1. 天然油气地面集输技术
1.1集输技术的选择
气田工程在地面集输管道系统的改造技术应用，需要根据不同作业分区的气田特性来选择的。部分气田区的集输技术系统中，除了要有为天然气介质输送提供载体的管线以外，更需要采用中低集气技术来实现井下增压、节流功能[1]。针对隶属于合作开采区的气田区而言，则需充分结合该作业区“大井丛布”的开采优势，天然气集输技术应主要解决井间串联问题，以便于该气田在后续扩容改造时可以将上古与下古两套开采技术体系结合为一个整体，以综合提高作业区的开采效率。
1.2高压、增压集气稳产工艺
气田集输改造的过程中，应当对高压、增压集气稳产工艺进行运用。在此期间，需要关注气田井的深度，单井关井的平均压力水平（一般为20MPa-25MPa）在井口运行初期阶段，井下流动压力可一般达到18MPa-20MPa水平。根据前期工程勘察结果表明，井下的平均含量约为644mg/，气体中约有5.3%的质量成分为。考虑到气井的主要作业条件为低温开采，井口温度波动在7-20摄氏度范围内，因此在项目改造的初期设计方案中，将集输技术系统的需求定义为“多井加热”、“集中注醇”与“高压集气”。整个输气管线主要包括有如下单元：注醇管，在套管与阀闸之间安装的工艺介质管线，它的主要作用是用于避免管线在极端作业环境下被冰封淤堵；采气管，与注醇管平行设置，通过连续放压的方式将天然气资源从气井开采区放入集气站；集气单元，由集气站、集气管构成，该单元所有安装设备的平均埋深在1700m-2100m左右，其主要作用是利用一根干管对通过管线的含烃湿天然气进行去水处理，以确保采集产物符合天然气的输送要求与质量标准；最后是节流器装置，它的作用是充分利用地层温度条件，对天然气介质管线进行预热处理，以避免管线内生成大量水合物增加介质管线的输送阻力[2]。除此以外节流器还能够根据集输系统的运行负荷情况，自动降低气井井口的甲醇注入量，进而实现油气企业节约生产成本的改造建设需求。
1.3中后期增压
为了满足气田下游日益攀升的消耗需求，整个气田需要采用连续放压的形式进行开采生产，而在连续放压的过程中会产生大量的地层能量损失，导致气井后续的维持压力难以满足高压集气需求。因此为了尽可能地延长该气田工程的开采稳产周期，在本次改造项目中主要是采用了区域增压的技术手段。即在原有的集输系统基础上建立中后期增压、扩边的地面集输工艺单元，以此为基础将集气工艺单元逐步改造为低压条件，并通过合理配置系统节点压力的方法，实现局部增压生产模式。在气井的改造设计中，节点压力分布情况为如下：增压站出站压力为5.0-5.7MPa；集气站进站压力为5.0-5.5MPa，出站压力为1.0-1.5MPa，井口生产压力为2.0MPa，随集气单元压力升高而升高；集气支线通往集气站，进站压力为1.1-1.6MPa；集气干线压力通往净化站，出站压力为4.5-5.2MPa。
2. 天然气净化处理工艺
天然气经过集输装置开采的天然气中含有大量、以及含烃湿气等杂质成分，它们在生产工艺流程中的主要弊端影响在于两个方面：一是在高压条件下可以天然气输气管道产生一系列氧化、复分解反应，在长时间的作用影响条件下容易给管道材料带来严重的腐蚀危害；二是其本身的危害性，天然气中含有的几种主要杂质成分，将会随着开采工艺末端的废弃排放被一同送入大气环境，给周边地区带来严重的污染问题。因此需要在集输系统的末端设置一座天然气净化厂，用于对开采天然气资源进行脱硫脱碳处理。本次工艺改造在天然气净化处理单元主要是采用了两种技术体系：
2.1MDEA法脱硫脱碳处理
一是MDEA法，它适用于高碳硫比的干天然气开采，经过工程地质勘察得知，L-11下古环境天然气的含量与的摩尔比值为80-160，基本满足MDEA法的工艺条件。MDEA法就是中在净化厂建设有一MDEA溶液装置，其主要成分为甲基二乙醇胺，它在整个装置系统中最主要的作用就是对含硫化合物表现出较好的溶液吸收效果。复配选择了缓蚀剂、催化剂以及醇胺等作为调节试剂，这样在进行天然气净化处理时就可以灵活调控的反应速率了。为了避免尾气净化处理过程中出现吸收剂发泡、泛液或其它严重影响生产品质效率的现象发生，本次在MEDA法工艺改造的设计方案中加入了一个浮阀塔盘，用于检测净化工艺单元的脱除状况。
天然气脱硫工艺具有较多种类，醇胺法属于较为常用的一种，此方法强调借助化学反应，达到脱硫的目的。通常情况下，采用醇胺法进行脱硫，需要在地操作压力下进行。有关领域可以将一乙醇胺、二异丙醇胺等运用到此流程中。以第一种物质为例，在脱硫期间，原料气可自从塔底部进入，逐渐流动到顶部，进行脱硫净化，继而离开塔顶，经换热器加热，后于再生塔再生。最终，装置可进行硫的回收，贫胺则进入吸收塔。上述工艺具有操作便利的优势，且适用性广泛，化学性能较为稳定，因此为众多项目所运用。
2.2低温脱油脱水工艺
本次改造项目中分离工艺主要是采用了低温脱油脱水技术，整个工艺装置系统可以被拆分为若干个独立的处理单元。首先是压力单元，由于天然气与等杂质成分的低温冷凝温度点不同，在2.4MPa压力条件下天然气就可以实现初步脱油脱水。而后是低温分离器，它是整个低温净化工艺单元的核心部件，其主要作用是将重力分离、整流分离以及旋流分离工艺集中为一体，根据不同的气井环境选择对应的分离工艺，确保天然气的水露点温度被提高3-5摄氏度。除此以外考虑到生产节能的问题，在低温分离工艺单元还需要安装一个预冷换热器来实现冷量回收功能，以降低系统中丙烷制冷单元的负荷。在换热器的选择上，尽管翅片型换热器的散热效果较强，但考虑到其后期淤堵维修的短板问题，本次工艺改造项目在低温分离单元选用了管壳式预冷换热器，在最低成本运行要求下确保最理想化的换热效率。
3. 结语
综上所述，天然气的高效率开采输送与净化处理，一直以来都是各地油气企业所关注重点技术问题。只有油气企业不断加强新设备、新工艺的实践应用，根据实际生产需求积极尝试技术攻关，才能进一步提高气田开发项目的综合治理水平，实现气田“低压不低产”的改造目标，进而确保实现企业油气开采活动的效益目标。
参考文献：
[1]魏俊杰,康安琪. 分析天然气集输及净化处理工艺技术[J]. 中国石油和化工标准与质量,2021,41(08):189-190.
[2]李明星,范丽娟,于磊. 天然气集输及净化处理工艺技术探讨[J]. 石化技术,2020,27(01):225+227.