延长气田集输工艺探索与实践

2019-10-14王晓光

油气田地面工程 2019年9期

王晓光

中国石化石油工程设计有限公司

延长气田地处鄂尔多斯盆地，天然气资源十分丰富。根据延长气田储藏特点，所辖气井为致密岩性气藏，单砂体面积小，储层之间连通性极差，地质情况复杂，非均质性强，有效储层难以预测，具有低孔、低渗、低产、低丰度、井口压力衰减快的特点[1]。

近年来，志丹县区域上古生界探明天然气地质储量约500×108m3，志丹现有井位坐标136口，延长气田志丹LNG厂已先期开始建设，一期建设规模20×104t/a，二期建设规模40×104t/a。

天然气开发过程中科学合理的集输工艺流程选择至关重要。首先，要将气井流体压力进行合理利用，同时在具体操作过程中，适当地提高集输系统的整体压力，选择合适的集输半径减少中间接转，最大程度降低集输能耗，提高天然气输送的经济效益；其次，天然气集输工艺的选择需要在充分分析天然气输送环境的基础下进行，最大程度优化简化工艺流程，从而提高天然气集输过程中设备的使用效率，降低工程投资及运维成本。

志丹双河地面工程新建天然气产能5×108m3/a，可确保志丹LNG项目正常生产用气需要，预计开发气井100口，井场50座，建设集气站3座，天然气净化厂1座，生活点1座。通过高、中、低压三种集气方案进行比选，选择合理的集输工艺。

1 气质组分及特性

1.1 原料气组分

根据目前已有的试气数据，气田地面天然气组分中甲烷含量总体较高，乙烷以上组分含量较低，各层产出气体中均含有部分CO2（1%～10%体积分数），部分层位含H2S，平均含量小于1 000 mg/m3，取加权平均后的天然气组分见表1。

气源组分中含水量较小，CO2含量高于天然气技术指标要求，达到国家二类用气CO2＜3%的标准，且含有H2S，因此，气田将天然气外输至用户前需进行脱硫、脱碳净化。

表1 原料气组分Tab.1 Raw gas components 体积分数

表2 天然气物性参数（标况）Tab.2 Physical parameters of natural gas(under standard conditions)

1.2 天然气性质

天然气物性见表2。

井口天然气在不同压力下水合物形成温度关系如图1所示。

图1 水合物形成温度与压力关系Fig.1 Relationship between hydrate formation temperature and pressure

2 地面工程开发方案

当前，已完钻气井井深多在3 000～4 000 m，关井压力在25～35 MPa，油压小于25 MPa。无阻流量相差较大，部分高产井无阻流量每天可达数十万立方米，最高的无阻流量可达56.83×104m3/d（0℃，1 atm）。

根据目前试气情况，选择气藏情况较好的区块进行开发，在区块内布置集气站3座，每座集气站设计规模50×104m3/d，下游建设天然气净化厂1座，建设规模150×104m3/d（合5×108m3/a）（图2）。按单井配产1.5×104m3/d（0℃，1 atm）进行设计[2]，每座井场按包含2口采气井考虑。从单井汇集的天然气在集气站简单处理后经集气管线输至净化厂，在净化厂内对天然气进行脱硫、脱碳、脱水处理，净化气外输至用户，净化厂内脱除的硫化氢进行硫磺回收处理。根据邻近区块开发方案，集输半径超过10 km的偏远气井不建议接入本集输系统，可考虑在井场设置橇装化CNG装置解决边远井开发问题，此处不做赘述。

图2 地面工程开发方案示意图Fig.2 Schematic diagram of surface engineering development scheme

结合已有气田开发经验，同时考虑滚动开发需要，地面工程集气管网采用辐射状枝状组合式流程。

3 天然气集输方案

由于气田开发初期和末期介质压力温度会发生变化，充分利用地层压力和温度，将天然气集输方案分为高压集气、中压集气和低压集气三种方案进行阐述，各方案描述如下。

3.1 方案一：高压集气

开发初期，单井压力为高压，单井管线在井口不节流，高压天然气（20～30 MPa）经单井管线直接进入集气站，集气站内设水套式加热炉加热，加热后高压天然气经节流阀节流至5.8～6.3 MPa，温度降至0℃左右进入生产分离器，分离出天然气中游离水后进入集气管线。

站内设单井注醇泵，通过敷设集气站至单井间的注醇管线向井底注醇，防止单井管线在输送过程中产生水合物堵塞管线。气体在20～30 MPa压力下形成水合物的温度约为20～25℃，为防止产生水合物，需向井筒内注醇。每口气井敷设2条高压管线至集气站，1条采气管线（设计压力35 MPa），1条注醇管线（设计压力35 MPa）。流程示意图如图3所示。

图3 高压集气工艺流程Fig.3 High-pressure gas gathering process

经各集气站分液后的天然气汇入集气管线，最终进入净化厂，在净化厂内进行脱硫、脱碳、脱水处理，达到二类气指标后外输至用户[3]。在集输过程中充分利用地层压力，不设压缩机增压。高压集气单井井口设微差压流量计以满足生产运行需要。

气田开发中后期，随着开发的持续，井口压力逐年递减，气井压力已不能满足天然气输气压力要求。井下将放置节流气嘴，将井口压力节流至1.5～2 MPa[4]，集气站内将扩建压缩机，经压缩机增压后保证外输天然气压力要求，单井管线将不注醇，集气管线通过站内注醇，保证干线输气过程中不产生水合物[5]。高压集气采气站流程如图4所示。

图4 高压集气集气站流程Fig.4 High-pressure gas gathering station process

3.2 方案二：中压集气

中压集气工艺主要特点是利用井底部分热能和部分压能降低采气管线压力，提高管线运行安全性。气田开发初期，气井在井下节流至6.0～7.0 MPa左右，天然气在井筒内节流后可充分利用地层温度，在井筒内不会生成水合物。井场采用“枝上枝”形式进站[6]。天然气通过中压采气管线输往集气站分离计量后，经集气管线输至净化厂，工艺流程如图5所示。

图5 中压集气集气站工艺流程Fig.5 Medium-pressure gas gathering station process

采用中压集气工艺生产井采气管道的设计压力确定为8.0 MPa，注醇管线的设计压力按照35 MPa进行设置，便于开井及泡排。站内设注醇泵，注醇管线和采气管线同沟敷设，冬季向井筒内注甲醇。夏季地温16℃，水合物形成温度10～13℃，运行温度高于水合物形成温度，夏季不需注醇。

气体开发后期（约5年后），井口压力降低不能满足输送压力要求，根据不同气井压力降情况，在集气站内逐步增设压缩机增压后至净化厂。

采气管线采用井间串接方式进入集气站，减少采气管线长度。井口采用涡街式流量计，并预留移动计量橇接口。

3.3 方案三：低压集气

低压集气工艺主要特点是利用井底部分热能和部分压能降低采气管线压力，提高管线运行安全性。气井在井下节流至1.5～2.0 MPa[7]左右，天然气在井筒内节流后可充分利用地层温度，在井筒内不会生成水合物[8]。在单井采气过程中，根据水合物形成曲线，压力2.0 MPa时水合物形成温度为0.2℃，全年不会在输送过程中产生水合物，井口不需注醇。

根据已有试气数据，开发初期关井压力在25～35 MPa之间，气井在井下节流至1.5～2.0 MPa左右，夏季低温较高，一般中压运行，尽量利用地层压力，降低能耗，故低压集气工艺生产井采气管道的设计压力确定为8.0 MPa。

采气管线采用井间串接方式进入集气站，减少采气管线长度。井口采用涡街式流量计，并预留移动计量橇接口。

建设初期需配套压缩机，每座集气站设2台排量为25×104m3/d（0℃，1 atm）的燃气驱往复式压缩机，备用1台。压缩机入口压力1.0～1.5 MPa，出口压力5.7～6.3 MPa，两级增压。