彩31气田地面工艺适应性分析

赵亮 赵建龙 王浩 刘腊

【摘要】目前各大气田在开采后期都面临井口压力差异大、递减快等问题。本论文依托彩31气田地面现状，结合目前老井压力 低而新增井压力高的实际问题，对地面工艺进行适应性分析。以期解决气田地面工艺无法适应气井正常生产的目的，达到系统运行正常、节能降耗、保护环境的目的，实现"优化简化、降本增效"。 同时，为后续气田开采提供技术储备[1]。

【关键词】彩31气田；增压工艺；适应性；丙烷制冷

引言：

彩31气田于2005年11月30日投产，2006年3月计划关井，于2006年9月复产后运行至今。经过8年生产运行，6口老井井口压力已从05年的17MPa下降至3～4MPa，井口油压与井口节流后压差逐年减小，目前彩31气田日产气量已递减至10×104m3/d，气田稳产形势非常严峻。为了保证气田稳产，彩31气田预计新增井9口，产能接入彩31处理站处理。

1 集输工艺分析

1.1 集输工艺现状[2]

彩31井区井口采用注乙二醇防冻、节流降压工艺。集输工艺采用单井油气混输进彩31集气站，轮井分离计量，经加热炉集中加热后油气混输至彩31处理站。单井及集气站流程框图见图1-1。

图1-1 集输工艺流程框图

1.2 存在问题

新增产能井7口，井压力高（平均11.5MPa），而生产井压力低（平均4.5MPa），导致高、低压气同时进集输系统困难。

2 处理工艺分析

2.1 彩31处理站处理工艺现状

彩31处理站现有工艺采用注乙二醇防冻，J-T浅冷脱水、脱烃工艺。处理站流程框图见下图2-1。

图2-1 处理站工艺流程框图

2.2 处理工艺存在问题

单井压力下降较快，2013年后J-T阀已经没有足够的节流压差来获得较低的节流后温度，从而无法保证产品气在外输压力条件下的烃露点和水露点达标。

3 地面工艺适应性优化

3.1 集输工艺优化[3]

根据彩31气田开发预测数据，新增井压力较高，平均井口压力11.5MPa；而生产井平均井口压力4.5MPa，若采用已建集气管道输送，新增井将节流至4.9MPa，与生产井混输去处理站，这样将浪费单井压力能。因此才用高低压分输方式，新建低压集气管道。高压井来气混合通过已建集气管线混输至处理站；低压井来气混合通过新建低压集气管道混输至处理站。当高压井压力降低到一定程度，通过阀组调节使之切换到低压汇管。天然气集输工艺框图见图3-1。

图3-1 天然气集输工艺框图

3.2 处理工艺优化[4]

大于4.4MPa的单井来气经调压进入高压汇管汇合后集输进入已建装置流程，通过节流阀节流至4.2MPa；小于4.4MPa的单井来气经调压进入低压汇管汇合后集输进入处理站新建低压分离器橇，气相经过新建压缩机增压至4.2MPa后与节流后高压气混合，经压缩机出口分离器分离后注入乙二醇（0.39m3/d），与气气换热器换热到0℃，进入丙烷换热器冷却至-15℃进入新建低压低温分离橇，分出的气相经气气换热橇复热后，在压力为4.11MPa、温度5.72℃、露点<-12.8℃下外输。生产分离器及低温分离器分离出的液相进入液相处理系统处理。工艺流程框图见图3-2。

图3-2 工艺流程框图

3.3 工艺优化的意义

①充分利用高压井压力能，丙烷制冷能耗低；

②压缩機增压气量小，压缩机投资低、能耗较低；

③对环境适应性强；

④对旧装置充分利用，节约投资。

4 结束语

在油气田开发后期，高低压分输工艺有效解决气田开发后期，低压气井日益增多、井间压差大等问题，提高压力能利用率，高气井自压开采年限。"前增压+J-T阀预冷+丙烷制冷"工艺有效解决气田中后期开发中存在节流压差不足、外输气压力不够等问题，为气田高效开发提供技术支撑。同时，为后续其他气田中后期开采提供技术储备。

参考文献

[1] 油田油气集输设计技术手册.-北京：石油工业出版社，1994.12

[2] 油气集输设计规范 GB50350-2005：中国石油天然气集团公司

[3] 刘光金. 油气田地面集输管网的优化设计[J]. 油气田地面工程. 2014（05）

[4] 潘红丽，杨鸿雁. 气田地面集输管网系统的优化设计[J]. 油气储运. 2002（04）