东胜气田的天然气集气工艺研究

382016年5月石油规划设计第27卷第3期文章编号:1004-2970(2016)8-04了上删与「愉工仁量左丌不彭杰·万伟(中石化华北油气分公司石油工程技术研究院)彭杰等.东胜气田的天然气集气工艺研究.石油规划设计,2016,27(3):38~41摘要气田的集气管线水合物防治是气田地面工程需解决的普遍问题之一。国内各大气田在集气生产过程中,采用高压集气工艺、井下节流低压集气工艺等多种集气工艺技术,防止管线冻堵,保障气田生产。东胜气田属于低渗透气田,单井产量低、压降速度快。通过开展先导试验并结合苏里格气田、大牛地气田生产经验分析,认为高压注醇集气工艺、井下节流低压集气工艺适用于东胜气田。并以东胜气田2015~2020年规划产建目标为基础,经过对高压注醇集气工艺和井下节流低压集气工艺方案的技术经济对比,以及结合气藏特征及环境条件,推荐东胜气田采用井下节流低压集气工艺关键词天然气水合物;集气管线;高压集气;井下节流;低压集气中图分类号:TE866文献标识码:ADol:10.3969/ j. issn.1004-2970.2016.03.0100引言方式防止集气管线冻堵;低压集气工艺的核心技术为井下节流工艺。东胜气田在构造位置上位于鄂尔多斯盆地泊尔从理论上分析,防止天然气水合物生成就需要江海子断裂以北杭锦旗断阶上,属于低孔、低渗、破坏其生成条件,即创造出与水合物形成相反的条低产气田。该气田区块气候条件恶劣,冬季1月平件2:一是提高流动天然气的温度;二是控制输均气温-12℃,管道埋深处地温度2℃,低温、高送压力;三是脱除水分;四是向含水天然气中添加压状态下,集气管线中易达到天然气水合物的形成能抑制水合物生成的物质。对于低产气田,通常将条件,对天然气水合物的防治主要是在天然气由井天然气汇集后,在处理站、净化站中才考虑通过脱口至站场的集气过程中。东胜气田从2011年至今,水处理来控制天然气水露点,在单井管线始端实施开展了高压集气工艺、井下节流低压集气工艺等先脱水经济效益较低或无效益。国内气田,主要从提导试验,对相关集气工艺进行技术研究,为实现东高天然气温度、控制集气管线压力、添加水合物抑胜气田高效、环保、规模化开发提供技术支撑。制剂来应对集气管线水合物冻堵问题。1集气管线水合物防治方法1.1提高天然气温度根据天然气水合物生成条件,部分气田通过对根据气田地面集输系统设计输送压力不同,可天然气进行加热和对集气管线进行保温,使输送流体将气田集气模式大致分为高压集气、低压集气。高温度高于水中国煤化工水合物的生成压集气工艺多采用管线加热、保温或注入抑制剂的川西气丰口出气压力较CNMHG彭杰,男,助理工程师。2012年毕业于中国海洋大学应用化学专业,获硕士学位。现在中石化华北油气分公司石油工程技术研究院,从事油气田地面工程设计与研究工作。地址:河南郑州中原区陇海西路199号,中石化华北油气分公司505室,4500-mai: pengJI2001@163com第27卷第3期石油规划设计2016年5月39髙,在冬、春两季,气井井筒及地面管线极易出现长庆苏里格气田,针对苏里格气田气藏特点,通过天然气水合物堵塞。为保障正常生产,采取在井口井下节流工艺在冬季控制井口压力为13MPa,集气通过水套炉加热,提高天然气输送温度的方法来防管线埋设于最大冻土深度以下100mm,在此条件下止冻堵,保障集输3。水合物理论形成温度为15℃低于管线埋地处地温涩北气田地处青藏高原高寒地区,冬季冻土层13添加水合物抑制剂深度超过2m。涩北气田单井产量较高,井口天然除了控制流体压力、温度之外,向天然气气流气温度较高,气质好(甲烷含量>99%)。该气田目中注入水合物抑制剂也是广泛采用的措施。目前,前釆用高压集气工艺,单井集气管线长度小于2km,大牛地气田、靖边气田、新疆克拉2等气田,主要不注入抑制剂,对井场实施保温并控制集气管线埋采用通过注醇来防止管线中水合物的生成。醇类设在冻土层以下就能防止在集气管线中生成水合物。是热力学抑制剂的一种,添加醇类能够使苏里格气田在开发初期曾开展了单井管线加热“H2O+CH与天然气水合物”体系平衡向左移动,使保温试验,根据理论计算和试验4,将井口天然气水合物生成临界压力升高(临界温度降低)。大牛地加热至40℃,不保温输送时,集气管线温度在3km气田最初采用乙二醇作为抑制剂,而乙二醇再生比内降至地温(冬季2℃);井口加热并对集气管线实较困难,从2004年开始采用甲醇作为抑制剂,取得施保温,集气管线温度在7km以内降至地温(冬季明显的防冻堵效果。通过注入甲醇使水合物生成温2℃)。通过井口加热,管线保温措施,可保障集气度大幅降低,显著降低了集气管线冻堵次数,提高管线在5km距离内不生成水合物,因此苏里格气田了生产时率,在保障气田稳定生产方面起到了重要在该种集气模式下,集气站集输半径为5km。作用。但注醇工艺也大幅增加了配套工程投资以及1.2控制集气管线压力污水处理成本,并增加了安全、环境保护风险。目当气井产量低、井口出气温度低或集气管线距前,各气田也在积极研究其他类型的水合物抑制剂,离较长时,无法通过加热或保温措施来防止集气管其应用效果不明显。线中水合物的生成,可考虑通过降低集气管线压力来保障气井生产2集气工艺分析在气田生产过程中,气井压力一般较高,为了21东胜气田基础参数降低井口至集输站场集气管线的压力,需要对高压东胜气田属于高寒、低温、含水类气田,井口天然气进行节流来实现。根据计算,天然气节流温初期压力10~I5MPa,压力递减较快,压降速率在降系数约为5℃MPa。当直接在井口对高压天然气0.01-0.049MPa/d,平均压降速率00222MPad进行节流,节流阀后温度太低将会发生冻堵,为了单井配产2×105mld,日产液1.55m/(10m2气);应对该问题,保障气井降压集输,井下节流工艺应井口出气温度较低,东胜气田生产日报表显示:冬运而生。季约4~7℃,夏季约13~16℃;集气管线埋深15m,井下节流工艺是指在气井井筒内一定深度设置埋地处温度冬季2℃,夏季10℃节流阀装置,通过节流降压降温后,再利用地层温东胜气田主力生产层位是盒2、盒3,气层平均度对低温天然气进行加热使井口天然气仍能保持较甲烷占烃类的含量大于95%,为千气,不同层位气高温度。通过井下节流工艺,控制井口出气压力体组分有所不同,平均组分见表1保障集气管线在冬季低温条件下也不会生成水合物,从而保障了气井集输。井下节流工艺被引入国表1东胜气田天然气组分表内后,经过多年的改进及完善,该工艺陆续在徐深组分摩尔分数%气田、苏里格气田等多个气田推广应用,并取得了3.41良好的效果56。由于井下节流装置需要安装在井79009下1000~2000m的深度,对气井压力、气量及液量有一定要求。根据生产经验,生产过程中,井下中国煤化工节流装置适用于自喷生产、地层压力较高、产液量CNMHG较少(小于5m3液/10m3气)的气井。N20.80目前采用井下节流低压集气工艺代表性气田是0.08402016年5月彭杰等:东胜气田的天然气集气工艺研究第27卷第3期通过 HYSYS软件对该组分进行水合物形成临底井下节流器最长使用天数为484天,从2010年7界条件进行模拟,其水合物温度生成曲线见图1,月份以后采用新式节流器最短使用有2年多,最长单井集气管线埋地地温冬季约2℃,夏季约10℃,已达5年。经调研各气田井下节流气井的适用性6相应水合物生成临界压力为15MPa、40MPa井下节流工艺不适合产水量过大的气井,一般产水14.0量<5m3/d,根据开发预测,东胜气田平均单井产水量31m/ld,可以实施井下节流工艺。东胜气田与苏12水合物生成曲线里格气田相邻,地理环境类似,地质条件相近,生10.0产层位、气质组分基本相同。根据 HYSYS软件模拟计算,东胜气田与苏里格气田产出天然气水合物生6.0成曲线基本一致。东胜气田井下节流低压集气工艺试验主要借鉴参考苏里格气田。3高、低压集气工艺方橐比选-10.0-5.00.05.010.015.020.0温度/℃中石化华北油气分公司大牛地气田属于低渗透气田,主要采用高压集气工艺,通过注醇防止管线图1东胜气田天然气水合物生成曲线图冻堵。在开发过程中尽量简化地面集输流程,降低22东胜气田先导试验投资。目前,已实施多项气田开发项目中地面工程22.1东胜气田高压集气工艺投资占总投资比例约为21%~25%,项目税后财务东胜气田在2011年先导试验中,选择采用高压内部收益率为121%~126%(石油行业基准要求集气工艺模式,新建集气站一座(1”集气站)。集输12%)。由于东胜气田单井产量低,井距大,通过井系统釆用高压集气工艺:不注入抑制剂、集气管线场加热、井场脱水以及管线保温等措施保障集输将黄夹克泡沫塑料保温、高压进站,天然气进站后集大幅增加地面投资,降低气田开发项目经济效益。中加热、节流脱水、计量外输。1集气站工艺流程因此从技术和经济方面需对东胜气田高压注醇工艺为:井口角阀(操作压力小于14MPa)→集气管线以及井下节流低压工艺方案进行比选。(保温)→单井进站→集中加热→节流分离→计量31高低压集气工艺适应性→外输。单井集气管线管径规格DN50。高压集气工艺模式:初期是高压集气,利用原目前1集气站投产气井8口,由于气井出气温始压力能节流制冷脱水;中后期是中低压集气、停度较低(冬季4~7℃),部分气井单井集输管线较醇采气、降压开采、增压外输、二级脱水。长达到7km,进行黄夹克泡沫保温的管线温度很快低压集气工艺模式:井下节流、不注入抑制剂、就降至地温(2℃),单井集输管线在冬季经常冻堵。低压串接进站、常温分离脱水、两级增压、集中外后来采取移动注醇的方式对气井注人甲醇抑制剂冷脱水脱烃后,保障了气井生产。根据已开展的先导试验及东胜气田气藏条件分2.2.2东胜气田低压集气工艺析,高压注醇工艺以及井下节流低压集输工艺均适为探索低压集气工艺在东胜气田的适用性,东用于东胜气田,在气田生产初期可在不保温条件下胜气田在2013年先导试验方案中又新建集气站一防止集气管线在冬季低温条件下生成水合物,造成座(2“集气站)。集输系统采用井下节流、低压串联堵塞,保障气田正常生产集气工艺。2“集气站,所辖气井集气管线管径规格32高低压集气工艺方案经济比选DN65~DN100,集气管线及集气站内主要工艺系统东胜气田2015年部署开发井45口,“十三五”设计压力83MPa,冬季控制井口压力≤1.5MPa。2016~2020年计划部署气井169口。以东胜气田2集气站目前已对两口气井实施井下节流工艺,气2015~2020年产建目标为基础部署开发井214口井生产状态良好,集气管线未发生冻堵。建设产能1中国煤化工地气田、苏里格另外中石化华北油气分公司在东胜气田开展低气田站场部CNMHG采用高压集气工压集气试验前,提前在其所属的大牛地气田某集气艺方案和低压集气工艺方案进行技术经济比选。站开展了井下节流试验,从2009年到2010年6月根据GB503502005《油气集输设计规范》,第27卷第3期石油规划设计2016年5月41单井集气管线压降不宜大于05MPa,低压集气工艺实施增压外输、集中脱水,完全成本较高。第4年集气站集输半径可达8~10km,高压集气工艺集气后,高压工艺成本比低压工艺成本高50~100元站集输半径约5km,配套15×103m/a产能建设规10m3。因为随着气井压力的递减,高压工艺生产模模,所需要部署高、低压集气站数量不同;另外由式下,需要对气田实施增压外输及外冷脱水工程来于集气管线设计压力不同,集气管线、站内设施所保障生产,从而成本升高。假设两套方案每年产气用材料等级不同,高压集气方案需要单独敷设注醇量相同,根据测算,在评价期15年内,高压集气方管线。高、低压集气方案中,地面集输总体工程量案累计成本将会比低压集气方案高出31%。有较大差别。从总投资及完全成本对比分析,井下节流低压假设东胜气田15×103m3/a规模产能建设工程集输工艺较高压集气工艺更适用于东胜气田开发政在2015年当年完成,高、低压集气方案主要工程量策,经济效益更好。另外根据现有气藏研究认识,见表2。东胜气田气井压力递减较快,如果采用自然递减、表2东胜气田高、低压集气工艺方案主要工程量高压集气工艺模式,其适用期较短,因此推荐在东项I高压集气工艺方案低压集气工艺方案胜气田采用井下节流低压集气工艺模式。井数/口集气站座4结论集气管线/km注醇管线/km由于气藏地质条件差异,国内各气田采取的集集气干线/km116.3气工艺不同,在生产过程中对集气管线水合物防治污水管线/km输气干线/km58.758.7采取的应对措施不同。通过对东胜气田特点的分析,净化站座结合已开展的先导试验,以及对高、低压集气工艺增压站/座方案的对比,得到以下结论:增压站二期/座污水厂座1)采用高压集气工艺,注入甲醇抑制剂可以保高压方案部分设施第4年建设,投资计入初期总投资障东胜气田气井生产,但气田高压集气、不增压外根据高、低压集气方案工作量,测算得到方案输生产期较短。2)东胜气田气藏特性、环境条件与苏里格气田投资。高压集气方案总投资为5459亿元,低压集气方案总投资为5043亿元。因此建设产能规模15相近,井下节流低压集气工艺适用于东胜气田。3)井下节流低压集气工艺较高压集气工艺更适×105m3/a,低压集气工艺方案总投资较高压集气工艺方案低76%。另外根据大牛地气田生产数据以及用于东胜气田开发政策,且经济效益更好,推荐采33集气站、东胜气田2集气站低压试验成果进行分用井下节流低压集气工艺。析测算,高、低压集气工艺方案在15年内产出每千参考文献:方天然气的完全成本见图2。[1]熊颖,王宁升,天然气水合物的结构特征及防治措施[J].油气储运,2008,27(6):48-511150高压方案低压方案[2]倪行宇,王德金,刘志焕.气井水合物冻堵防治技术[J].大庆石油地质与开发,2005,24(4):62-631050[3]邓珂.川西气田水合物防止工艺技术研究[D].成日都:西南石油大学,2007[4]关丹庆.苏里格低压气田地面集输工艺优化研究[D].青岛:中国石油大学(华东),2007.[5]佘朝毅,李川东,雷振中,等.井下节流工艺技术在气田开发中的应用[J].钻采工艺,2003,26(增刊):小75052-56[6]周绍国,郭东冬,刘行勇.气井井下节流降压工艺方650法探讨[J].钻采工艺,2004,27(6):28-31[]王宏生产时间H中国煤化工艺研究[J·天然气工CNMHG图2高、低压集输工艺10°m3气完全成本收稿日期:2015-09-14由上图分析可知,在开发初期,低压工艺需要编辑:廉践维