靖边气田位于陕西内蒙的交界处,是天然气的主要产区之一。经过长期的开发,气藏资源和地层能量迅速衰竭,多数气井均存在间歇生产等问题。如何改进生产工艺,保证靖边气田稳定生产,为经济发展提供可靠的能源保障,成为目前首要解决的问题。本文以陕北某气田地面工艺设备为研究对象进行地面工艺优化研究。在现场调研的基础上,利用神经网络搭建甲醇注入量预测模型,采用Pipe Flow Expert软件对管线甲醇流量分配情况进行研究,提出了具有可行性的改进方案。根据集气站的实际运行情况,分析了天然气节流加热的必要性,评价了分离器的运行情况,进而提出了相应的解决方案。通过室内实验,研究了凝析油单组成对三甘醇（Triethylene Glycol Anhydrous,TEG）溶液的作用规律,并利用神经网络搭建预测模型。最后,根据研究结果开发出天然气凝析油分析预测软件。具体研究结果包括:（1）在搭建甲醇注入量预测模型时,模型在验证阶段与测试阶段的输出值与期望值之间的决定系数分别为0.9977和0.9959,表明输出值与期望值有较高的关联度,即神经网络模型可以对甲醇的加注量进行较为准确的预测。（2）靖99-67H2、靖98-66、G7-4、G4-2和靖79-01井存在超注现象,其甲醇总超注量约为57.58L/h,而靖99-66、靖99-65、靖99-66H2、靖98-65、靖88-7H1、靖88-7和靖79-03井则存在欠注现象,其甲醇总欠注量达24.57L/h。当采用改变排量和改变连接模式的方法时,仍无法达到按需注醇的目的。最后,设计研发了流量分配装置,并在现场进行了测试且效果良好。（3）对新北5站而言,当天然气节流后的压力降到3.0 MPa、2.0 MPa和1.0 MPa时,天然气的温度比水烃混合物的临界温度低4.908℃、7.255℃和6.863℃,因此需要采取加热的方式来防止天然气水合物的生成。对乌2站而言,当天然气节流后的压力降到5.2 MPa和4.2 MPa时,天然气的温度比形成水烃混合物的临界温度高3.586℃和0.164℃,不需进行加热处理。当压力降低到3.2 MPa和2.2 MPa时,天然气的温度比形成水烃混合物的临界温度低3.167℃和5.836℃,需要进行加热处理。（4）对于新北5站和乌2站而言,气液分离器在满足分离要求的情况下（固体颗粒粒径为4μm）,其天然气最大处理能力低于规定处理能力,因此建议更换卧式高效聚结分离器来对现场进行改造。（5）通过室内实验,研究了不同凝析油组分对TEG溶液的作用规律,并通过方差分析研究了不同凝析油组分的影响大小。对于TEG溶液吸收能力来说,影响大小排序为:n-C₅>C₉>C₈>C₁₀>i-C₅>C₆>C₇;对于TEG溶液解吸能力来说,C₉的影响不显著,其影响大小排序为:i-C₅>n-C₅>C₆>C₈>C₁₀>C₇;对于TEG溶液起泡能力来说,其影响大小排序为:C₉>C₇>C₁₀>n-C₅>i-C₅>C₈;对于TEG溶液消泡能力来说,其影响大小排序为:C₁₀>C₇>n-C₅>C₆>C₉>i-C₅>C₈。（6）在搭建凝析油影响能力预测模型时,采用模糊神经网络对实验数进行训练,其模型均能满足均方差小于0.001的实验精度要求。在验证阶段,模型的输出值与期望值之间的决定系数分别为0.9961、0.9938、0.9962和0.9951。在测试阶段,模型的输出值与期望值之间的决定系数分别为0.9983、0.9943、0.9920和0.9923,表明输出值与期望值有较高的关联度,即神经网络模型可以对凝析油的影响能力进行较为准确的预测。（7）根据实验研究方法,开发出天然气凝析油分析预测软件,该软件具有凝析油影响能力的预测、方差分析以及数据管理的功能,供技术人员参考。