彩南油田彩521气井进原油集输系统探讨

2015-01-12孙仁龙唐红梅郑德旺严文强孙士平

油气田地面工程 2015年10期

关键词：集输分离器井口

孙仁龙唐红梅郑德旺严文强孙士平

新疆石油勘察设计研究院

彩南油田彩521气井进原油集输系统探讨

孙仁龙唐红梅郑德旺严文强孙士平

新疆石油勘察设计研究院

针对彩521井井口压力低导致原料气无法进入天然气集输系统的难题，提出井口→计量站→原油集中处理站→伴生气处理站气液混输的集输工艺。通过利用PIPEPHASE建立彩南作业区集输系统数学模型，经模拟计算确定彩521井出站压力为0.647 MPa，满足井口回压要求。对已有计量分离器和加热炉进行核算，设备均满足要求，气液混输集输工艺可行。

气田；开发后期；井口压力；气液混输；原油集输系统；PIPEPHASE；回压

1 项目背景

彩31天然气处理站位于彩南油田西部，承担着彩31气田产能建设，设计规模为40×104m3/a，采用注乙二醇防冻，J-T浅冷脱水、脱烃工艺。彩31集气站所辖各单井采用注醇节流工艺油气混输至集气站，经计量分离器轮井分离计量后，通过加热炉集中加热后油气混输至彩31处理站，集气站来气液压力为8.18 MPa、温度为26℃，进入生产分离器分离，分出的天然气注入乙二醇后与外输天然气换热到3℃，经节流阀节流降压到4.2 MPa、-18℃，然后进入低温分离器进行气、液分离，分离出的天然气复热后外输，处理站工艺流程见图1。

图1 处理站工艺流程

目前，彩31气田已进入气田开发后期，日产气量递减至10×104m3，井口压力从2005年的17 MPa下降至5～6 MPa，井口油压与井口节流后压差逐年减小，气田稳产形势非常严峻[1]。

2 彩521井概况

2.1 井流物性

2012年2月15日彩521井开钻，5月21日完钻，完钻层位二叠系平地泉组，完钻井深3 168 m。该井共试油三层，其中二叠系梧桐沟组3 131.5～3 136.5 m、侏罗系八道湾组2 504.0～2 507.0 m。试油结论为气、水同层，彩521井天然气组分见表1。

表1 彩521井天然气组分%

2.2 水合物温度计算

根据井口物流的组成，测算在集输条件下天然气的水合物形成温度。不同压力条件下水合物形成温度计算结果见表2，天然气包络曲线见图2。

表2 不同压力条件下水合物形成温度

图2 彩521井天然气气相包络曲线

2.3 产量和压力预测

新增井产量和压力预测见表3。

表3 新增井产量和压力预测

3 集输方案

3.1 集输方案简述

彩521井开发井段为气水同层，地质资料确定配产为日产气量0.5×104m3，日产水量0.5 m3，井口压力4.6～12.35 MPa。沿用已建二级布站加热密闭集输工艺流程，即井口→集气站→天然气处理站的布站工艺。井口和计量站均采用加热集输工艺，来提高介质输送温度，以降低黏度、融蜡，防止生成水合物。加热后的井流经分离器分离后，液相部分输送至彩南原油集中处理站处理，原料气进彩31集气干线输送至彩31井区40×104m3/d天然气处理站处理后外输。根据压力预测，彩521井油压为5 MPa，无法满足现有彩31集气干线输送压力（约8.2～8.7 MPa）要求，该井原料气无法进系统，将处于关井状态，因此彩521井油气分输工艺不能满足集输要求。

彩南原油集输系统设计处理规模150×104t/a，目前处理量仅为40×104t/a，在油田产能减少的情况下，原油集输系统余量充足，考虑井口加热节流后油气混输至18#计量站，计量后输送至彩南原油集中处理站，分离出来的伴生气进10×104m3/d天然气处理站处理，增压后外输。

3.2 油区管网校核

3.2.118#计量站进站压力核算

根据目前各计量站生产现状并考虑管线起伏状况，利用PIPEPHASE建立彩南作业区集输系统数学模型。以进彩南集中处理站压力0.30 MPa为例，管汇至处理站集输管网计算节点示意模型见图3，水力和热力计算结果见表4。

3.2.2 彩521井出站压力核算

根据彩521井实际情况，采取521井搭接于2057单井线后进18#计量站。选用PIPEPHASE软件对管网进行水力和热力计算，计算节点示意图见图4。

由表4可知，18#计量站进站压力为0.595 MPa，距彩521井约0.5 km，经模拟计算确定彩521井出站压力为0.647 MPa。从计算结果可以看出，集输半径为0.5 km，当集输温度为25℃时，彩521井回压在设计要求范围内[2]（《油气集输设计规范（GB50350—2005）》)。

图3 管汇至处理站集输管网计算节点示意模型图

表4 水力和热力计算结果

图4 单井至18#计量站水力计算节点示意图

3.3 工艺流程及设备核算

3.3.1 集输工艺流程

彩521井井口压力为4.6～12.3 MPa、温度为18～22℃，经一级加热至45～50℃，节流至0.6～0.7 MPa，温度为32.6℃，气、液混输至18#计量站。经计量后输送至彩南原油集中处理站处理，伴生气输送至10×104m3/d天然气处理站处理。彩521井工艺流程示意图见图5。同时18#计量站站内已无剩余空头，彩521井搭接于C2057单井线后进站。

图5 彩521井工艺流程示意图

3.3.2 核算计量分离器

18#计量站计量分离器直径DN0.8 m，高度为2.4 m，根据试油、试气地质资料可知，油密度为850 kg/m3，气密度为0.8 kg/m3，天然气以甲烷为主，则取天然气相对分子质量为20，依据《分离器规范（SY/T 0515—2007）》计算得最大气体处理量为1.1×105m3/d，液体处理能力为500 m3/d。现有分离器可以满足521单井来气液计量分离要求，现场气体流量计压力为1.6 MPa时量程范围为3.5～60 m3/h，可以满足气体计量要求[3]。

3.3.3 核算水套炉

根据18#计量站目前实际的运行情况，产液量200 t/d，含水量按40%考虑，天然气量16 000 m3/d。计算参数：Qm=200 t/d；t1=20℃；t2=35℃；C水=4.187×103J/(kg·℃)；C油=2.219×103J/(kg·℃)；C气=3.5 J/(kg·℃)。