作者：周军,梁光川,彭星煜
出版社：石油工业出版社
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油气集输管网布局优化设计试读：
前言
随着油气田的开发，地面工程的经济性问题日益显现。油气集输管网设计优化研究包括树枝状管网设计、多级星状管网设计、多级星枝状管网设计、多级枝状管网设计等常规或非常规油气田集输设计优化技术。油气集输管网结构多样，存在大量复杂的设计优化问题，油气田集输技术的不断发展，油气田各阶段的开发方式的变化，要求油气集输工程设施也要随之做出相应的调整，使得油气集输管网设计研究领域的研究对象越来越庞大而纷杂。实现我国油气田的高效开发，迫切需要紧密结合我国油气系统特色以及油气开发生产情况，全面深入地开展油气集输系统优化研究，攻克技术和科学难题，形成符合我国油气系统特点的管网设计优化技术和体系，对于推动管网设计优化领域的发展，合理降低油气田建设投资具有重要的意义。
本书系统地研究了油气集输管网布局优化设计的理论和方法。研究成果主要包括：（1）梳理了油气集输系统的管网结构，定义了管网基础形态，对油气管网结构的图论描述进行了补充；（2）在平面条件和地形起伏条件下进行管道线路设计，并考虑了管道水力特征对管道线路设计的影响；（3）针对管网基础形态，分别建立了布局优化设计的数学模型和求解算法，并讨论了地形起伏条件对管网布局优化结果的影响；（4）提出了井间匹配性的评估指标，定量分析不同管网结构的抗井间扰动能力，并构建了与生产系统耦合的集输管网布局优化设计方法；（5）在连续空间、离散空间和网络空间中，建立了多级管网布局优化设计的数学模型和求解算法，开展了森林形集输系统设计优化研究；（6）建立了油气集输管网设计优化研究的系统分类方法，提出了一种多参数的油气集输管网设计优化研究的模型分类指标体系。
本书第一章第五节、第三章至第六章、第七章第二节由西南石油大学周军完成；第一章第六节至第八节、第二章由西南石油大学梁光川完成；第一章第一节至第四节由西南石油大学彭星煜完成，第七章第一节由中国石油大学（北京）李晓平、中国石油广州培训中心邓涛和中国人民解放军陆军勤务学院段纪淼完成，全书由周军统稿。感谢中国石油大学（北京）宫敬教授的指导，感谢西南石油大学的杜晶晶、京思祺、彭井宏等同学帮助整理资料。本书在编写过程中参考和引用了多位专家与学者的文献资料，并得到了西南石油大学、中国石油大学（北京）诸位同仁的支持和国家自然科学基金青年科学基金项目（51704253）的资助，在此一并表示衷心的感谢。
本书是油气储运工程优化理论体系的重要组成部分，是油气管网设计优化研究的一个阶段性成果，编者将以此为新起点继续深入研究。由于编者水平有限，书中难免有疏漏或错误之处，望读者批评指正。周 军2018年5月第一章 油气集输管网结构
我国油气资源丰富，加快油气资源开发是缓解我国油气资源短缺的现实、有效的途径。油气地面集输是油气田生产的重要环节，是油气从投入到产出的转折点。第一节 油田地面集输工艺
经过半个多世纪的发展，我国油气集输行业已经形成了适合我国国情，能够满足国内各地区各种气候条件、各种地形地貌、各种开发状况、各种原油物性的油田开发建设生产需要，技术水平较高，经济效益良好的系列油气集输工艺技术。
油气集输流程主要有单管不加热集油流程、单管井场加热集油流程、双管掺液（掺热水、掺热油、掺蒸汽）集油流程等。在管网形态上，有树枝状集油流程、环状集油流程和多井串联集油流程。在集油系统布局上，有一级布站、二级布站和三级布站流程，并发展了“一级半布站”和“二级半布站”流程。
目前，我国各油田绝大部分是采用加热输送的集输方式。通常是将加热后的油井产物以树状管网收集到分井计量站，分别计量出油、气、水量后，再混输到集中处理站进行处理。如果油井产物不能直接进入集中处理站，则需要在计量站和集中处理站之间增设接转站。
多年生产的实践证明，这种流程简化的井场设施可以减少现场施工工程量，便于生产管理。另外，对这种流程进行局部改建不会影响全局，能较好地适应油田开发的调整。根据各油田的具体情况，所采用的流程各不相同，同一油田的不同区块采用的流程也不尽相同。下面介绍几种常用的流程。一、不加热集油流程
不加热集油流程如图1-1所示。在收集油井产物的过程中不用加热是这一流程的特点。因此，除具有一般常用流程的特点外，这一流程最大的优点是节能特性较好。采用这种流程必须具备的条件是收集的原油黏度低、凝点低、流动性能好。如果收集的原油的黏度和凝点都较高，但单井产量大，油中的含水率也达到较大值，例如大庆油田在单井采液量大于100t/d，含水率大于75%时，也可采用这种流程。气候条件对收集产物的黏度等也有影响，在不利的气候条件下不宜采用这种流程。为防止堵塞收集管道的情况出现，可用电加热解堵、通球等措施加以防范。油井井口的剩余能量（压力、温度）较高。图1-1 不加热集油流程二、加热集油流程
加热集油流程如图1-2所示。在井场设加热炉提高油井井流温度后，油井产物沿出油管线流入计量站。井场加热炉还可对油井井筒进行热油循环清蜡，供井场值班房采暖。流程适用于凝点和黏度较高的石蜡基原油，有较高的单井油气产量，井口出油温度或管线输送温度低于原油凝点。图1-2 单管加热流程三、掺热水（油）集油流程
掺热水（油）集油流程如图1-3所示。从分井计量站到采油井井口有两条管道，一条是集油管道，另一条是热水（油）管道，属双管流程。将热水（油）从采油井井口掺入到集油管道内，充分利用加热介质的热量，同时也增加集油管输量。油井产出的原油黏度较大、井口出油温度较低时，应采用掺热水（油）集油流程。如果掺水（油）量调整合理，则生产安全可靠，便于操作管理。掺热水（油）集油流程适用于产量较小、波动较大的油井。图1-3 掺热水（油）集油流程四、热水伴热集油流程
热水伴热集油流程（图1-4）与掺热水流程相似，热水从供热站通过单独的管道增压后送到计量站，再经阀组分配输送到井口。从井口返回时热水并不掺入集油管线中，回水管道与集油管线保温在一起，一直伴随到计量站，再到接转站，利用两管之间的换热，达到安全集油的目的。热水伴热集油流程是一种通过管道间换热来进行间接加热的集油流程。该流程的可操作性、安全性均较好。在计量站和井口间有三根工艺管道（一根集油，一根热水，一根回水），故又称为三管流程。其缺点是管道多、耗热多，耗钢量大，投资较大。热水伴热集油流程的优点是由于热水不掺入井口出油管线内，因此油井计量比较准确。由于该流程具有上述特点，适用于掺热水（油）可能影响油品性质、单井计量要求比较准确、油井产物的收集又必须加热的油田。图1-4 热水伴热集油流程五、萨尔图流程
在萨尔图流程（图1-5）中，油井产物在井场加热、计量后进入一根集油汇管，油气密闭混输至集中处理站。为补充输送过程中的热能损失，集油管线上设有分气包和干线炉加热。萨尔图流程适用于油井成排布置、油井生产能力旺盛、油井产量波动较小、气油比较高的油田和井网在较长时间内不会大幅度调整的油田。
该流程的优点是采用一根集油管道，与两管、三管流程相比，耗钢量少，施工速度较快；集输半径较大，节省工程投资。该流程的缺点是井场加热、计量造成流程控制点多且分散，增加了井场设施工程量，不利于实现自控，管理较困难；多井串联于一根变径管上，端点油井的回压较高，不利于低油压油井生产，并难以适应油田井网的调整；不适应地质条件复杂、断层多，各油井压力、产量相差较大的油田。图1-5 萨尔图流程六、环形集油流程
环形集油掺热水保温油气集输流程（简称环形集油流程，见图1-6）的特点是采取了萨尔图流程的单管油井串联集油方式，具有萨尔图流程的优点，并将单井井场水套炉加热改为掺热水加热。该流程中掺水、集油是一根环形总管，作为热源的热水从阀组间进入总管，然后同收集的各油井产物一起返回到阀组间。该流程采用油井动液面恢复法或便携式示功图法进行油井计算，适用于油井密度较大、产量较低、需要加热输送的油田，油井井网调整较小的油田，交通比较方便的油田。图1-6 环形集油流程
环形集油流程的优点是节省钢材、节省投资、较萨尔图流程容易管理等。其缺点是由于流程是将单井串联在一根集油总管上，油井之间的压力干扰较大，井网调整和流程改造比较困难。七、简易橇装集油流程
有些油田的开发难度大、油井产量低、生产成本高，或处于边开发边生产阶段，可采用图1-7所示的简易橇装计量增压集油流程（简称简易橇装集油流程）。该流程中，测试油井的井流进入计量箱，液面达高位时自动开启电磁阀，原油自流进入储油箱，由电磁阀的开启次数计量油井产量。不计量的油井井流混合后经收球过滤网进入储油箱。油井出油管线可定期通球清扫，在收球过滤网处收球。由高低液位控制装置控制潜油泵的开启和停运，间歇地向集中处理站输油。此流程为开式流程，不耐压，适合气油比小、产量小的井区的集油工作。图1-7 简易橇装集油流程
1—潜油泵；2—储油箱；3—计量箱；4—加热盘管；5—高低液位控制装置；6—收球过滤网；7—电磁阀第二节 气田地面集输工艺
气田地面集输是实现气田开发的重要组成部分，是将分散的气井原料气收集、处理和输送的全过程。气田集输工作范围起于气井井口，然后到天然气处理厂，经过气田区域集中处理后至气区商品天然气贸易交接点。
气田集输系统包括集输管网和集输站场。集输管网负责井口天然气的收集与输送。集输站场负责对原料气进行预处理，满足天然气处理厂对原料气的气质要求，保障集输管网中的水力、热力流动性能，并取得气井生产动态数据。集输站场预处理包括有节流降压、分离、计量、加热、注入化学剂、腐蚀控制、增压等。一、总工艺流程
气田集输系统总工艺流程是指集输系统中各工艺环节间的关系及其管路特点的工艺组合。每个工艺环节的功能、任务、技术指标、工作条件和生产参数、相互关系以及连接它们的管路特点均需在总工艺流程中明确规定。
制订气田集输系统总工艺流程的主要技术依据为气藏工程及采气工程方案。其中最为重要的基础资料包括：气藏储量；气井分布；井流物全组分、油／水性质；逐年开发预测；单井产能；井口的流量、压力、温度及其变化趋势等；天然气处理工艺及外输系统对气质、压力的要求。《天然气集输工程手册》规定，制定气田集输系统总工艺流程遵循的主要技术准则包括：（1）满足国家、行业和地方的有关法律、法规及标准规范要求，保证气田生产安全、环保、节能运行。（2）合理确定建设规模，近期与长期相结合，适应性强，一次规划，分期实施，避免重复建设。（3）根据气藏气质物性确定总工艺流程。（4）充分利用气藏天然能量，合理确定地面系统的压力级制，进行输送与处理。（5）尽量简化工艺环节，提高系统的集中度和密闭性，方便管理与维护。（6）将天然气集输与天然气处理、外输视为有机整体，力求达到综合效益最佳。（7）集输主体工艺与配套系统协调配合。二、集气流程（1）气田集气工程在地形允许的情况下宜采用气液混输工艺，减少污水和废水的排放，简化矿场预处理流程。（2）凝析气集输宜采用常温混输工艺流程。集气系统应充分分析段塞流的影响，合理设置段塞流捕集装置。（3）低压低产气田宜采用井下节流、井间串接的集输流程。22（4）含HS气田或含CO气田宜采用湿气集输、加注缓蚀剂流程，或与采用双金属复合管方案综合比选后确定。22（5）对于长距离输送和HS、CO腐蚀严重的酸性气田，集气管道可采用干气输送方式。（6）对于井产物含液量大、管道沿线高差大的集输系统，宜采用气液分输方式。（7）当气井井口压力降低，天然气不能进入原有集输系统时，气田低压气的集输可采取下列三种方式：
①改造原有系统，降低集输过程压力损失；
②新建低压气集输系统；
③将低压气增压后进入气田集气管网输送。三、单井集气与多井集气
单井集气适用于气井分布比较分散，单井产气、产液量较大的气田或气田边远区域的气井。我国单井集气技术成熟，在川渝地区应用较广泛。
多井集气适用于气井分布比较集中、单井产量小、井较多的气田，根据气田井位分布、管网布置及天然气流向，在适当位置设置多井集气站。集气半径不宜过大，并应考虑地形高差的影响。当地形起伏较小时，采气管线长度可适当增加。多井集气可以减少集输站场和矿场处理设备的数量，与单井集气流程相比，具有设备和操作人员少、人员集中和便于管理等优点。
在实际应用中，常常根据气田内不同产气区域的具体情况，在同一集输系统中组合应用单井集气和多井集气这两种集气方式。高含硫气田为了简化井场集气工艺，多采用多井集气。四、防止水合物生成
目前，常用的防止水合物生成的方法有加热法、注醇法、脱水法及采用井下节流器几种方法。（1）加热法是对气井产出的天然气进行加热，保证井口节流和输送过程中天然气最低温度高于水合物形成温度3℃以上。通常在井口或集气站设置水套加热炉，工艺较为简单，站场操作管理方便并且运行费用较低。对于凝析油气田，加热法不但可以防止天然气水合物的生成，还可防止管输过程中凝析油的冻堵。（2）注醇法通常采用柱塞计量泵向天然气中注入抑制剂。广泛使用的天然气水合物抑制剂主要有甲醇、乙二醇、二甘醇等。甲醇宜用于温度较低的场合，温度高时损失大。由于甲醇具有中等程度的毒性，使用甲醇防冻剂时应注意采取安全措施，对集输系统分离出的含甲醇污水进行适当处置，达标后方可排放。甘醇类防冻剂（常用的主要是乙二醇和二甘醇）无毒，沸点较甲醇高，蒸发损失小，一般可再生、回收后重复使用。但对于凝析油气田，若操作温度过低，甘醇类防冻剂与凝析油的分离较困难，凝析油中的溶解损失和携带损失较大。（3）对于含硫气田，气田集输若采用干气输送工艺，在集气站设置脱水装置，脱水后天然气的露点比集输条件下的最低温度低5～10℃，既可防止水合物形成，又可解决腐蚀问题。（4）采用井下节流器防冻。利用井下温度较高的天然气，采用井下活动节流器来实现井筒节流降压，而不在井场地面上节流。采用井下节流器后，降低了地面管网的设计压力，从而使水合物形成的初始温度降低，防止水合物形成。同时可充分利用地温加热，提升井口天然气温度。可减少加热炉的热负荷或水合物抑制剂的注入量，甚至可取消加热炉或注醇系统。五、气液分输与气液混输
气液分输集气工艺是先将天然气在井场或集气站分离计量，然后气液分别外输。气液分输集气系统内设置的分离、计量设备多，工艺流程相对复杂，分离后液体管输或车运投资及运行费用高，并给气田运行管理带来不便。
气液混输集气工艺是利用天然气的压力将所携带的油、水等液体收集与输送，一般由集气支、干线混输至油气处理厂或集中处理站。该工艺可大大地简化地面集输流程、节能降耗。其站场设施少，操作简单，管理方便，可节省大量投资。
在采用气液混输工艺时，对于地形起伏大的地区，因流型变化多，气体压力波动大，需要适当提高集气系统的设计压力。气液混输工艺为了防止清管工况下段塞流液体产生冲涌，减缓对下游设备的影响，在集气管道末端常常需设段塞流捕集设施。六、单井连续计量与多井轮换计量
为了便于气藏管理者掌握各气井生产动态，一般要计量每口气井的产气量、产液量。气井计量存在两种计量方式，即单井连续计量和多井轮换计量。
单井连续计量工艺通常在单井站设有两相和三相分离器，将油、气、水基本完全分离，采用孔板流量计、液体计量计分别对气、液进行计量。该工艺流程繁杂，分离、计量设备多，投资高，常用于气田开发初期的试采井、距集气站较远的气井。
多井轮换计量工艺在多井集气站设置单井计量和总计量装置，各井来气轮换进入单井分离计量装置，完成各单井的间隙计量。该工艺具有站场工艺流程简单、分离计量设备少、工程投资省等优点，但该种计量方式为间断计量，单井资料录取准确度低。
近年来，有的气田采用移动分离计量工艺，配置车载式移动计量分离器橇定期对单井的气、液分别计量，计量后的气、液混合后再进入集气管道。该计量工艺简化了井场或集气站固定设施，可节省大量投资。但对于高压、大产量气田，移动计量橇装操作安全可靠性较差，实施难度大。第三节 页岩气地面集输工艺
页岩气是储存于富含有机质的低渗透率致密沉积岩中的非常规天然气。页岩气整体开发具有单井产量变化大、井数多、丛式井场打井、滚动开发的特点。页岩气气田集输工程设计应满足滚动开发需求，以区域分布、开发顺序、增产稳产方案、产品及外输流向、自然和社会条件等为依据，经技术经济论证，优化确定集输管网整体布局及工艺流程方案。
在水力压裂、排液试气结束后，气井进行初期生产的阶段称为排液生产期。在该生产期内，采出气中压裂返排液量较大，产气高、压力高，压力下降较快，生产时间较短。在排液生产期结束后，气井进入的生产阶段称为正常生产期。在该生产阶段，采出气基本不含压裂返排液，产气量、压力下降缓慢，生产时间长。
页岩气地面集输宜采用中低压集气、两级布站、湿气输送、集中处理的工艺流程，并预留增压设施的场地。集气系统的设计压力应根据井口压力、外输交接条件，合理确定整个系统各节点的压力级制。一、集气工艺
根据页岩气布井多，且较为密集的特点，页岩气集输系统宜采用辐射状＋枝状管网相结合的总工艺方案。页岩气试采阶段可利用橇装化CNG进行处理，规模开采阶段宜建设脱水站进行处理。页岩气集输系统总流程如图1-8所示。图1-8 页岩气集输系统总流程框图1．辐射枝状管网
页岩气井场数多，井间距小，一般采用辐射＋枝状管网布局，以减少管道投资。由于页岩气自身特点，集输管网与常规气田管网有较大区别，前期流量较低，流速较慢，后期流速较高，为了解决前期低流速工况下管内积液多的问题，可考虑适当缩小管径，增加前期管内流速。由于页岩气不含腐蚀介质，最高管内流速应不超过冲蚀流速。2．输送方式
页岩气输送方式应结合页岩气各个阶段的特点进行选择。初期大量返排液带出井筒，气量较小，井场可利用压裂液池收集返排压裂液，该阶段采气管道宜采用气液分输方案 ；压裂液返排后期，气量较大，管道携液能力较强，该阶段采气管道宜采用气液混输；生产中后期产气量稳定，基本无液相，该阶段采气管道宜采用气液混输。初期气液在井场已经进行了分离，中后期液量少，集气管道整个输送过程宜采用气液混输。宜根据页岩气开发的特点，设置不同的工况进行详细的水力分析，确定输送方式。二、井场工艺
页岩气开发一般采用丛式布井方式，井场内井数较多。规模开发采用滚动模式，接替上产，且页岩气生产过程中，各个阶段特点明显，导致页岩气井场既简单又复杂。为了保证页岩气开发的效益，页岩气井场设备需考虑重复利用，当页岩气井处于中后期阶段时，将该井场设备搬迁至其他初期井场进行重复使用，提高设备的利用率，以提高页岩气开发的效益。根据这一原则，页岩气井场工艺装置应采用橇装化。1．前期井场工艺1）除砂工艺
页岩气生产初期，井筒内有大量压裂砂及地层砂带出，如果不进行分离，将影响站内设备和管道的正常运行，所以应先进行除砂。除砂器之前的弯头宜采用缓冲回流型弯头，以减少含砂介质对弯头的冲蚀。2）加热工艺
生产初期页岩气井口压力高（一般可到达30～40MPa），温度低（15～30℃），节流至输送压力温度远低于0℃，该阶段需对介质进行加热，加热设备宜采用燃气式加热炉，可直接利用未脱水的原料气作为燃料气。加热设备的盘管应控制低压、高产工况时的流速，或者增加加热设备的旁通流程。
井场水合物的防止应考虑排液生产期及正常生产期的工艺要求，合理选择防止水合物的工艺。初期高压生产阶段节流过程中水合物的防止，宜采用橇装加热炉。传热介质宜选用水，加热方式可选择燃气加热或电加热。3）返排液分离工艺
返排液分离一般选用常规的卧式重力分离器，需考虑大量返排液进入分离器之后液相排液能力。排液生产期的返排液应单独收集储存或输送至下游装置处理，不宜与页岩气混输。4）轮换计量工艺
由于页岩气一般采用丛式布井方式，且页岩气开发初期和常规气并无较大区别，初期产水量很大，需进行分离之后计量。计量设备投资较大，宜采用轮换计量方式，气相采用孔板流量计计量，液相采用质量流量计或计次方式进行计量，同时设置集中分离计量装置。5）清管工艺
页岩气清管主要是为了清出管内液体，提高输气效率。为了节省投资，清管装置一般推荐使用清管阀。当管道直径小于或等于DN150时推荐采用清管阀，当管道直径大于DN150时推荐采用清管球筒。2．中后期井场工艺
页岩气生产中后期，井口压力低，节流压差低，节流过程中不产生水合物，不需要进行加热；产水量很小，推荐在井场不进行分离，采用孔板流量计粗略计量。3．井场放空设置
页岩气井场井口数量较多，在井口设置安全系统的前提下，一般不考虑所有井场同时放空，推荐按照单井产量设置放空，设置放散管，放散管可设置在井场内部。三、集气站
页岩气集气站与常规气田集气站无较大区别，一般由清管器接收阀、汇管（或管汇）、分离器、流量计等工艺设备组成。由于页岩气压力衰减较快，一般在集气站选址时需考虑增压扩建用地，一般推荐采用集中增压工艺。但由于页岩气井开采时间不一致，导致同一片区内页岩气井井口压力衰减情况不一致，可能会出现个别井场压力特低，其余井场压力较高的情况。该工况推荐采用井场橇装化增压设备，可直接利用井口气作为燃料气驱动增压，该类设备无需外电依托，且易于搬迁，可重复利用。
集中增压压缩机选型应估计工况及依托条件后进行经济比选。可采用螺杆式、往复式和离心式压缩机组。气田增压宣采用橇装压缩机组，不宜设置在线备用增压机组。第四节 煤层气地面集输工艺
煤层气是指赋存在煤层中以甲烷为主要成分，以吸附在煤基质颗粒表面为主，并部分游离于煤孔隙中或溶于煤层水中的烃类气体。煤层气集输是从将井口采出的煤层气汇集、分离、增压、处理、计量和输送的全过程。煤层气通过排水采气的方式采出，利用举升设备将井筒内的水举升到地面，逐渐降低井底压力，形成压降漏斗并向外扩展，进而降低煤层气的储层压力，致使吸附在煤基质颗粒表面的煤层气解吸，从裂隙中渗流到井筒，从而被采出。煤层气田地面集输系统工程设计应根据气田总体开发方案要求，充分考虑排采周期长、低压、低产、预测数据变化大的特点，根据气井的井位部署及批次、排采设备、煤层气组分、产气量和产水量等资料，结合商品气就近利用的原则，总体规划，分期实施。以低投资、低能耗、高收益为目标，经多方案技术经济比选确定。
煤层气地面集输系统（图1-9）是井场、阀组、集气站等站场和站点间管网的总称，系统集输方式、集输流程和管网形态由煤层气田开发方案、煤层气气质、气井压力、产量、温度、井网布置、井间距、地形地貌、集气规模、开采年限、产品方案、当地的环保法规、所处地区交通、所处地区环境等众多因素决定。图1-9 煤层气地面集输系统示意图一、集输工艺
煤层气地面集输系统宜采用低压集气、井场串接、集中增压的工艺。采气管道结构应根据井位部署、自然地形条件及集气站的布局确定，可采用枝状管网、环枝管网或枝环组合管网。根据井口套管压力、外部交接条件合理确定集输系统各节点的压力。井口的外输压力不宜高于0.2MPa，集气站进站压力不宜低于0.05MPa，采气管道设计压力宜为0.4MPa。
煤层气的集输具有多井、低压、低产等特点，集输过程需增加集输的灵活性以满足不同生产的需要，可将节点增压和橇装液化有机地结合，形成以集气站增压集输为主、以橇装液化集输为辅的地面集输工艺。1．集气站增压集输
集输系统各单井来气用采气管线汇集到阀组，阀组来气再汇入集气站，在集气站增压。该模式加强了集输系统的灵活性和适应性，有利于气田的滚动开发和集输管网的布置；集气站集中增压简化了工艺流程，减少了设备投资，同时便于集中管理和维修，降低了人力成本。2．橇装液化集输
橇装液化是一种适用于气井单井产量低、气源比较分散和连接到管网运输相对困难等情况的集输工艺。橇装液化适用于原料气压力较低的情况，多套装置在区域边远井群应用，以此建立分布式液化中心，解决边远井区煤层气收集问题。
煤层气井单井通过多井串接方式进入集气干线，通过集气干线进入集气站，在集气站经过气液分离后，经压缩机增压，由集气管道进入煤层气处理厂/LNG站/CNG站，在厂／站内进行增压、脱水、计量，合格后通过外输管道或槽车外运抵达下游用户处。煤层气集输总流程如图1-10所示。图1-10 煤层气集输总流程
对于典型煤层气区块，集输系统总体工艺流程主要包括井场、采气管线、阀组、集气管线和集气站的工艺流程：煤层气由套管采出，其压力约为0.2～1.0MPa，经节流至0.2MPa，由井口来的气体经采气管线到达各自受管辖的阀组后压力约为0.15MPa，气体经集气管线汇集在集气站的进站阀组，压力约为0.05MPa。最后，在集气站内进行气、液分离等处理后，增压至所需压力，然后外输，工艺流程如图1-11所示。图1-11 集输系统工艺流程图二、井场工艺
当煤层气井采出的气体中含水量很少时，为节约成本，井口一般取消分离器，以简化流程、节约占地，采出的水直接排放到井场附近的蓄水池，渗透或自然蒸发。煤层气从煤层中解吸后由套管采出，在井口进行节流，节流后进行计量，然后进入集输管网，经采气管道输送至集气站。井场设置临时放空接口，出站设置手动截断阀。严寒地区的井口工艺设施应采取防冻保温措施。
井场排采设备宜采用模块化、橇装化设备。排采设备的驱动方式，应根据气田所处地区电网的建设情况、供电可靠性、电价、气价，根据技术经济比选确定。在具备用外电条件的区域宜使用外电，不具备采用系统电的区域可采用燃气发电机为排采设备提供动力。此外，应根据地形地貌在采气管道上的最低处设凝水缸，定期排水。井场工艺流程如图1-12所示。图1-12 井场工艺流程图
煤层气井场分单井井场和丛式井场。典型的煤层气井场内主要设施包括采气树、排采设备、气计量阀组（计量橇）、水计量阀组（计量橇）、燃气（燃油）发电机或杆上变压器、配电箱、控制柜、蓄水池等。
排采设备主要包括游梁式抽油机、螺杆泵、电潜泵，还有齿条式抽油机、液压式抽油机、水力喷射泵等。井场工艺应针对具体排采参数和排采技术要求进行设计，重点关注排水量（冲次／转速）控制、井口套压控制、气计量、水计量。
井场气、水集输流程为：煤层气从套管采出，经套压控制阀节流、计量，直接进入采气管网。采出水从油管采出，经计量进入集水支线；当不建设单独的集水管道时，直接进入井场蓄水池；地形允许时也可采用采气支线气、水同输。
井口产气计量宜设置在井场，计量仪表精度应能满足排采生产控制、三级计量等要求。计量方式可选择连续计量或轮换计量，经技术经济比选确定。采用连续计量时设置手动截断阀；采用轮换计量时设置选井装置。选井计量装置选用工厂制造的标准化可移动装置。
轮换计量的计量周期应满足气井排采阶段和实时的控制要求。对于排采稳定的井，一般日计量次数不小于10次，每次计量时间不小于5min，计量间隔不宜小于1h。对于排采不稳定的井，可增加计量次数，延长计量时间，以满足排采测控为准。
井场设施宜选用工厂制造的标准化、模块化、橇装化产品。井场内埋地管道宜采用非金属管材。三、阀组工艺
阀组是对煤层气田单井或多井生产的煤层气进行汇集、截断的单元。井口来的煤层气到达阀组，然后进入阀组的生产汇管，经过总计量后进入集气管道。在阀组设置单井轮换计量，可以根据需要轮换计量每口井的产气量。当管道的压力达到某一压力（如0.4MPa）时，阀组汇管上的安全阀起跳，通过放空管将超压气体排出。每口井的采气管道在阀组处都有放空流程，遇到采气管道需要检修时，打开放空阀，使气体进入放空管进行放空，最后排放到大气中。阀组工艺流程如图1-13所示。图1-13 阀组工艺流程图四、集气站工艺
集气站是具有煤层气收集、分离、增压、露点控制、分输计量等全部或部分功能的站场。集气站设置应根据气田开发方案井位部署、产气量预测、集气半径、产品流向、工程地质等条件综合考虑、总体布局、分期建设，站场规模不宜过大。
各个阀组的煤层气经由集气管线，一起汇集到集气站的进站阀组处，先要进行气、液分离和过滤，然后进入压缩机进行增压直至满足外输需求，经过计量后外输。在进入旋流分离器前的管道上分别设有紧急放空阀和紧急关断阀，当有事故发生时，应立即关死紧急关断阀，同时将紧急放空阀打开，将站内煤层气经由放空管排放到大气中。集气站的工艺流程如图1-14所示。图1-14 集气站工艺流程图
压缩机组宜采用螺杆和往复压缩机组。中、小排量情况推荐采用螺杆压缩机组，中、大排量或高压比情况推荐搭配使用往复式压缩机组。压缩机的驱动方式宜采用电动机驱动。若经济技术评价论证许可，也可采用燃气驱动。压缩机出口气体冷却方式宜采用干式空冷。五、采气、集水管网
煤层气集输半径应根据气井产量、井口压力、集气站进站压力，结合地形条件经工艺计算确定。节点增压是利用增压设备在煤层气采气管道节点对管道内气体进行增压。
采气管道应直接进站。当管网集气能力不能适应开发井网调整或集气量增大时，可根据实际生产情况，适时采用节点增压，提高管网输送能力，也可采用敷设复线方式，使最终规模与实际产能相匹配。采气、集水管道管材宜采用非金属管。
集水管道设计压力宜为1.6MPa，远端井口起输压力不宜高于1.6MPa。井场采出水外输压力不宜大于1.6MPa。当井场采出水外输压力大于1.6MPa时，可先泄放进水，再用提升泵提升。
采气干线可设置低点排水设施，但不宜设置分水器。分水器应设置在采气支线或采气支干线的低点，并宜多井共用。当采气支干线有多个低点时，宜设置在距离井场较近的低点，选线时应充分考虑凝结水自流进入分水器。分水器尽量设置在巡井线路附近。当煤层气开采中后期需要采用分布式节点增压技术时，增压节点宜设置在支干线截断阀处。当采用气、水同输技术时，线路选线必须保证管线内的凝结水依地势自流至分水点，且分水点有可靠的自动排水措施。第五节 油气集输管网一、管网结构梳理
油气集输管网可分为气田集输管网和油田集输管网，总体来看，集输系统结构可按集气干线的几何形式、井场与集气站的连接形式、井场工艺流程、气田单井进站方式、集油流程和图论原理多种等方式进行划分和描述。1．气田集输干线的几何形式
气田集输管网按集气干线连接的几何形式可分为放射状集气管网、树枝状集气管网、环状集气管网以及它们的组合型集气管网。
放射状集气管网从集气总站引出若干条集气干线，各井来气通过支线汇入干线，结构如图1-15（a）所示。树枝状集气管网集气干线贯穿气田的主要产气区，干线两侧的各井来气通过支线汇入干线，结构如图1-15（b）所示，也称为线型集气管网。环状集气管网中集气干线成环状，沿干线设置各单井进气点，结构如图1-15（c）所示。图1-15 集气管网结构2．井场与集气站的连接形式
根据井场与集气站的连接形式可将集气管网分为放射状结构、树枝状结构和环状结构，树枝状结构和环状结构与图1-15（b）、图1-15（c）类似，其汇入点是集气站，放射状集气系统结构如图1-16所示。图1-16 放射状集气系统结构3．井场工艺流程
按井场工艺流程的不同，可将放射状集气管网、树枝状集气管网和环状集气管网分为单井集气管网和多井集气管网。
单井集气井场流程是在气井附近直接设置单独的天然气节流减压、初次分离和计量设备，图1-15分别显示了单井集气井场流程下的放射状、树枝状和环状管网结构。
多井集气井场流程是将两口以上的气井用管线分别从井口连接到集气站，在每口气井只设置采气井口装置，而在集气站对各气井输送来的天然气再分别进行节流减压、初次分离和计量，图1-17分别显示了多井集气井场流程下的放射状、树枝状和环状管网结构。图1-17 多井集气管网结构4．气田单井进站方式
气田管网形态根据单井进站方式分为单井串接来气进站、阀组来气进站和单井串接与阀组来气进站混合的管网结构。
单井串接来气进站又分为井间串接形式和就近插入形式。井间串接形式中，单井采气管线就近接入临近气井井场，井场来气顺序相连，采气干线按不同方位呈放射状进入集气站，又将其称为井间串接放射状管网，管网结构如图1-18（a）所示。就近插入形式中，采气干线呈放射状进入集气站，单井采气支线以距离最短的方式，垂直进入最近的采气干线，又将其称为就近插入放射状管网，管网结构如图1-18（b）所示。图1-18 单井串接来气进站集气管网结构
阀组来气进站管网是将临近区域的几口井采出的气体汇集到该区域中心处的阀组（阀组一般和井场共建），在阀组对来气汇集后呈放射状或树枝状进入集气站，阀组来气进站放射状管网结构如图1-19所示。阀组来气进站树枝状管网结构示意图如图1-20所示。图1-19 阀组来气进站放射状管网结构图1-20 阀组来气进站树枝状管网结构
单井串接与阀组来气进站混合的管网中（图1-21），临近区域的几口井相互串接后与阀组连接（图中虚线圆圈）或直接通过单管连接阀组，阀组对来气进行汇集后呈放射状或树枝状进入集气站。图1-21 单井串接与阀组来气进站混合的管网结构5．集油流程
油田集输系统可按油井到集中处理站的流程分为三类。第一类是各口井设单独分离、计量或处理设备。第二类为计量站集油流程，每口油井有单独的出油管线连接计量站，然后输往集中处理站，系统结构与图1－19所示的管网结构类似，此时图中方点为计量站，集气站位置为集中处理站。第三类为多井串联集油流程，若干口井共用一根管线与集中处理站连通，管网结构如图1-22所示。图1-22 多井串联集油系统结构6．图论原理
按图论原理的描述方式，将管网抽象为图中的点和边，油田地面管网系统主要包含的三种网络形态：多级星形网络、多级星树状网络和多级星环网络。多级星形网络与图1－19所示结构相同。多级星树状管网与图1-20所示结构相同。多级星环网络是将临近区域几口井连接形成封闭的环，构成单环或者多环，井口产物汇集于环上某点后输送至集中处理站，管网结构如图1-23所示。图1-23 多级星环网络管网结构二、管网基础形态划分1．管网结构对比
根据上文列举的管网结构划分方式和描述方法，不难发现：（1）集输系统管网结构多样，按几何形式可简单划分为放射状管网、树枝状管网和环状管网。（2）气田集输系统根据连接集气总站的集气干线几何形式或者井场与集气站的连接形式来划分管网几何形式。图1-16和图1-17（b）所示的管网结构类似，由于几何形式划分依据不同，前者称为放射状，后者称为树枝状。（3）如图1-15（a）和图1-18（b）所示，从几何形式上看，两种结构都属于放射状管网，由于描述方法的不同，前者称为单井集气放射状管网，后者称为就近插入放射状管网。（4）如图1-17（a）和图1－19所示，前者称为多井集气放射状管网，后者称为阀组来气进站放射状管网。从几何形式上看，两个图都属于放射状管网，工艺流程相似，都是临近区域几口井进入汇点（阀组或者集气站），流体在汇点汇集后进入干线输至终点。多井集气放射状管网汇点与单根干线的连接呈树枝状结构，阀组来气进站放射状管网汇点通过独立管线直接与终点连接，结构呈放射状。两个管网的几何形式相同，工艺流程相似，但管网结构不同。（5）如图1-15（b）和图1-20所示，前者称为单井集气树枝状管网，后者称为阀组来气进站树枝状管网。从几何形式上看，都属于树枝状管网，但这两种树枝状有明显的差异，前者由直线型干线和垂直接入干线的支线构成，管线交点位于干线上；后者由站点间的连接管段构成，管线交点位于站点处，两个图的管网结构不同。（6）如图1-15（c）和图1-23所示，两个管网结构中都含有环，但这两种环形有明显区别，前者结构中的环形是一条封闭的干线，各站点通过支线汇入干线，管线交点位于干线上；后者的环由井场间的连接管段构成，管网交点位于井场处。（7）如图1-18（a）和图1-22所示，气田和油田集输系统都采用了串接工艺，前者称为单井串接来气进站的井间串接形式，后者称为油田集油流程的多井串联方式。2．基础形态
常规气田、常规油田和非常规油气田集输既有各自特点，又有相似性，根据各自集输管网的结构特征和工艺流程，从不同角度对管网结构进行了划分和命名。管网结构形式是优化研究的目标对象。不难发现，集输系统管网结构由几种基础单元结构构成，对集输管网的几何形式进行重新划分，将单级管网形态由笼统的放射状、树枝状和环状管网三类细分为六种——星形、树枝形、干枝形、串接形、环形和环枝形，称为管网的基础形态。六种基础形态的结构示意图如表1-1所示。（1）星形：连接各节点的管线呈星状结构，周围节点通过单独管线与中心点连接。（2）树枝形：各节点相互连通，是一种管网总权值最小的最小生成树结构，也称为最小生成树形。（3）干枝形：一条干线贯穿节点所在的区域，干线两侧节点通过支线垂直接入干线。（4）串接形：以某点为中心点，各点与临近节点连接后再与中心点连通。（5）环形：节点顺序连接，形成圈，呈单环。（6）环枝形：含一个环，部分节点垂直接入该环。
目前，管网几何形式中的放射状对应基础形态中的星形，环状对应基础形态中的环形和环枝形，树枝状包含了基础形态中的树枝形、干枝形和串接形（为与树枝形相区别，可将目前的树枝状称为广义树枝状）。随着油气集输系统工艺的发展，可对三种几何形式做进一步的细分。基础形态的组合形式可描述不同流程和多级复杂的管网，各种管网结构描述如表1-2所示。表1-1 基础形态管网结构示意图表1-2 管网结构描述第六节 图论原理和管网描述一、图的基础
油气集输管网，从数学的角度看，可以抽象为离散数学中的图，井、阀组、集气站、中央处理厂等对应着图中的顶点，集输管路对应图的边，油气流动的方向就是边的方向，油气集输管网对应一个有向图。1．无向图和有向图
图是顶点和顶点间的二元关系集合（即边的集合或弧的集合）组成的数据结构，用G（V，E）表示，其中顶点集合和边的集合分别用V（G）和E（G）表示，V（G）中的元素称为顶点，用u、v等符号表示，顶点个数为图的阶，通常用n表示。E（G）中的元素称为边，用e等符号表示；边的个数称为图的边数，通常用m表示。
在边集合中，元素（u，v）为一对顶点构成的无序对（用圆括号括起来），表示与顶点u和v相关联的一条无向边，这条边没有特定的方向，因此（u，v）与（v，u）是同一条的边。如果图中所有的边都没有方向性，这种图称为无向图。
在边集合中，元素＜u，v＞为一对顶点构成的有序对（用尖括号括起来），表示从顶点u到顶点v的有向边。其中u是这条有向边的起始顶点，简称起点，v是这条有向边的终止顶点，简称终点。这条边有特定的方向，由u指向v，因此＜u，v＞与＜v，u＞是两条不同的边。如果图中所有的边都是有方向性的，这种图称为有向图。
有向图中的边也可以称为弧，有向图也可以用D（V，E）表示，其中E为弧的集合。忽略有向图所有边的方向，得到的无向图称为该有向图的基图。如果一个图中某些边具有方向性，而其他边没有方向性，这种图可以称为混合图。2．稀疏图、平凡图和零图
边或弧的数目相对较少的图［远小于n×（n－1）］的图称为稀2疏图，一般认为m＜nlogn的无向图或有向图，称为稀疏图。只有一个顶点的图，即阶n=1的图称为平凡图。相反，阶n＞1的图称为非平凡图。边的集合E（G）为空的图，称为零图。3．顶点与顶点、顶点与边的关系
在无向图G（V，E）中，如果（u，v）是E（G）中的元素，即（u，v）是图中的一条无向边，则称顶点u和v互为邻接顶点，边（u，v）依附于顶点u和v，或称边（u，v）与顶点u和v相关联。此外，称有一个共同顶点的两条不同边为邻接边。
在有向图G（V，E）中，如果＜u，v＞是E（G）中的元素，即＜u，v＞是图中的一条有向边，则称顶点u邻接到顶点v，顶点v邻接自顶点u，边＜u，v＞与顶点u和v相关联。4．顶点的度数及度序列
顶点的度数：一个顶点u的度数是与它相关联的边的数目，记作deg（u）。在有向图中，顶点的度数等于该顶点的出度与入度之和。顶点u的出度是以u为起始顶点的有向边（即从顶点u出发的有向边）的数目，记作od（u）。顶点u的入度是以u为终点的有向边（即进入到顶点u的有向边）的数目，记作id（u）。
孤立顶点：度数为0的顶点，称为孤立顶点。孤立顶点不与其他任何顶点邻接。
叶：度数为1的顶点，称为叶顶点，也称端点，其他顶点称为非叶顶点。
图G的最小度：图G所有顶点的最小的度数，记为δ（G）。
图G的最大度：图G所有顶点的最大的度数，记为Δ（G）。5．子树与生成树
设有两个图G（V，E）和G′（V′，E′），如果V′包含于V，且E′包含于E，则称图G′是图G的子图。
生成树：一个无向连通图的生成树是它的包含所有顶点的极小连通图，这里所谓的极小就是边的数目极小。如果图中有n个顶点，则生成树有n－1条边。一个无向连通图可能有多个生成树。6．路径i
在图G（V，E）中，若从顶点V出发，沿着一些边经过一些顶点p1p2pmjip1p2pmV，V，…，V，到达顶点V，则称顶点序（V，V，V，…，V，jijiV）列为从顶点V到顶点V的一条路径，或称为通路，其中（V，p1p1p2pmjV），（V，V），…，（V，V）为图中的边。若路径上第一个顶点和最后一个顶点重合，则称这样的路径为回路。如果G是有向图，ip1p1p2pmj则称＜V，V＞，＜V，V＞，…，＜V，V＞为图G中的有向边。
最短路径：如果从图中某个顶点（称为源点）到达另一顶点（称为终点）的路径可能不止一条，找到一条路径，使得沿此路径各边上的权值总和（即从源点到终点的距离）达到最小，这条路径称为最短路径。7．连通性
在无向图中，若从顶点u到v有路径，则称顶点u和v是连通的。如果无向图中任意一对顶点都是连通的，则称此图是连通图；相反，如果无向图不是连通图，则称为非连通图。如果一个无向图不是连通的，则其极大连通子图称为连通分量，这里所谓的极大是指子图中包含的顶点个数极大。
在有向图中，若对每一对顶点u和v，既存在从u到v的路径，也存在从v到u的路径，则称此有向图为强连通图。将有向图的所有的有向边替换为无向边，所得到的图称为原图的基图。如果一个有向图的基图是连通图，则有向图是弱连通图。如果有向图中，对于任意节点u和v，至少存在从u到v和从v到u的路径中的一条，则原图为单向连通图。这三者之间的关系是：强连通图必然是单向连通的，单向连通图必然是弱连通图。8．权值、有向网与无向网
某些图的边具有与它相关的数，称为权值。这些权值可以表示从一个顶点到另一个顶点的距离、花费的代价、所需的时间等。如果一个图，其所有边都具有权值，则称为加权图，或者称为网络。根据网络中的边是否具有方向性，又可以分为有向网和无向网。9．树与森林
如果一个无向连通图中不存在回路，则这种图称为树，树是一种特殊的图。如果一个无向图中包含了几棵树，那么该无向图可以称为森林。很明显，森林是非连通图。
无向连通图G的一个子图如果是一棵包含G的所有顶点的树，则该子图称为G的生成树。生成树是连通图的极小连通子图。这里所谓极小是指若在树中任意增加一条边，则将出现一个回路；若去掉一条边，将会使之变成非连通图。
对无向连通图的生成树，各边的权值总和称为生成树的权，权最小的生成树称为最小生成树。构造最小生成树的准则有3条，必须只使用该网络中的边来构造最小生成树，必须使用且仅使用n－1条边来连接网络中的n个顶点。不能使用产生回路的边。二、图的表示和储存1．有向图和无向图的邻接矩阵12n12
设图G（V，E）的顶点集V={V，V，…，V}，边集E={E，E，mn×m…，E}，则矩阵A（G）=（a[i][j]）称为G的邻接矩阵，其中2．有向网和无向网的邻接矩阵12n12
设图G（V，E）的顶点集V={V，V，…，V}，边集E={E，E，mn×m…，E}，则矩阵A（G）=（a[i][j]）称为G的邻接矩阵，其中3．无向图的关联矩阵12n12
设图G（V，E）的顶点集V={V，V，…，V}，边集E={E，E，mn×m…，E}，则矩阵M（G）=（m[i][j]）称为G的关联矩阵，其中4．有向图的关联矩阵12n12
设图G（V，E）的顶点集V={V，V，…，V}，边集E={E，E，mn×m…，E}，则矩阵M（G）=（m[i][j]）称为G的关联矩阵，其中5．有向图和无向图邻接矩阵的计算机储存
在邻接矩阵储存方法中，除了一个记录各个顶点信息的顶点数组外，还有一个表示各个顶点之间关系的矩阵，称为邻接矩阵。设G（V，E）是一个具有n个顶点的图，则图的邻接矩阵A（G）是一个n×n的二维数组，用a[n][n]表示，定义为
如果图中存在自身环（连接某个顶点自身的边）和重边，多条边
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