3气田集输处理新工艺的应用
3.1高压集气工艺
由于气田所在山区地形起伏较大，玛河气田采用“气井－集气站－处理站”的二级布站方式，将采气管道和集气管道的压降控制在0.2～0.6MPa之间，利于气井的生产；避免了因为单井采气管道的温降和压降过大、采气管道内形成较大的断塞流后对集气处理站内的计量分离器和生产分离器形成较大的冲击，造成分离器液位上下急剧波动，同时也降低了集气区的工程投资；
根据玛河气藏的特点，单井集气采用高压集气－加热节流－轮换计量工艺，高压天然气、凝析油、采出水全密闭混合输送工艺，充分利用井口的压力和温度来防止管道中水合物的形成，避免了含油污水分散处理问题；同时提高了气井生产的适应性和稳定生产的年限。
单井采用高压集气工艺，简化了井口设备，可实现井口无人值守，降低了工程投资。高压集气工艺的首次应用，使得玛河气田集输工艺处于国内气田的领先水平。
3.2高压集气计量分离器和凝析油取样器的应用
高压集气计量分离器选用油、气、水三相分离器。单井来的天然气、凝析油和水的混合物进入高效三相分离器，天然气在分离器的入口经聚结丝网后进入分离器内部，在气体重力分离区内脱出粒径100μm以上的液滴，再经气包捕沫网除液后经气出口流出三相分离器；分离器采用波纹防浪板抑制来液的波动对沿流向后部区域的影响，凝析油通过溢流板进入油室经油出口流出三相分离器，污水进入水室经水出口流出三相分离器。
计量分离器对油、气和采出水分别计量，实现对天然气、凝析油和采出水的连续计量；天然气的计量采用旋进旋涡流量计，凝析油的计量采用涡街流量计，预留采出水流量计的接口。
为了避免在气田开发初期气井产水量小的情况下，无法实现水相的连续计量，在凝析油排液管道上设置含水取样分析仪检测含水率，通过计算取得气井产水量资料。在开发后期气井产水量较大的情况下，增设水相的连续计量仪表。
凝析油取样器采用自动化控制设备进行监控操作，可全自动完成取样预充、样品采样、取样放空等操作，操作员只需在现场的计算机触摸屏上点击，就可实现取样器的操作。
凝析油取样器有流量比例及时间比例两种取样模式，流量比例模式由流量计输出或其他电子启动源控制，能很好的适用在凝析油的单井计量取样中。取样器最大限度的杜绝了人为输入的干预，控制器完全由操作计算机进行控制，在自动状态下，取样器的指令均由操作计算机发出，控制取样器自动完成预充、取样、卸压的过程，用户的工作只需打开或关闭引液阀及预充截止阀，并且整个的操作过程操作计算机可提供图形化的提示、指导和报警，系统默认选择的时间比例取样间隔有：0.5秒、1秒、2秒、5秒、10秒等档，均为图形化的选择界面，用户只需点击相应的位置即可完成设置。 3.3段塞流捕集器的应用
段塞流捕集器作为长距离混输管道的终端设备，其主要功能是：有效捕集和分离管道输送气相中的液体，消除对后续处理设备的冲击，保证凝析油稳定设备平稳操作。结合输送气量、输气压力、混输管道直径、长度、管道持液量，选择收球筒及段塞流捕集器的规格。
段塞流捕集器采用卧式双筒结构，上筒是聚结旋流分离、下筒是缓冲储液，在断续来液过程中液体直接进入下筒，携液气体经过聚结器进行旋流分离，保证了分离效果和缓冲容积。单节分离筒的直径为1200mm，长度为5880mm，大大缩短了段塞流捕集器的长度，节约设备的占地面积。
断塞流捕集器可进行有效的气、液两相分离，分离固体粒度≥20μm，分离液体粒度≥100μm，设备的压力降控制在0.02MPa以内。
在段塞流捕集器下筒设计了远传和就地液位计口、正常排液口和紧急排液口，液位设定值与正常排液出口管道上的气动控制阀进行连锁，控制容器内的液位至正常液位；在段塞流捕集器上筒设置了高液位开关口，当正常排液出口管道上的气动控制阀全开、容器内的液位仍持续上升，达到高液位开关时报警并打开紧急排液出口管道上的气动开关阀，向下游设备和管道紧急排液，当液位降至低液位时关闭气动开关阀，从而保证设备安全运行。事故状态下，可以利用生产分离器对断塞流捕集器出口的天然气进行二次除液分离，同时防止断塞流捕集器凝
析油溢顶后对气气换热器的冲击。
玛河气田的段塞流捕集器是新疆油气田的首次应用，从工程投产至今的运行情况来看，设备有效的解决了集气管道正常运行和清管时大量段塞液对凝析油稳定装置的冲击。 3.4简化天然气处理工艺
1) 天然气处理采用JT阀制冷的简捷流程，进行节流制冷、脱烃脱水，充分利用了井口压力能，不用或少用转动设备，可达到较高的制冷深度，满足外输天然气烃水露点的要求，并回收天然气中的凝析油；此对适应气体组分变化具有一定的灵活性，易于控制操作参数，运行平稳可靠，可以实现自动控制。
2）段塞流捕集器分离出的天然气进生产分离器进行二次分离，气相经高压涡街流量计计量，流量信号同设置在流量计后的流量调节阀连锁，控制进装置天然气流量，防止发生偏流现象。
3）气气换热器采用绕管式换热器，提高换热效率，充分回收低温位冷量。缠绕式换热器，在芯筒与外筒之间的空间内将换热管螺旋线形状交替缠绕而成，相邻两层螺旋状换热管的螺旋方向相反，以提高换热系数，并且采用一定间距、一定形状的定距件使之保持一定的间距。 3.5凝析油采用多级闪蒸稳定处理工艺
1）凝析油稳定采用多级闪蒸、低压提馏方案，提高稳定脱气的深度；凝析油一级闪蒸的富气利用其压力能输往低温分离器的入口，从而达到节约能量的目的，二级闪蒸的富气和凝析油稳定塔顶的不凝气输往富气压缩机增压后外输。 2）凝析油采用二次脱水工艺，一级闪蒸分离器和二级闪蒸分离器均为三相分离器；一级闪蒸时进行一级重力沉降脱水，然后经过加药和换热后，二级闪蒸分离器内进行稳定的同时实现热化学沉降脱水，使凝析油含水量达到低于0.5%的合格标准，使凝析油稳定塔不发生析盐并减少腐蚀。
3）低温分离器分离出的凝液进轻烃－导热油换热器加热至30℃后进液烃分离器进行油、气、水三相分离。分离出的乙二醇水溶液去乙二醇再生系统将乙二醇提浓后循环使用，避免了将凝析油中的采出水直接带入轻烃分离器、从而造成再生乙二醇中矿化度持续增高的情况，有效的解决乙二醇管线的腐蚀问题。
4）压缩机进出口分离器底部分离出的液体采用凝析油闪蒸稳定器进行稳定；容器内部采用旋流分离元件、丝网除沫元件、油水分离元件、规整填料元件、加热盘管元件等多种元件，达到气液分离，轻烃稳定，油水分离的目的。
5）玛河气田的凝析油多级闪蒸稳定工艺是新疆油气田的首次应用，从工程投产至今的运行情况来看，实现了两段脱水，使凝析油含水量达到低于0.5%的合格标准，避免了凝析油稳定塔发生析盐的情况。 3.6旋流低温分离器的应用
1）低温分离器采用卧式分腔控制分离结构，携液来气首先进入分离器入口处的丝网聚结器，在分离器上分别设计了1/3，2/3流量的旋流分气室，根据气量大小通过阀门控制进入分气室，保证了气体的最大抗波动性(20～150×104Nm3/d)。 2）容器设计了液位计口、高液位开关口和安全阀口，从而保证了设备安全运行。 3）低温分离器可进行有效的气、液两相分离，分离固体粒度≥20μm，分离液体粒度≥100μm，设备的压力降控制在0.02MPa以内；该设备的应用有效的解决了由于气液分离效果差而造成的外输气烃水露点不合格的问题。 3.7火炬自动点火
集气站和天然气处理站放空火炬采用高空点火技术，可以实现就地手动－远程手动－全自动点火，便于生产管理，保障安全生产。
火炬控制系统和火焰探测器始平时处于自动监控状态，当火炬检测点监测到火炬管网有排放气时(压力或流量等多点检测)，控制系统指令点火系统开始工作，同时，指令燃料气(引火气源)管线上的电磁阀打开，点火器点燃并引燃长明灯和火炬。防爆火焰探测器把火焰探测信号反馈到控制系统，延时指令点火系统关闭，燃料气关闭，关闭长明灯。当火炬因意外原因突然熄灭时，系统报警并自动恢复点火。
高压放空火炬支撑采用钢结构支撑塔架，并设休息平台及火炬头检修平台。 3.8凝析油密闭装车工艺
稳定凝析油装车采用密闭式气动汽车液下装油鹤管系浸没式装车鹤管，可实现密闭装车。装车泵房来的稳定凝析油经自动伸缩鹤管进入罐车内进行液下装
车，挥发出的可燃气体通过鹤管集气管将装车时产生的油气集中排放，不仅避免了环境污染，还为进一步实现油气回收提供了便利条件。 3.9制氮装置的应用
天然气处理站内设空分制氮装置1套，制氮装置制氮量为80m3/h，氮气纯度99.99%，主要用于装置检修期间的氮气置换及有机热载体装置氮封、氮扑系统。
PSA空分制氮装置主要由空气缓冲罐、氧氮分离系统、氮气缓冲罐、排气消音器、检测仪器仪表、控制系统组成。氧氮分离装置设碳分子筛的吸附器A和B两个。当洁净的压缩空气进入吸附器A的入口端经碳分子筛向出口端流动时，O2、CO2和H2O被吸附,产品N2由吸附器出口流出。 经一段时间后，吸附器A内的碳分子筛吸附饱和, 切换压缩空气流入吸附器B内进行吸O2产N2，同时对吸附器A内的碳分子筛进行降压解吸再生。
制氮装置与常规流程不同之处及技术特点如下：
1）采用上部进气、中部排气的方式，使吸附塔上部的气流方向总是向下的，故分子筛无需再受向下的外力（无需压紧装置），解决或避免了压紧机构的行程限制及其自身的可靠性（机械故障）等问题，使设备更加可靠；
2）吸附、均压和解吸处于相对静态，使分子筛损耗率降低，解决了分子筛从上部喷出或窜动以及由此引起粉化的问题。
3）由于吸附塔内气体纯度呈梯度分布，采用不等势均压方式，回收了塔内较高纯度的氮气，从而大大提高了氮气回收率，降低了能耗(节能达10～30%)。 3.10自控工艺
1) 整个气田各系统间的数据传输以及电视图像传输均采用光纤通信方式。天然气处理站DCS系统预留通讯接口，可通过光缆传输方式将气田生产数据上传至作业区局域网或气田数据中心，实现气田数据的网络发布及数据分析。 2) 在每口气井分别设远程终端RTU及现场仪表，RTU信号通过气井—集气站-天然气处理站间光缆接入集气站DCS系统和天然气处理站DCS系统。RTU具备实时采集、存储、读取数据和控制功能，能独立完成工作，保证在系统通讯等原因失控时能正常运行。可接受集气站或天然气处理站DCS系统发出的控制指令，对井口紧急切断阀进行控制，也可在通过紧急切断阀自带控制箱就地对井口紧急