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,气田集输工艺,气田集输工艺,第一节 气田集输系统的定义和工作内容第二节 气井产物第三节 气田井场工艺第四节 气田集输站场工艺第五节 气田集输流程制定原则第六节 工程案例分析,气田集输工艺,第一节 气田集输系统的定义和工作内容,什么是“气田集输系统”？天然气从气井采出，经过调压并进行分离除尘除液处理之后，再由集气支线、集气干线输送至天然气处理厂或长输管道首站，称为气田集输系统。当天然气中含有H2S、H2O时，即需经过天然气处理厂进行脱硫、脱水处理，然后输至长输管道首站。气田集输系统的工作内容有哪些？收集天然气，并经过调压、分离、净化使天然气达到符合管输要求的条件，然后输往长输管道。,气田集输工艺,气田集输流程是天然气流向和处理天然气的工艺方法的说明。包括井场流程和气田集气站流程。由于储气构造、地形地物条件、自然条件、气井压力、气井温度、天然气组成以及含油含水情况等因素是千变万化的，适应这些因素的气田天然气集输流程也是多种多样的。这里仅对较为典型和常见的流程加以描述。,第一节 气田集输系统的定义和工作内容,气田集输工艺,第二节 气井产物,气田集输工艺,气井产物，除天然气外一般含有液体和固体物质。天然气的性质、气田水的有无以及气田水的性质，与气田集输流程的制定有着密切的关系。液体物质包括液烃和气田水。液烃也是由于天然气被采出后，随着气液相态平衡条件的变化，一部分较重的烃也凝结为液体被析出。但对组成属于干气范围的天然气，从气井采出后不析出液烃。固体物质：包括岩屑、砂、酸化处理后的残存物等。,第二节 气井产物,气田水分为底水(或边水)和束缚水两类，包含游离水和凝结水两种。气田开采初期，一般不出现游离水，但少数气田在开采初期也有游离水随着天然气从气井采出。凝结水是天然气在高压、高温的地层中所含有的饱和水汽，当天然气被采出后，由于压力和温度降低，在天然气中的饱和水汽，随着温度和压力的变化而凝结为液体被游离出来。边水或底水：存在于气藏边缘和衬托在天然气底部的气层水。束缚水：一部分水因受气层岩粒的附着力或超毛细孔隙作用力的作用，在采气过程中不随气流流动的水。气田水通常有较高的矿化度，一般在10gL以上。,气田集输工艺,第三节 气田井场工艺,在井场上，最主要的装置是采气树，它是由闸阀、四通（或三通）等部件构成的一套管汇。还有节流阀，压力、温度检测仪表及加热或注醇设备等。,气田集输工艺,第三节 气田井场工艺,气田集输工艺,井场装置具有三种功能：调控气井的产量；调控天然气的输送压力；防止天然气生成水合物。比较典型的井场装置流程，也是目前现场通常采用的有两种类型。加热天然气防止生成水合物的流程；注入抑制剂防止生成水合物的流程。,1-气井；2-采气树针形阀；3-加热炉；4-气井产量调控节流阀；5-加热炉；6-气体输压调控节流阀,加热防冻的井场装置原理流程图,气田集输工艺,天然气从针形阀出来后进入井场装置，首先通过加热炉3进行加热升温，然后经过第一级节流阀(气井产量调控节流阀)4进行气量调控和降压，天然气再次通过加热器5进行加热升温，和第二级节流阀(气体输压调控节流阀)6进行降压以满足采气管线起点压力的要求。,第三节 气田井场工艺,井场加热防冻流程一般适用于气井产量较小的井场装置，压力小于30MPa的高压气井，产量小于1105m3/d。,第三节 气田井场工艺,气田集输工艺,注抑制剂防冻的井场装置原理流程图,气田集输工艺,第三节 气田井场工艺,1-抑制剂注入器,流程图中的抑制剂注入器替换了上图中的加热炉 3 和 5，流经注入器的天然气与抑制剂相混合，一部分饱和水汽被吸收下来，天然气的水露点随之降低。经过第一级节流阀(气井产量调控阀)进行气量控制和降压。再经第二级节流阀(气体输压调控阀)进行降压以满足采气管线起点压力的要求。,井场注抑制剂流程一般当产量大于1105m3/d时，宜采用注抑制剂防止水合物的井场流程，但同时应与集气站的流程配套。,第三节 气田井场工艺,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,气田集输站场工艺表达的是各种站场的工艺方法和工艺过程。所表达的内容包括物料平衡量、设备种类和生产能力、操作参数，以及控制操作条件的方法和仪表设备等。气田集气站场工艺分为单井集输工艺和多井集输工艺。按其天然气分离时的温度条件，可分为常温分离工艺和低温分离工艺。,什么是常温分离工艺？天然气在分离器操作压力下，以不形成水合物的温度条件下进行气-液分离，称为常温分离。分离出的气体送入气田集输管线系统；分离出的液体（水或/和液烃）送入储水罐（池）或/和液烃储罐。什么是低温分离工艺？在很多情况下，天然气采气压力远高于外输压力。利用天然气在气田集输过程出现的大差压节流降压所产生的节流效应（焦耳-汤姆逊效应）达到的低温条件，通常为-4-20。在此条件下进行气体和水或/和液烃分离，称为矿场低温分离。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,1.常温分离集气站功能：收集气井的天然气（集气）；对收集的天然气在站内进行气液分离处理（分离）；对处理后的天然气进行压力控制，使之满足集气管线输压要求（调压）；计量；防止水合物的形成。我国目前常用的常温分离集气站有以下2种：常温分离单井集气站流程；常温分离多井集气站流程。适用条件：对于硫化氢含量低（约在0.5%以下）和凝析油含量不多的天然气（气质条件好），可以采用常温分离的集气站流程。在集气站内主要进行节流调压、分离、计量等操作。,常温分离单井集气站：有两种典型的流程型式。一种流程为气、油和水三相分离，适用于天然气中油和水含量都较多的气井。另一种为流程为气液二相分离，适用于天然气中含水量或含油量较多的气井。,第四节 气田集输站场工艺,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,常温分离单井集气站原理流程图(一),1-从井场装置来的采气管线；2-天然气进站截断阀；3-天然气加热炉；4-分离器压力调控节流阀;5-气、油、水三相分离器；6-天然气孔板计量装置；7-天然气出站截断阀;8-集气管线；9-液烃(或水)液位控制自动放液阀；10-液烃(或水)的流量计;11-液烃(或水)出站截断阀；12-放液烃管线；13-水液位控制自动放液阀；14-水流量计；15-水出站截断阀；16-放水管线。,操作温度要比分离器操作压力条件下水合物形成温度高35.,第四节 气田集输站场工艺,常温分离单井集气站原理流程图(二),气田集输工艺,1-从井场装置来的采气管线；2-天然气进站截断阀；3-天然气加热炉；4-分离器压力调控节流阀;5-气、油、水三相分离器；6-天然气孔板计量装置；7-天然气出站截断阀;8-集气管线；9-液烃或水的液位控制自动排放阀；10-液烃或水的流量计；11-液烃或水出站截断阀；12-放液烃或放水管线。,分离出来的液烃或水，根据量的多少，采用车运或管输方式，送至液烃加工厂或气田水处理厂进行统一处理。常温分离单井集气站通常是设置在气井井场。两种流程不同之处在于分离设备的选型不同，前者为三相分离器，后者为气液两相分离器，因此其使用条件各不相同。适用条件：前者适用于天然气中液烃和水含量均较高的气井；后者适用于天然气中只含水或液烃较多和微量水的气井。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,常温分离多井集气站与常温分离单井集气站流程原理相同，一般也有两种类型。两种流程的不同点在于前者的分离设备是三相分离器，后者的分离设备是气液分离器。两者的适用条件不同。前者适用于天然气中油和水的含量均较高的气田，后者适用于天然气中只有较多的水或较多的液烃的气田。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,常温分离多井集气站原理流程图(一),常温分离多井集气站原理流程图(二),气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,图中所示仅为两口气井的常温分离多井集气站。多井集气站的井数取决于气田井网布置的密度，一般采气管线的长度不超过5km，井数不受限制。以集气站为中心，5km为半径的面积内，所有气井的天然气处理均可集于集气站内。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,常温分离多井轮换计量流程,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,常温集气多井轮换计量流程适用于单井产量较低而井数较多的气田。全站按井数多少设置一个或数个计量分离器供各井轮换计量；再按集气量多少设置一个或数个生产分离器，分离器供多井共用。四川川中的磨溪气田气井多，单井产气量小（平均单井气量1.49104m3/d）又属于同一产层，因此除试验区26口井作连续分离计量外，其余85口井采用轮换分离计量。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,2.低温分离集气站流程功能：收集气井的天然气；对收集的天然气在站内进行低温分离以回收液烃，使管输天然气的烃露点达到管输标准要求，防止烃凝析出影响管输能力；对处理后的天然气进行压力调控以满足集气管线输压要求。提高硫磺生产的质量计量。适用条件：压力高；产气量大；含量较高的硫化氢、二氧化碳和凝析油。该工艺通常适用于富气的分离。对于贫气，在通过气-液平衡计算，表明低温分离工艺对液烃回收具有经济价值时，则应采用低温分离工艺。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,2.低温分离集气站流程低温分离：分离器的操作温度在0以下，通常为-4-20。天然气通过低温分离可回收更多的液烃。获取低温的方法：节流膨胀制冷法热分离机制冷法透平膨胀机外加冷源法等目前主要利用天然气本身的压力能进行膨胀，从而降低天然气温度，以节流膨胀应用最为广泛。,第四节 气田集输站场工艺,2.低温分离集气站流程节流膨胀分离集气的特点：流程和设备简单，没有运动部件；连续运行可靠性高，操作维护方便；操作弹性大，可在设计值的50120%范围内正常操作；适应高压，大流量条件下的操作，流量和压力易于调节。,气田集输工艺,为了要取得分离器的低温操作条件，同时又要防止在大差压节流降压过程中天然气生成水合物，因此不能采用加热防冻法，而必须采用注抑制剂防冻法以防止生成水合物。天然气在进入抑制剂注入器之前，先使其通过一个脱液分离器(因在高压条件下操作，又称高压分离器)，使存在于天然气中的游离水先行分离出去。为了使分离器的操作温度达到更低的程度，故使天然气在大差压节流降压前进行预冷，预冷的方法是将低温分离器顶部出来的低温天然气通过换热器，与分离器的进料天然气换热，使进料天然气的温度先行下降。因闪蒸分离器顶部出来的气体中，带有一部分较重烃类，故使之随低温进料天然气进入低温分离器，使这一部分重烃能得到回收。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,2.低温分离集气站流程低温分离集气站流程分为两种类型：液烃和甘醇富液在站内经过分离后分别输至液烃稳定装置和甘醇再生装置处理；液烃和甘醇富液在站内不进行分离，以混合方式出料，将混合液直接输至液烃稳定处理。,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,低温分离集气站典型流程（一）,操作压力：根据集气管线的输压确定操作温度：根据天然气组成和液烃回收率、矿场回收条件和稳定工艺的特点确定。,流程解释：井场装置通过采气管线1输来气体经过进站截断阀2进入低温站。天然气经过节流阀3进行压力调节以符合高压分离器4的操作压力要求。脱除液体的天然气经过孔板计量装置5进行计量后，再通过装置截断阀6进入汇气管。各气井的天然气汇集后进人抑制剂注入器7，与注入的雾状抑制剂相混合，部分水汽被吸收，使天然气水露点降低，然后进入气一气换热器8使天然气预冷。降温后的天然气通过节流阀进行大差压节流降压，使其温度降到低温分离器所要求的温度。从分离器顶部出来的冷天然气通过换热器8后温度上升至0以上，经过孔板计量装置10计量后进入集气管线。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,流程解释：从高压分离器4的底部出来的游离水和少量液烃通过液位调节阀11进行液位控制，流出的液体混合物计量后经装置截断阀12进入汇液管。汇集的液体进入闪蒸分离器13，闪蒸出来的气体经过压力调节阀14后进入低温分离器9的气相段。闪蒸分离器底部出来的液体再经液位控制阀15，然后进入低温分离器底部液相段。从低温分离器底部出来的液烃和抑制剂富液混合液经液位控制阀16再经流量计17，然后通过出站截断阀进入混合液输送管线送至液烃稳定装置。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,低温分离集气站典型流程（二）,气田集输工艺,两种流程图所不同之处是：从低温分离器底部出来的混合液，不直接送到液烃稳定装置去，而是经过加热器1加热升温后进入三相分离器2进行液烃和抑制剂分离。液烃从三相分离器左端底部出来，经过液位控制阀3再经流量计4然后通过气液换热器5与低温分离器顶部引来的冷天然气换热被冷却，降温到0左右。最后，液烃通过出站截断阀，由管线送至稳定装置。从三相分离器右端底部出来的抑制剂富液经液位控制阀6再经流量计7后，通过出站截断阀送至抑制剂再生装置。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,因为低温分离器的低温是由天然气大差压节流降压所产生的节流效应所获得。故高压分离器的操作压力是根据低温分离器的操作温度来确定的。闪蒸分离器的操作压力随低温分离器的操作压力而定；操作温度则随高压分离器的操作温度而定。三相分离器的操作压力根据稳定塔的操作压力来确定；操作温度则根据稳定塔的液相沸点和最高进料温度来确定。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,上图是四川中坝低温集气站原理流程图，该站是节流膨胀低温分离集气站的典型工艺流程。节流后温度：-15-18；抑制剂：乙二醇,气田集输工艺,两种低温分离流程的选取，取决于天然气的组成、低温分离器的操作温度、稳定装置和提浓再生装置的流程设计要求。低温分离器操作温度越低，轻组分溶入液烃的量越多。,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,第四节 气田集输站场工艺,气田集输工艺,气田集输工艺,第五节 气田集输流程制定原则,1制定集输流程的技术依据气田开发方案；近期收集的有代表性的气井动态资料。上述两方面的资料中，以下各种资料和数据对于制订气田集输流程有重要关系：气井产物。井口条件下天然气取样分析资料，油的分析和评价资料，水分析资料等。构造储层特征，气田可采储量、开采速度、开采年限，逐年生产规模，各生产区单井平均产量、生产井井网布置图、生产井数等。气层压力和温度，生产条件下的井口压力和温度，气田压力递减率。,2制定集输流程应遵循的技术准则国家各种技术政策和安全法规；各种技术标准和产品标准，各种规程、规范和规定；环保、卫生规范和规定。,气田集输工艺,第五节 气田集输流程制定原则,3集输系统(包括管网和站场)的布局在气田开发方案和井网布置的基础上，集输管网和站场应统一考虑综合规划分步实施，应做到既满足工艺技术要求又符合生产管理集中简化和方便生活；产品应符合销售流向要求；三废处理和流向应符合环保要求；集输系统的通过能力应协调平衡；集输系统的压力应根据气田压能和商品气外输首站的压力要求综合平衡确定。,气田集输工艺,第五节 气田集输流程制定原则,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,一、四川气田集输工艺四川气田是我国开采历史最长、目前产量最大的天然气生产基地，年产气量占全国总产量的30%左右。四川气田特点是：数量多、分布广，单个气田多属储量不大，气藏地质复杂。为适应天然气开采，气田目前采用的集输流程有：常温单井集气流程常温多井集气流程低温分离集气流程,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,（1）常温单井集气流程：天然气以甲烷为主，戊烷及以上组分含量低于8g/m3的干气一般采用常温集气。单井集气气井采出的天然气在井场进行节流降压、分离，计量后直接输至集气管线。单井集气流程多用在高压、大产量、产水井或边远气井。单井站出站压力一般为48MPa。（2）常温多井集气流程：常温集气流程气井井场一般只有井口装置和缓蚀剂注入装置。由气井采出的天然气通过采气管线输至集气站。在集气站对各井来气分别进行节流降压、分离、计量后汇集进入集气管线。采气管线进集气站压力一般在16MPa以下，集气站出站压力一般为48MPa。,（3）低温分离集气流程：低温分离流程一般用在丙烷及以上组分含量高于56g/m3的富气。由井场输来的高压天然气进站后利用地层能量节流降压制冷，用低温分离法从天然气富气中回收凝析液。由采气管线进低温站的天然气压力一般为1625MPa，出低温站压力为48MPa。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,四川气田使用的低温分离流程一般由以下几部分组成：集气部分：由各井高压气进站后分离、计量。低温分离部分：喷注防冻抑制剂，气体预冷、节流膨胀、低温分离、凝液收集。回收部分：凝析油稳定，油醇分离，凝析油储存及输送，抑制剂再生与储存。放空及排污：气体放空，污油污水储存处理、排放。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,低压气的集输 四川气田经过30多年的勘探、开发，已有部分气田进入产量递减期，有些气井井口流动压力已不能使所产的天然气进入集气管网。对于这些气田采取了以下措施。（1）调整管网，建立高、低压天然气分输系统。对不能进入输气干线的低压天然气，输至地区低压管网向当地用户就近供气。低压管道起点输气压力一般在0.92.5MPa。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,（2）天然气喷射器投入使用提高产量。四川气田多数具有多产层、多裂缝的特点。一些气井到了开发中后期，进入低压小产量阶段，需要增压，而另一部分刚投产的井却是高压高产井，需要把高压降至使用压力，压能白白损失。天然气喷射器在气田开发中利用高压气井的气抽带低压气井的气，使原来间歇生产的低压小产量气井提高产量，且投资和运营费用少，效果显著。喷射器在川南、川西南矿区推广使用，增产效果显著。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,（3）兴建增压站。80年代以后，四川气田先后在威远、兴隆场、付家庙、卧龙河等气田兴建了增压站。已建的增压站大体可分两种类型：在井场或集气站分散建设（如威远气田）；在净化装置前集中建较大型增压站（如卧龙河气田）。目前四川气田增压站使用的增压机组均为往复式，所配动力有电动机，也有天然气发动机。压缩机组主要是引进的橇装DPC整体式燃气发动机压缩机和部分国产机组。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,二、克拉2气田集输工艺 克拉2气田位于新疆塔里木盆地拜城县境内，处于雅丹地貌区，气田地质储量2840.86108m3，日产天然气3000104m3，产能规模居国内之首。气田内共有10口生产井，单井产量300104400104m3/d，最高可达700104m3/d。气田具有异常高压、高产、高温的特点，井口压力5458MPa，井口温度7085，天然气中不含H2S，但CO2含量为0.7，开采中期产出的气田水CI-含量为100667mg/L，腐蚀性极强。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,1.集气方案 克拉2气田呈长方形条状，含气面积不大，10口生产井沿气田东西轴线均匀布置，东西最远井间距约12km，南北最远井仅为1.5km。因此，集气干线宜尽量靠近单井敷设，从而采用单井集气流程。中央处理厂设于气田中部、气田内建东西两条集气干线的集气方案，各单井由集气支线就近接入干线，形成枝状集气管网，简捷顺畅。集气干线双管方案，一条干线发生事故，不影响另条干线正常供气；集气支线进入干线处设有阀井，一条支线发生事故，不影响其余支线及干线的正常供气，提高了集气管网供气的可靠性。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,2.气液混输 根据气田开发方案，在2011年以后，预计将出现地层水，全气田总产水量大约为1000m3/d。因此，2011年以后，井口若不设分离器分出游离水，集气管网中将出现较为明显的两相流。为了确定集气管网是采用气体单相输送还是气液混相输送，采用PIPESYS及ProFESTransient两相流专用软件进行了稳态及动态模拟。其中流型预测采用TaitelandDukler模型，持液量使用Eatonetal模型，压降计算使用Olimnas模型。通过计算，若采用单相输送，集气管网管径并不能缩小，因为输送压力只节省了0.04MPa，但却将增加大量的污水输送费用(或拉运或管输)，并且操作管理不便，因此选用混输工艺。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,3.水合物防止 在气田生产中前期，井口节流前流动压力58MPa，流动温度85，经节流至12.212.4MPa后，天然气温度为4748，输送至中央处理厂温度为45-46。在气田生产后期，井口天然气流动温度仍高达77左右，但井口保持定压开采，压力只有4.0MPa，井口不需节流，在井口几乎无温降。因集气管道距离短，到中央处理厂仍可达73左右，均远远高于相应压力下的天然气水合物形成温度。因此，在气田开采全过程中的正常工况下不会有水合物形成。但考虑到气井投产及管网停输等非正常工况下有可能形成水合物，在井口设有注醇接头，配备了移动式注醇车。同时为了应对井流物可能含蜡结垢的不确定性，也可通过注醇接头注人防蜡剂和阻垢剂。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,4.计量工艺 为了解各气井生产动态及向气藏管理者提供可靠依据，对每口气井的产气量、产液量应进行计量。由于采用了单井集气流程，对每口井均可实现连续计量。在克拉2气田开采的中前期(2011年以前)将不会出现气田水，井流物中液体含量极少，不设分离器直接采用孔板计量也可达到气藏管理要求的精度，同时简化了流程 当出现大量气田水后，则采用井口设分离器+孔板的计量方案。由于文丘里湿气不分离计量技术可以大幅度降低一次投资和操作费用，在国外已有多年的应用历史，所以克拉2气田选择1口井与孔板串联设置文丘里流量计，进行对比试验，为后期文丘里流量计不分离湿气计量积累经验。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,5.井场流程 克拉2气田井场装置的主要功能为节流降压和计量，设有水合物抑制剂、防蜡剂和阻垢剂的注人接口，还配备了外夹式测砂仪。采气树安装了地下及地面共三重安全紧急截断阀。井场无人职守，设有过程控制系统和ESD系统，由RTU实施数据监测与控制功能，并配备远程工业电视监视系统。井场装置工艺流程，见图。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,6.脱水脱烃工艺 井口的湿天然气，经过气液分离器处理，分离出游离水和凝析油后，经6路孔板计量分至各脱水脱烃装置。湿天然气从上部进入原料气预冷器，与自干气过滤分离器来的冷干气进行换热，被冷却至约25以下，原料天然气再经J-T阀作等焓膨胀，气压由9.7MPa降至约6.26MPa，温度降至约-20左右，气体中所含的水蒸汽和“重烃”将部分凝析出来，此时为防止水合物的生成，乙二醇贫液通过雾化喷头成雾状喷射入原料气预冷器的管板处。干气进入干气过滤分离器，进一步分离出夹带的少量的含醇液和凝析油，再进入原料气预冷器的壳程与原料天然气逆流换热，换热后的干气(约28，6.20 MPa)进入输气首站，增压至9.48MPa外输。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,克拉2气田脱水脱烃工艺流程图,克拉2气田脱水脱烃装置工艺运行中的核心控制点有:气液的初步分离、换热器的预冷、干气聚结器的使用。气液的初步分离，节流之前设置高压分离器将游离水分离，降低了注醇量，节省了操作费用。低温分离温度是实现干气输送应控制的核心点，通过换热器的预冷，充分利用了干气的冷量，有效的控制了天然气低温分离的温度。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,干气聚结器的使用：由于低温分离器的分离效率不能保证100%因此，从低温分离器出口出来的产品天然气将带有一定量的乙二醇和凝析油，尽管含量较小，但对天然气的烃露点影响极大。因此克拉2气田在低温分离器后紧接着设置了Pall公司生产的专利产品气/液聚结器，能脱除天然气中粒径大于0.13m的液雾，现场实际运行情况表明，在气/液聚结器前取样测得的水露点均比产品气水露点高2左右。,气田集输工艺,第六节 工程案例分析,