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    延長氣田集輸工藝探索與實(shí)踐

    2019-10-14 09:04:24王曉光
    油氣田地面工程 2019年9期
    關(guān)鍵詞:集氣集氣站集輸

    王曉光

    中國石化石油工程設(shè)計(jì)有限公司

    延長氣田地處鄂爾多斯盆地,天然氣資源十分豐富。根據(jù)延長氣田儲藏特點(diǎn),所轄氣井為致密巖性氣藏,單砂體面積小,儲層之間連通性極差,地質(zhì)情況復(fù)雜,非均質(zhì)性強(qiáng),有效儲層難以預(yù)測,具有低孔、低滲、低產(chǎn)、低豐度、井口壓力衰減快的特點(diǎn)[1]。

    近年來,志丹縣區(qū)域上古生界探明天然氣地質(zhì)儲量約500×108m3,志丹現(xiàn)有井位坐標(biāo)136口,延長氣田志丹LNG廠已先期開始建設(shè),一期建設(shè)規(guī)模20×104t/a,二期建設(shè)規(guī)模40×104t/a。

    天然氣開發(fā)過程中科學(xué)合理的集輸工藝流程選擇至關(guān)重要。首先,要將氣井流體壓力進(jìn)行合理利用,同時(shí)在具體操作過程中,適當(dāng)?shù)靥岣呒斚到y(tǒng)的整體壓力,選擇合適的集輸半徑減少中間接轉(zhuǎn),最大程度降低集輸能耗,提高天然氣輸送的經(jīng)濟(jì)效益;其次,天然氣集輸工藝的選擇需要在充分分析天然氣輸送環(huán)境的基礎(chǔ)下進(jìn)行,最大程度優(yōu)化簡化工藝流程,從而提高天然氣集輸過程中設(shè)備的使用效率,降低工程投資及運(yùn)維成本。

    志丹雙河地面工程新建天然氣產(chǎn)能5×108m3/a,可確保志丹LNG項(xiàng)目正常生產(chǎn)用氣需要,預(yù)計(jì)開發(fā)氣井100口,井場50座,建設(shè)集氣站3座,天然氣凈化廠1座,生活點(diǎn)1座。通過高、中、低壓三種集氣方案進(jìn)行比選,選擇合理的集輸工藝。

    1 氣質(zhì)組分及特性

    1.1 原料氣組分

    根據(jù)目前已有的試氣數(shù)據(jù),氣田地面天然氣組分中甲烷含量總體較高,乙烷以上組分含量較低,各層產(chǎn)出氣體中均含有部分CO2(1%~10%體積分?jǐn)?shù)),部分層位含H2S,平均含量小于1 000 mg/m3,取加權(quán)平均后的天然氣組分見表1。

    氣源組分中含水量較小,CO2含量高于天然氣技術(shù)指標(biāo)要求,達(dá)到國家二類用氣CO2<3%的標(biāo)準(zhǔn),且含有H2S,因此,氣田將天然氣外輸至用戶前需進(jìn)行脫硫、脫碳凈化。

    表1 原料氣組分Tab.1 Raw gas components 體積分?jǐn)?shù)

    表2 天然氣物性參數(shù)(標(biāo)況)Tab.2 Physical parameters of natural gas(under standard conditions)

    1.2 天然氣性質(zhì)

    天然氣物性見表2。

    井口天然氣在不同壓力下水合物形成溫度關(guān)系如圖1所示。

    圖1 水合物形成溫度與壓力關(guān)系Fig.1 Relationship between hydrate formation temperature and pressure

    2 地面工程開發(fā)方案

    當(dāng)前,已完鉆氣井井深多在3 000~4 000 m,關(guān)井壓力在25~35 MPa,油壓小于25 MPa。無阻流量相差較大,部分高產(chǎn)井無阻流量每天可達(dá)數(shù)十萬立方米,最高的無阻流量可達(dá)56.83×104m3/d(0℃,1 atm)。

    根據(jù)目前試氣情況,選擇氣藏情況較好的區(qū)塊進(jìn)行開發(fā),在區(qū)塊內(nèi)布置集氣站3座,每座集氣站設(shè)計(jì)規(guī)模50×104m3/d,下游建設(shè)天然氣凈化廠1座,建設(shè)規(guī)模150×104m3/d(合5×108m3/a)(圖2)。按單井配產(chǎn)1.5×104m3/d(0℃,1 atm)進(jìn)行設(shè)計(jì)[2],每座井場按包含2口采氣井考慮。從單井匯集的天然氣在集氣站簡單處理后經(jīng)集氣管線輸至凈化廠,在凈化廠內(nèi)對天然氣進(jìn)行脫硫、脫碳、脫水處理,凈化氣外輸至用戶,凈化廠內(nèi)脫除的硫化氫進(jìn)行硫磺回收處理。根據(jù)鄰近區(qū)塊開發(fā)方案,集輸半徑超過10 km的偏遠(yuǎn)氣井不建議接入本集輸系統(tǒng),可考慮在井場設(shè)置橇裝化CNG裝置解決邊遠(yuǎn)井開發(fā)問題,此處不做贅述。

    圖2 地面工程開發(fā)方案示意圖Fig.2 Schematic diagram of surface engineering development scheme

    結(jié)合已有氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn),同時(shí)考慮滾動開發(fā)需要,地面工程集氣管網(wǎng)采用輻射狀枝狀組合式流程。

    3 天然氣集輸方案

    由于氣田開發(fā)初期和末期介質(zhì)壓力溫度會發(fā)生變化,充分利用地層壓力和溫度,將天然氣集輸方案分為高壓集氣、中壓集氣和低壓集氣三種方案進(jìn)行闡述,各方案描述如下。

    3.1 方案一:高壓集氣

    開發(fā)初期,單井壓力為高壓,單井管線在井口不節(jié)流,高壓天然氣(20~30 MPa) 經(jīng)單井管線直接進(jìn)入集氣站,集氣站內(nèi)設(shè)水套式加熱爐加熱,加熱后高壓天然氣經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流至5.8~6.3 MPa,溫度降至0℃左右進(jìn)入生產(chǎn)分離器,分離出天然氣中游離水后進(jìn)入集氣管線。

    站內(nèi)設(shè)單井注醇泵,通過敷設(shè)集氣站至單井間的注醇管線向井底注醇,防止單井管線在輸送過程中產(chǎn)生水合物堵塞管線。氣體在20~30 MPa壓力下形成水合物的溫度約為20~25℃,為防止產(chǎn)生水合物,需向井筒內(nèi)注醇。每口氣井敷設(shè)2條高壓管線至集氣站,1條采氣管線(設(shè)計(jì)壓力35 MPa),1條注醇管線(設(shè)計(jì)壓力35 MPa)。流程示意圖如圖3所示。

    圖3 高壓集氣工藝流程Fig.3 High-pressure gas gathering process

    經(jīng)各集氣站分液后的天然氣匯入集氣管線,最終進(jìn)入凈化廠,在凈化廠內(nèi)進(jìn)行脫硫、脫碳、脫水處理,達(dá)到二類氣指標(biāo)后外輸至用戶[3]。在集輸過程中充分利用地層壓力,不設(shè)壓縮機(jī)增壓。高壓集氣單井井口設(shè)微差壓流量計(jì)以滿足生產(chǎn)運(yùn)行需要。

    氣田開發(fā)中后期,隨著開發(fā)的持續(xù),井口壓力逐年遞減,氣井壓力已不能滿足天然氣輸氣壓力要求。井下將放置節(jié)流氣嘴,將井口壓力節(jié)流至1.5~2 MPa[4],集氣站內(nèi)將擴(kuò)建壓縮機(jī),經(jīng)壓縮機(jī)增壓后保證外輸天然氣壓力要求,單井管線將不注醇,集氣管線通過站內(nèi)注醇,保證干線輸氣過程中不產(chǎn)生水合物[5]。高壓集氣采氣站流程如圖4所示。

    圖4 高壓集氣集氣站流程Fig.4 High-pressure gas gathering station process

    3.2 方案二:中壓集氣

    中壓集氣工藝主要特點(diǎn)是利用井底部分熱能和部分壓能降低采氣管線壓力,提高管線運(yùn)行安全性。氣田開發(fā)初期,氣井在井下節(jié)流至6.0~7.0 MPa左右,天然氣在井筒內(nèi)節(jié)流后可充分利用地層溫度,在井筒內(nèi)不會生成水合物。井場采用“枝上枝”形式進(jìn)站[6]。天然氣通過中壓采氣管線輸往集氣站分離計(jì)量后,經(jīng)集氣管線輸至凈化廠,工藝流程如圖5所示。

    圖5 中壓集氣集氣站工藝流程Fig.5 Medium-pressure gas gathering station process

    采用中壓集氣工藝生產(chǎn)井采氣管道的設(shè)計(jì)壓力確定為8.0 MPa,注醇管線的設(shè)計(jì)壓力按照35 MPa進(jìn)行設(shè)置,便于開井及泡排。站內(nèi)設(shè)注醇泵,注醇管線和采氣管線同溝敷設(shè),冬季向井筒內(nèi)注甲醇。夏季地溫16℃,水合物形成溫度10~13℃,運(yùn)行溫度高于水合物形成溫度,夏季不需注醇。

    氣體開發(fā)后期(約5年后),井口壓力降低不能滿足輸送壓力要求,根據(jù)不同氣井壓力降情況,在集氣站內(nèi)逐步增設(shè)壓縮機(jī)增壓后至凈化廠。

    采氣管線采用井間串接方式進(jìn)入集氣站,減少采氣管線長度。井口采用渦街式流量計(jì),并預(yù)留移動計(jì)量橇接口。

    3.3 方案三:低壓集氣

    低壓集氣工藝主要特點(diǎn)是利用井底部分熱能和部分壓能降低采氣管線壓力,提高管線運(yùn)行安全性。氣井在井下節(jié)流至1.5~2.0 MPa[7]左右,天然氣在井筒內(nèi)節(jié)流后可充分利用地層溫度,在井筒內(nèi)不會生成水合物[8]。在單井采氣過程中,根據(jù)水合物形成曲線,壓力2.0 MPa時(shí)水合物形成溫度為0.2℃,全年不會在輸送過程中產(chǎn)生水合物,井口不需注醇。

    根據(jù)已有試氣數(shù)據(jù),開發(fā)初期關(guān)井壓力在25~35 MPa之間,氣井在井下節(jié)流至1.5~2.0 MPa左右,夏季低溫較高,一般中壓運(yùn)行,盡量利用地層壓力,降低能耗,故低壓集氣工藝生產(chǎn)井采氣管道的設(shè)計(jì)壓力確定為8.0 MPa。

    采氣管線采用井間串接方式進(jìn)入集氣站,減少采氣管線長度。井口采用渦街式流量計(jì),并預(yù)留移動計(jì)量橇接口。

    建設(shè)初期需配套壓縮機(jī),每座集氣站設(shè)2臺排量為25×104m3/d(0℃,1 atm)的燃?xì)怛?qū)往復(fù)式壓縮機(jī),備用1臺。壓縮機(jī)入口壓力1.0~1.5 MPa,出口壓力5.7~6.3 MPa,兩級增壓。

    4 方案確定

    4.1 方案比選

    根據(jù)以上三種方案,綜合比較各自的優(yōu)缺點(diǎn),見表3。

    從表3可以看出,高壓集氣工藝和中壓集氣工藝均需建設(shè)井場注醇管線,且遠(yuǎn)期需設(shè)壓縮機(jī),低壓集氣工藝不需建設(shè)井場注醇管線,投資最省,且高壓集氣工藝由于需要消耗大量燃料氣用于天然氣節(jié)流前的加熱,運(yùn)行成本最高,因此高壓集氣工藝投資高,運(yùn)行成本也高[9],因此僅對中、低壓集氣工藝進(jìn)行對比,詳見表4。

    根據(jù)表4可知,方案二中壓集氣20年所需費(fèi)用為28 592萬元,方案三低壓集氣20年所需費(fèi)用為37 347萬元,比方案二多出8 755萬元。

    表3 三種方案綜合比較Tab.3 Comprehensive comparison of the three schemes

    表4 方案二與方案三詳細(xì)比較Tab.4 Comparison of scheme 2 and scheme 3 in detail

    方案二能充分利用氣井的壓能和熱能,改善水合物形成條件,注醇量少,氣田開發(fā)前期不需設(shè)壓縮機(jī),維護(hù)費(fèi)用低,能耗低。

    而方案三充分利用氣井的熱能,井口不需要注醇,但在氣田開發(fā)初期集氣站設(shè)增壓設(shè)備,能耗高,設(shè)備維護(hù)費(fèi)用高[10]。

    4.2 推薦方案

    綜上所述,高壓集氣方案中采氣管線采用放射狀管網(wǎng),采氣管線成本高,采氣管線運(yùn)行壓力高,管線運(yùn)行安全性差;井口需注醇,站內(nèi)節(jié)流前需設(shè)加熱爐。氣田開發(fā)后期,根據(jù)不同氣井壓力降,集氣站需逐步設(shè)壓縮機(jī),投資最多,本項(xiàng)目中不建議采用。

    考慮中壓集氣方案前5年壓縮機(jī)不運(yùn)行,低壓集氣方案中壓縮機(jī)在冬季運(yùn)行,運(yùn)行時(shí)間按照每年8個(gè)月考慮。兩種方案的投資主要在注醇管線投資、壓縮機(jī)運(yùn)行費(fèi)用、注醇量方面有區(qū)別,氣田穩(wěn)壓穩(wěn)產(chǎn)年限越長,中壓集輸優(yōu)勢越明顯,而低壓集輸由于能耗較高,運(yùn)行成本也較高。

    根據(jù)以上比選,方案二在開發(fā)初期投資小、運(yùn)行費(fèi)用低,且充分利用地層的熱能和壓力能,開發(fā)初期不需增壓,因此推薦采用方案二中壓集氣工藝。

    5 結(jié)束語

    根據(jù)延長氣田天然氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀和對志丹雙河地面工程現(xiàn)有試氣數(shù)據(jù)的分析,選擇合理的天然氣集輸工藝,對集氣站集輸工藝探索與實(shí)踐,實(shí)現(xiàn)雙河地面工程的順利建設(shè)投產(chǎn),是延長氣田實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)、促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的必經(jīng)之路,對延長氣田其他類似區(qū)塊的天然氣效益開發(fā)具有一定的借鑒意義。

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