一延113-延133氣田集輸壓力系統(tǒng)優(yōu)化

劉海燕, 呂 超

(中國石化石油工程設(shè)計有限公司 工藝配管所,山東 東營 257000)

一延113-延133氣田集輸壓力系統(tǒng)優(yōu)化

劉海燕, 呂 超

(中國石化石油工程設(shè)計有限公司 工藝配管所,山東 東營 257000)

氣田集輸壓力系統(tǒng)的確定是一個多約束條件的總體優(yōu)化問題,需要考慮的因素較多。通過對延113-延133井區(qū)氣藏特性、外輸用戶壓力等諸多因素的分析,綜合考慮建設(shè)成本、運行成本、能耗及流程適應(yīng)性,對其壓力系統(tǒng)予以對比優(yōu)化,說明延113-延133氣田集輸壓力系統(tǒng)的確定思路及方法。

氣田;集輸管徑及壓力;優(yōu)化

1 概 述

延113-延133氣田是典型的低孔、低滲、低豐度天然氣氣藏,開發(fā)建設(shè)難度大。此外,單井產(chǎn)量低、壓力遞減快,穩(wěn)產(chǎn)能力差。穩(wěn)產(chǎn)期內(nèi),單口直井平均產(chǎn)量為2.4×104m3/d,單口水平井平均產(chǎn)量為4.5×104m3/d,單井產(chǎn)能預(yù)測表見表1。開井后壓力短期內(nèi)(12～18個月)下降到3.5 MPa以下,直井、水平井的壓力遞減預(yù)測見表2。單井產(chǎn)能下降趨勢見圖1和2,井底流壓預(yù)測曲線見圖3和4。

表1 單井產(chǎn)能預(yù)測

表2 直井、水平井壓力遞減預(yù)測

圖1 直井單井產(chǎn)能下降趨勢曲線

圖2 水平井單井產(chǎn)能下降趨勢曲線

圖3 直井井底流壓預(yù)測曲線

2 總體布局

根據(jù)氣田開發(fā)方案,井區(qū)井場48座,氣井306口,以氣井就近接入集輸系統(tǒng)為基本原則,以優(yōu)化集輸系統(tǒng)為主要目的,兼顧當(dāng)?shù)氐匦?并綜合考慮業(yè)主對集氣站總量的要求,延113-延133氣田共建設(shè)7座集氣站,1座清管站,1座處理廠(含1座集氣站),井場-集氣站的采氣管線,集氣站-集氣站-處理廠的集氣管線,處理廠-蟠龍清管站的外輸聯(lián)絡(luò)線(蟠龍清管站不在本工程設(shè)計范圍內(nèi)),氣田總體布局圖見圖5。

圖4 水平井井底流壓預(yù)測曲線

圖5 氣田總體布局

采氣管線采用井場串接或單井場直接進(jìn)集氣站的方式,各集氣站出口天然氣通過集輸管線輸送至處理廠,氣田工程系統(tǒng)框圖見圖6。

圖6 氣田工程系統(tǒng)框圖

3 壓力系統(tǒng)優(yōu)化

氣田初期生產(chǎn)壓力高達(dá)22 MPa,但壓力下降快,大部分時間處于低壓生產(chǎn)狀態(tài),傳統(tǒng)高壓流程不能滿足地面建設(shè)的需要,需采用中低壓集輸工藝。由于處理廠的外輸壓力不能低于6.2 MPa,若采用處理廠集中增壓(一地增壓),需把天然氣壓力從0.1～0.2 MPa(井口的廢棄壓力高于1.5 MPa)增壓到6.2 MPa,現(xiàn)有的技術(shù)裝備條件難以實現(xiàn),系統(tǒng)選用兩地增壓方式。一地增壓為處理廠,另一地增壓為集氣站。

合理的壓力系統(tǒng)構(gòu)成、增壓工藝、壓比分配,對降低延113-延133氣田的建設(shè)成本,提高開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益,具有非常重要的意義。因此,按照集氣站分散增壓的布站模式,對延113-延133氣田的壓力系統(tǒng)(見圖6)進(jìn)行優(yōu)化。

延113-延133氣田與下游用戶的交接壓力為5.72 MPa,根據(jù)輸氣量,優(yōu)選外輸聯(lián)絡(luò)線的管徑,反算出集輸系統(tǒng)終端——處理廠外輸壓力p3為6.2 MPa,因此,本工程系統(tǒng)中壓力確定的關(guān)鍵點為氣井的生產(chǎn)壓力p1、集氣站外輸壓力p2。

3.1 集氣站外輸壓力p2的確定

依據(jù)處理廠壓縮機(jī)的單級壓縮比不宜大于3,及業(yè)主對處理廠燃驅(qū)壓縮機(jī)臺數(shù)的要求(2用1備),綜合考慮燃?xì)怛?qū)動機(jī)的單機(jī)最大功率的限制,取處理廠壓縮機(jī)的入口壓力為3.5 MPa。

分別取集氣站最高出站壓力為4.5 MPa(方案1-1)、4.2 MPa(方案1-2)和4.0 MPa(方案1-3)3種方案進(jìn)行對比。從延113-延133的總體效益出發(fā),綜合對比投資、運行費用、能耗。3種方案計算出集輸管線的管徑見圖7～9,3種方案的費用現(xiàn)值曲線圖見圖10。

圖7 方案1-1(最大集輸管徑DN400)

圖8 方案1-2(最大集輸管徑DN500)

圖9 方案1-3(最大集輸管徑DN600)

圖10 3個方案費用現(xiàn)值變化曲線(氣價1.2元/m3)

從圖10得出,三個方案中最大集輸管線管徑為DN500 mm時費用現(xiàn)值最低,因此推薦方案1-2:最大集輸管徑DN500 mm,各集氣站出口壓力p2最高為4.2 MPa。

3.2 井口壓力p1的確定

中、低壓集氣工藝常用的控制井口壓力的方法主要是井下節(jié)流,井下節(jié)流工藝能充分利用地層熱能,防止井筒水合物生成,提高氣井?dāng)y液能力。因此,本氣田確定采用井下節(jié)流方式進(jìn)行節(jié)流降壓[1-2]。

方案2-1(低壓集氣工藝):為一次性節(jié)流至某一壓力,使在該點的水合物生成溫度低于環(huán)境溫度,管線不加熱、不注醇,徹底簡化流程。方案2-2(中壓集氣工藝):為井下節(jié)流至某一壓力,在氣田開發(fā)初期,到達(dá)處理廠的壓力滿足外輸要求,不需要增壓。

按照延113-延133井區(qū)天然氣氣質(zhì)組分及壓力,模擬計算水合物生成溫度見表3。

方案2-1:表3數(shù)據(jù)表明,把井口天然氣壓力節(jié)流至2 MPa時,能保證冬季采氣管道埋地處溫度(3 ℃)時無水合物生成;夏季節(jié)流至5 MPa以下,采氣管線埋地溫度(10 ℃)是無水合物生成?？蓮氐缀喕诹鞒碳八衔锓乐未胧?采氣管線設(shè)計壓力為5.5 MPa,但集氣站需提前1.5 a建設(shè)增壓設(shè)施。

方案2-2:按照處理廠的出站壓力6.2 MPa反算,集氣站最高出口壓力為6.2～6.8 MPa,井口天然氣壓力節(jié)流至6.3～7.0 MPa,采氣管線設(shè)計壓力為8.0 MPa。井口天然氣水合物的生成溫度為10.5 ℃,在夏季時,地溫高于水合物形成溫度,可以不考慮不考慮水合物的防止措施,但在冬季需考慮。

經(jīng)過對20 a運行期的投資運行費用現(xiàn)值(表4)比較可知,采用方案2-1雖然提前1.5 a建設(shè)集氣站增壓設(shè)施、增加了部分運行費用,但是投資有大幅降低,綜合投資及能耗低[3]。因此,最終確定采用方案2-1(低壓集氣工藝):井口壓力p1采用井下節(jié)流至某一壓力,使在該點的水合物生成溫度低于環(huán)境溫度,管線不加熱、不注醇,徹底簡化流程。

表3 水合物生成溫度

表4 中、低壓集輸工藝投資運行費用現(xiàn)值對比

4 結(jié) 論

(1)通過對延113-延133氣田集輸壓力系統(tǒng)的優(yōu)化,采用低壓集氣工藝。氣田開發(fā)前1.5 a,夏季工況時井下節(jié)流至井口壓力為3.6～4.8 MPa,冬季工況時井下節(jié)流至井口壓力1.1～2 MPa,保證采氣管線內(nèi)不產(chǎn)生水合物。集氣站站內(nèi)設(shè)壓縮機(jī),夏季工況時,壓縮機(jī)不運行;冬季工況時,壓縮運行增壓至3.5～4.5 MPa后進(jìn)入集氣干線,處理廠入口壓力為3.5 MPa。

(2)氣田開發(fā)1.5 a以后,井底流壓降至3.5 MPa,井下節(jié)流至1.1～2 MPa,集氣站入口壓力為1～1.5 MPa,采氣管線內(nèi)全年不產(chǎn)生水合物,井場不需要注醇。集氣站壓縮機(jī)將天然氣增壓至3.5～4.5 MPa管輸至天然氣處理廠,處理廠入口壓力為3.5 MPa。

[1] 劉煒,王登海,楊光,等.蘇里格氣田天然氣集輸工藝技術(shù)優(yōu)化創(chuàng)新[J].天然氣工業(yè),2007,27(5):139-141.

[2] 楊光,劉煒,王登海,等.蘇里格氣田布站模式及壓力系統(tǒng)研究[J].石油規(guī)劃設(shè)計,2009,20(4):26-28.

[3] 王春瑤,劉 穎.氣田集輸工藝的選擇[J].天然氣與石油,2006,24(5):25-27.

[責(zé)任編輯] 辛艷萍

2014-12-21

劉海燕(1982—)，女，山東蒼山人，中國石化石油工程設(shè)計有限公司工藝配管所工程師，主要從事油氣儲運工程工藝設(shè)計研究。

10.3969/j.issn.1673-5935.2015.01.011

TE866

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