主線有待改進、支線和場站管理制度，使員工能按制度要求來規(guī)范自己的行為，降低了運行中安全影響因素。安全管理人等應(yīng)該加強負(fù)責(zé)搶修管道人員的觀念，使之能關(guān)注管道運輸安全問題，避免了作品的生成。上面疏漏了。單位應(yīng)當(dāng)有健全維修設(shè)備，在落實天然氣管道安全巡檢的過程中加大力度，同時，做好市民群眾中的安全宣傳，使人們也能參與安全管理，有效降低實踐中安全問題的發(fā)生。有關(guān)負(fù)責(zé)單位應(yīng)認(rèn)真分析輸氣管道在運輸中可能出現(xiàn)安全問題，避免違章建筑對天然氣管線造成損害，還要避免人的因素。自然因素雖然很難完全避免，但安全管理人員仍可通過建立解決預(yù)案，減少自然因素給輸氣管道帶來的安全問題，減少不應(yīng)有的損失。安全管理人員應(yīng)該加大管理力度，集中心力，強化管道安全防護，分析了管道運輸中不同形式的風(fēng)險，提升人民群眾生活中安全保障，減少效益損害。5.6采取天然氣管道保護的聯(lián)防機制管道投入運行后，它對于地方經(jīng)濟繁榮，人民生活方便，有著無可取代的重要作用。但從石油管道防護來看，有些地區(qū)對于石油公司所提管道的防護工作，多加關(guān)注。這需要我們不定時的開展管道安全的宣傳與交流，讓地方政府及廣大人民群眾了解管道安全問題，并且共享關(guān)于管道安全運行信息管道協(xié)議保護，降低事故發(fā)生率。當(dāng)前重點地區(qū)建設(shè)單位及居民主要是通過《管道安全防護通知單》上報建設(shè)單位及居民進行宣傳。采取齊抓共管的方式，避免了項目規(guī)劃及審批過程中新隱患的形成，增加了后續(xù)整改的難度，有效地避免了打樁，鉆孔，開挖等工序、爆破以及其他危害管道安全施工作業(yè)；對管