1注气系统工艺流程
一部分通过板G1库井场注采管线输往板G1库井场，后经注气汇管输至注气阀组分配并计量后注入板G1地下储气库；另一部分通过白6库、白8库井场注采管线输至白6库、白8库井场，后分别经白6库、白8库注气汇管，输至注气阀组分配并计量后再注入白6库、白8库注采井。注气压缩机入口设两级除尘过滤，使气体中粉尘粒径≤3μm，可保证压缩机入口气体的清洁。为减少压缩机出口天然气携带的润滑油对地层渗透率产生的不利影响，要求压缩机厂家保证在压缩机出口的天然气中润滑油含量不超过1mg/L。在注气压缩机房内建1套润滑油系统，包括1具气缸润滑油储罐、1具机身润滑油储罐、1台气缸润滑油泵和1台机身润滑油泵，分别为3台注气压缩机自带的气缸及发动机润滑油罐补充润滑油。
2采气系统工艺流程
（1）工艺主流程。在采气期，板G1库、白6库和白8库井场断块地层中储存的天然气由注采井采出，各注采井产出流物经油嘴节流后，通过单井计量橇进行计量，所有注采井产出流物汇合后进生产分离器进行三相分离、计量，并进入露点控制装置系统和乙二醇再生系统进行处理，脱去气中的水，形成干气，同时乙二醇再生重复利用。（2）露点控制装置系统。板G1库、白6库和白8库井场所有注采井产出流物进露点控制装置，经生产分离器进行三相分离，分出的凝析油和水分别计量后进凝液管线。生产分离器分出的天然气，经管道过滤器过滤后，进入预冷器冷却至25℃，在甘醇雾化器中与乙二醇混合后进换热器与低温分离器分出的天然气换冷后，节流至-10℃进低温分离器。低温分离器分出的气相经聚结过滤器进一步净化后，进天然气换热器复热后经过计量外输至大港分输站。低温分离器底部设加热盘管，分离出的凝液去凝液管线，富乙二醇水溶液去乙二醇再生系统再生。（3）乙二醇再生系统。根据露点控制要求，计算露点控制装置乙二醇防冻剂注入量为400kg/h。乙二醇低温分离出来富乙二醇节流至0.6MPa，经过滤器过滤后，先与乙二醇再生塔塔顶水蒸气换热至50℃，然后进闪蒸分离器，分出的低压气进放空系统，分出的液体与塔底乙二醇贫液换热至95℃后进乙二醇再生塔。再生塔塔底操作温度120℃，采用导热油供热。再生塔塔底乙二醇贫液经贫液冷却器冷却至75℃后，由乙二醇注入泵提升，经甘醇雾化器雾化后，注入到预冷器后的气相中循环使用。
3辅助系统
（1）甲醇注入系统。甲醇主要注入到预冷器前、后原料气及管壳式换热器前原料气注、采管线收球筒气相出口中，防止原料气在低温状态下冻堵管线。（2）仪表风及制氮系统。仪表风系统主要为露点控制装置、注气装置气动仪表、阀门提供气源，注气压缩机配套的电机提供正压通风用于压缩空气。氮气系统主要为露点控制装置、注气装置及其他配套装置提供置换气。仪表风系统包括空气压缩机2台、干燥橇2台、制氮机2台、仪表风储罐和氮气储罐各1具。（3）排放系统。集注站内主要工艺设备的排污均排入闭式排放罐，当闭式排放罐达到一定液位后，利用闭式排放罐输液泵将罐内污水与污油增压后输至白一站进行处理。该站设计闭式排放系统，建1具闭式排放罐（PN1.6MPa，d=2000mm×6000mm）；2台闭式排放罐输液泵，单台排量10m3/h，扬程180m。（4）燃料气系统。集注站设置燃气调压橇，主要为600kW热媒加热系统、燃气发电机、燃气采暖炉、放空筒点火提供燃料气。燃料气采用干气，带流量计量装置。燃料气经燃气调压阀橇调压至0.4MPa后供给各用户，经燃气调压橇二级调压至0.25MPa后供燃气发电机使用。（5）热媒加热系统。热媒加热系统主要为生产分离器、低温分离器、闭式排放罐及乙二醇再生装置提供热负荷，总净热负荷约为530kW。本工程设置1套600kW的热媒加热系统为工艺装置供热。（6）放空系统。集注站建1套放空系统，带点火功能。在事故状态下将井口和分输站出站紧急切断阀切断，将集注站、井场至集注站管道、集注站至分输站管道的压力在15min时间内降至0.7MPa，最大放空量为93.2×104m3/d。本工程放空系统设计放空量为96×104m3/d，包括1具放空筒和1具放空分液罐。
4结论
（1）板南储气库集注站利用天然气注气压缩机组，经过三级压缩压力降至11～30MPa（根据地层压力变化），通过空冷器冷却至65℃后，注入储气库板G1库、白6库和白8库井场注采井内。（2）板南储气库板G1库、白6库和白8库井场地层中储存的天然气由注采井采出后，经生产分离器进行三相分离并计量，通过露点控制装置脱去气中的水，形成干气，同时乙二醇再生重复利用。（3）板南储气库注采工艺简单易于操作、方便管理、经济性好，可以推广利用。
作者：张辉 蔡维国 王东军 张红勤 单位：中国石油大港油田分公司
