2016年5月石油規(guī)劃設(shè)計(jì)第27卷第3期文章編號(hào): 1004-2970 (2016) 03-0038- 04|東勝氣四的不然氣集氣工藝研究彭杰°萬偉(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院)彭杰等，東勝氣田的天然氣集氣工藝研究.石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2016, 27(3) : 38~41摘要?dú)馓锏募瘹夤芫€水合物防治是氣田地面工程需解決的普遍問題之一。國內(nèi)各大氣田,在集氣生產(chǎn)過程中，采用高壓集氣工藝、井下節(jié)流低壓集氣工藝等多種集氣工藝技術(shù)，防止管線凍堵，保障氣田生產(chǎn)。東勝氣田屬于低滲透氣田，單井產(chǎn)量低、壓降速度快。通過開展先導(dǎo)試驗(yàn)并結(jié)合蘇里格氣田、大牛地氣田生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)分析，認(rèn)為高壓注醇集氣工藝、井下節(jié)流低壓集氣工藝適用于東勝氣田。并以東勝氣田2015~2020 年規(guī)劃產(chǎn)建目標(biāo)為基礎(chǔ)，經(jīng)過對(duì)高壓注醇集氣工藝和井下節(jié)流低壓集氣工藝方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比，以及結(jié)合氣藏特征及環(huán)境條件，推薦東勝氣田采用井下節(jié)流低壓集氣工藝。關(guān)鍵詞天然氣水合物;集氣管線;高壓集氣;井下節(jié)流;低壓集氣中圖分類號(hào): TE866文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼: A DOI: 10. 3969/j. issn. 1004- -2970. 2016. 03. 010方式防止集氣管線凍堵;低壓集氣工藝的核心技術(shù)0引言為井下節(jié)流工藝。東勝氣田在構(gòu)造位置上位于鄂爾多斯盆地泊爾從理論上分析，防止天然氣水合物生成就需要江海子斷裂以北杭錦旗斷階上，屬于低孔、低滲、破壞其生成條件，即創(chuàng)造出與水合物形成相反的條低產(chǎn)氣田。該氣田區(qū)塊氣候條件惡劣，冬季1月平件2:一是提高流動(dòng)天然氣的溫度;二是控制輸均氣溫-12 C，管道埋深處地溫度2C，低溫、高送壓力;三是脫除水分;四是向含水天然氣中添加壓狀態(tài)下，集氣管線中易達(dá)到天然氣水合物的形成能抑制水合物生成的物質(zhì)。對(duì)于低產(chǎn)氣田，通常將條件，對(duì)天然氣水合物的防治主要是在天然氣由井天然氣匯集后， 在處理站、凈化站中才考慮通過脫口至站場(chǎng)的集氣過程中。東勝氣田從2011年至今，水處理 來控制天然氣水露點(diǎn)，在單井管線始端實(shí)施開展了高壓集氣工藝、井下節(jié)流低壓集氣工藝等先脫水經(jīng)濟(jì)效益較低或無效益。國內(nèi)氣田，主要從提導(dǎo)試驗(yàn)，對(duì)相關(guān)集氣工藝進(jìn)行技術(shù)研究，為實(shí)現(xiàn)東高天然氣溫度、 控制集氣管線壓力、添加水合物抑勝氣田高效、環(huán)保、規(guī)?；_發(fā)提供技術(shù)支撐。制劑來應(yīng)對(duì)集氣管線水合物凍堵問題。1集氣管線水合物防治方法1.1提高天然 氣溫度根據(jù)天然氣水合物生成條件，部分氣田通過對(duì)根據(jù)氣田地面集輸系統(tǒng)設(shè)計(jì)輸送壓力不同，可天然氣進(jìn)行 加熱和對(duì)集氣管線進(jìn)行保溫，使輸送流體將氣田集氣模式大致分為高壓集氣、低壓集氣。高溫度高于水合物臨界生成溫度來抑制水合物的生成。壓集氣工藝多采用管線加熱、保溫或注人抑制劑的川西氣田，在開采初期，氣井井口出氣壓力較*彭杰， 男，助理工程師。2012 年畢業(yè)于中國海洋大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，獲碩士學(xué)位?，F(xiàn)在中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，從事油氣田地面工程設(shè)計(jì)與研究工作。地址:河南鄭州中原區(qū)隴海西路199號(hào)，中石化華北油氣分公司505室，40000 E-mail: penie200@163.om第27卷第3期石油規(guī)劃設(shè)計(jì)2016年5月39高，在冬、春兩季，氣井井簡及地面管線極易出現(xiàn)長慶蘇里格氣田，針對(duì)蘇里格氣田氣藏特點(diǎn)，通過天然氣水合物堵塞。為保障正常生產(chǎn)，采取在井口井下節(jié)流工藝在冬季控制井口壓力為1.3 MPa,集氣通過水套爐加熱，提高天然氣輸送溫度的方法來防管線埋設(shè)于最大凍土深度以下100 mm,在此條件下止凍堵，保障集輸中。水合物理論形成溫度為1.5 C低于管線埋地處地溫。澀北氣田地處青藏高原高寒地區(qū)，冬季凍土層1.3 添加水合物抑制劑深度超過2 m。澀北氣田單井產(chǎn)量較高，井口天然除了控制流體壓力、溫度之外，向天然氣氣流氣溫度較高，氣質(zhì)好(甲烷含量>99%)。該氣田目中注人水合物抑制劑也是廣泛采用的措施。目前，前采用高壓集氣工藝，單井集氣管線長度小于2 km,大牛地氣田、靖邊氣田、新疆克拉2等氣田，主要不注人抑制劑，對(duì)井場(chǎng)實(shí)施保溫并控制集氣管線埋采用通過注醇來防止管線中水合物的生成‘。醇類設(shè)在凍土層以下就能防止在集氣管線中生成水合物。是熱力學(xué)抑制劑的一種，添加醇類能夠使蘇里格氣田在開發(fā)初期曾開展了單井管線加熱“H2O+CHa與天然氣水合物”體系平衡向左移動(dòng),使保溫試驗(yàn)，根據(jù)理論計(jì)算和試驗(yàn)‘4，將井口天然氣水合物生成臨界壓力升高(臨界溫度降低)。大牛地加熱至40 C,不保溫輸送時(shí)，集氣管線溫度在3 km氣田最初采用乙二醇作為抑制劑，而乙二醇再生比內(nèi)降至地溫(冬季2 C );井口加熱并對(duì)集氣管線實(shí)較困難，從2004年開始采用甲醇作為抑制劑，取得施保溫，集氣管線溫度在7 km以內(nèi)降至地溫(冬季明顯的防凍堵效果。通過注人甲醇使水合物生成溫2 C )。通過井口加熱，管線保溫措施，可保障集氣度大幅降低，顯著降低了集氣管線凍堵次數(shù)，提高管線在5km距離內(nèi)不生成水合物,因此蘇里格氣田了生產(chǎn)時(shí)率，在保障氣田穩(wěn)定生產(chǎn)方面起到了重要在該種集氣模式下，集氣站集輸半徑為5 km。作用。但注醇工藝也大幅增加了配套工程投資以及1.2 控制集氣管線壓力污水處理成本，并增加了安全、環(huán)境保護(hù)風(fēng)險(xiǎn)。目當(dāng)氣井產(chǎn)量低、井口出氣溫度低或集氣管線距前，各氣田也在積極研究其他類型的水合物抑制劑，離較長時(shí)，無法通過加熱或保溫措施來防止集氣管其應(yīng)用效果不明顯。線中水合物的生成，可考慮通過降低集氣管線壓力來保障氣井生產(chǎn)。2集氣工藝分析在氣田生產(chǎn)過程中，氣井壓力- -般較高，為了2.1東勝氣田基礎(chǔ)參數(shù)降低井口至集輸站場(chǎng)集氣管線的壓力，需要對(duì)高壓東勝氣田屬于高寒、低溫、含水類氣田，井口天然氣進(jìn)行節(jié)流來實(shí)現(xiàn)。根據(jù)計(jì)算,天然氣節(jié)流溫初期壓力10~ 15 MPa,壓力遞減較快，壓降速率在降系數(shù)約為5 C/MPa。當(dāng)直接在井口對(duì)高壓天然氣0.01 ~ 0.049 MPa/d，平均壓降速率0.022 2 MPa/d。進(jìn)行節(jié)流，節(jié)流閥后溫度太低將會(huì)發(fā)生凍堵，為了單井配產(chǎn)2x10* m'/d,日產(chǎn)液1.55m2/ ( 10'm2氣);應(yīng)對(duì)該問題，保障氣井降壓集輸，井下節(jié)流工藝應(yīng)井口出氣溫度較低，東勝氣田生產(chǎn)日?qǐng)?bào)表顯示:冬運(yùn)而生。井下節(jié)流工藝是指在氣井井筒內(nèi)一定深度設(shè)置季約4~7 C,夏季約13~ 16 C;集氣管線埋深1.5 m,節(jié)流閥裝置，通過節(jié)流降壓降溫后，再利用地層溫埋地處溫度冬季2 C，夏季10 C。東勝氣田主力生產(chǎn)層位是盒2、盒3,氣層平均度對(duì)低溫天然氣進(jìn)行加熱使井口天然氣仍能保持較甲烷占烴類的含量大于95%，為干氣，不同層位氣高溫度。通過井下節(jié)流工藝，控制井口出氣壓力,體組分有所不同，平均組分見表1。保障集氣管線在冬季低溫條件下也不會(huì)生成水合表1東勝氣田天然氣組分表物，從而保障了氣井集輸。井下節(jié)流工藝被引人國摩爾分?jǐn)?shù)%內(nèi)后，經(jīng)過多年的改進(jìn)及完善，該工藝陸續(xù)在徐深C94.59氣田、蘇里格氣田等多個(gè)氣田推廣應(yīng)用，并取得了3.41c0.79良好的效果「5-6。由于井下節(jié)流裝置需要安裝在井iC0.09下1 000~2 000 m的深度，對(duì)氣井壓力、氣量及液0.14量有一定要求。根據(jù)生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，生產(chǎn)過程中，井下0.05節(jié)流裝置適用于自噴生產(chǎn)、地層壓力較高、產(chǎn)液量n(0.04nC0.02較少(小于5 m'液/10'm'氣)的氣井。N0.80目前采用井下節(jié)流低壓集氣工藝代表性氣田是_CO20.08402016年5月彭杰等:東勝氣田的天然氣集訌藝研究第27卷第3期通過HYSYS軟件對(duì)該組分進(jìn)行水合物形成臨底井下節(jié)流器最長使用天數(shù)為484天，從2010年7界條件進(jìn)行模擬，其水合物溫度生成曲線見圖1，月 份以后采用新式節(jié)流器最短使用有2年多，最長單井集氣管線埋地地溫冬季約2C,夏季約10 C，已達(dá) 5年。經(jīng)調(diào)研各氣田井下節(jié)流氣井的適用性')，相應(yīng)水合物生成臨界壓力為1.5 MPa、4.0 MPao井下節(jié)流工藝不適合產(chǎn)水量過大的氣井，一般產(chǎn)水量<5m'/d,根據(jù)開發(fā)預(yù)測(cè)，東勝氣田平均單井產(chǎn)水14.0量3.1 m'/d,可以實(shí)施井下節(jié)流工藝。東勝氣田與蘇12.0水合物生成曲線里格氣田相鄰，地理環(huán)境類似，地質(zhì)條件相近，生10.0產(chǎn)層位、氣質(zhì)組分基本相同。根據(jù)HYSYS軟件模擬號(hào)8.0計(jì)算，東勝氣田與蘇里格氣田產(chǎn)出天然氣水合物生6.0成曲線基本- -致。 東勝氣田井下節(jié)流低壓集氣工藝試驗(yàn)主要借鑒參考蘇里格氣田。2.03高、低壓集氣工藝方案比選-10.0 -5.0 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0中石化華北油氣分公司大牛地氣田屬于低滲透溫度/C氣田，主要采用高壓集氣工藝，通過注醇防止管線圖1 東勝氣田天然氣水合物生成曲線圖凍堵。在開發(fā)過程中盡量簡化地面集輸流程，降低2.2東勝 氣田先導(dǎo)試驗(yàn)投資。目前，已實(shí)施多項(xiàng)氣田開發(fā)項(xiàng)目中地面工程2.2.1東勝氣田高壓集氣工藝投資占總投資比例約為21%~ 25%，項(xiàng)目稅后財(cái)務(wù)東勝氣田在2011年先導(dǎo)試驗(yàn)中,選擇采用高壓內(nèi)部收益率為12.1% ~ 12.6% (石油行業(yè)基準(zhǔn)要求集氣工藝模式，新建集氣站- -座(1'集氣站)。集輸;12%)。由于東勝氣田單井產(chǎn)量低，井距大，通過井系統(tǒng)采用高壓集氣工藝:不注人抑制劑、集氣管線場(chǎng)加熱、井場(chǎng)脫水以及管線保溫等措施保障集輸將黃夾克泡沫塑料保溫、高壓進(jìn)站，天然氣進(jìn)站后集大幅增加地面投資，降低氣田開發(fā)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益。中加熱、節(jié)流脫水、計(jì)量外輸。1'集 氣站工藝流程因此從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)方面需對(duì)東勝氣田高壓注醇工藝為:井口角閥(操作壓力小于14 MPa)→集氣管線以及井下節(jié)流低壓工藝方案進(jìn)行比選。(保溫) -→單井進(jìn)站- +集中加熱- +節(jié)流分離- +計(jì)量3.1 高低壓集氣工藝適應(yīng)性-→外輸。單井集氣管線管徑規(guī)格DN50。高壓集氣工藝模式:初期是高壓集氣,利用原目前1集氣站投產(chǎn)氣井8口，由于氣井出氣溫始?jí)毫δ芄?jié)流制冷脫水;中后期是中低壓集氣、停度較低(冬季4~7 C),部分氣井單井集輸管線較醇采氣、降壓開采、增壓外輸、二級(jí)脫水。長達(dá)到7km,進(jìn)行黃夾克泡沫保溫的管線溫度很快低壓集氣工藝模式:井下節(jié)流、不注人抑制劑、就降至地溫(2 C ),單井集輸管線在冬季經(jīng)常凍堵。低壓串接進(jìn)站、 常溫分離脫水、兩級(jí)增壓、集中外后來采取移動(dòng)注醇的方式對(duì)氣井注人甲醇抑制劑冷脫水脫烴。后，保障了氣井生產(chǎn)。根據(jù)已開展的先導(dǎo)試驗(yàn)及東勝氣田氣藏條件分2.2.2東勝氣田低壓集氣工藝析，高壓注醇工藝以及井下節(jié)流低壓集輸工藝均適為探索低壓集氣工藝在東勝氣田的適用性，東用于東勝氣田,在氣田生產(chǎn)初期可在不保溫條件下，勝氣田在2013年先導(dǎo)試驗(yàn)方案中又新建集氣站一防 止集氣管線在冬季低溫條件下生成水合物，造成座(2"集氣站)。集輸系統(tǒng)采用井下節(jié)流、低壓串聯(lián)集氣工藝。2"集氣站，所轄氣井集氣管線管徑規(guī)格3.2 高低壓集氣工藝方案經(jīng)濟(jì)比選DN65 ~ DN100,集氣管線及集氣站內(nèi)主要工藝系統(tǒng)東勝氣田2015年部署開發(fā)井45口，“十三五”設(shè)計(jì)壓力8.3 MPa,冬季控制井口壓力≤1.5 MPa。2016~ 2020年計(jì)劃部署氣井169 口。以東勝氣田2"集氣站目前已對(duì)兩口氣井實(shí)施井下節(jié)流工藝，氣2015 ~ 2020年產(chǎn)建目標(biāo)為基礎(chǔ)(部署開發(fā)井214口，井生產(chǎn)狀態(tài)良好，集氣管線未發(fā)生凍堵。建設(shè)產(chǎn)能15x10* m/a),借鑒大牛地氣田、蘇里格另外中石化華北油氣分公司在東勝氣田開展低氣田站場(chǎng)部署原則及方式，分別對(duì)采用高壓集氣工壓集氣試驗(yàn)前，提前在其所屬的大牛地氣田某集氣藝方案和低壓集氣工藝方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選。站開展了井下節(jié)流試驗(yàn)，從2009年到2010年6月根據(jù)GB 50350- -2005 《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》,第27卷第3期石油規(guī)劃設(shè)計(jì)2016年5月41單井集氣管線壓降不宜大于0.5 MPa,低壓集氣工藝實(shí)施增壓外輸、 集中脫水，完全成本較高。第4年集氣站集輸半徑可達(dá)8~ 10 km,高壓集氣工藝集氣后， 高壓工藝成本比低壓工藝成本高50~100元站集輸半徑約5 km,配套15x 10* m/a產(chǎn)能建設(shè)規(guī)/10'm'。因?yàn)殡S著氣井壓力的遞減，高壓工藝生產(chǎn)模模，所需要部署高、低壓集氣站數(shù)量不同;另外由式下，需要對(duì)氣田實(shí)施增壓外輸及外冷脫水工程來于集氣管線設(shè)計(jì)壓力不同，集氣管線、站內(nèi)設(shè)施所保障生產(chǎn)，從而成本升高。假設(shè)兩套方案每年產(chǎn)氣用材料等級(jí)不同，高壓集氣方案需要單獨(dú)敷設(shè)注醇量相同，根據(jù)測(cè)算，在評(píng)價(jià)期15年內(nèi)，高壓集氣方管線。高、低壓集氣方案中，地面集輸總體工程量案累計(jì)成本將會(huì)比低壓集氣方案高出3.1%。有較大差別。從總投資及完全成本對(duì)比分析，井下節(jié)流低壓假設(shè)東勝氣田15x 10* m'/a 規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)工程集輸工 藝較高壓集氣工藝更適用于東勝氣田開發(fā)政在2015年當(dāng)年完成，高、低壓集氣方案主要工程量策，經(jīng)濟(jì)效益更好。另外根據(jù)現(xiàn)有氣藏研究認(rèn)識(shí)，見表2。東勝氣田氣井壓力遞減較快，如果采用自然遞減、表2東勝氣田高、低壓集氣工藝方案主要工程量高壓集氣工藝模式，其適用期較短，因此推薦在東項(xiàng)高壓集氣工藝方案低壓集氣工藝方案勝氣田采用井下節(jié)流低壓集氣工藝模式。.井?dāng)?shù)/口214集氣站/座164結(jié)論集氣管線/km714625注醇管線/km由于氣藏地質(zhì)條件差異，國內(nèi)各氣田采取的集集氣干線/km164.1116.3氣工藝不同，在生產(chǎn)過程中對(duì)集氣管線水合物防治污水管線/km164采取的應(yīng)對(duì)措施不同。通過對(duì)東勝氣田特點(diǎn)的分析，輸氣干線/km58.7凈化站/座結(jié)合已開展的先導(dǎo)試驗(yàn)，以及對(duì)高、低壓集氣工藝增壓站/座方案的對(duì)比，得到以下結(jié)論:增壓站二期/座污水廠/座1)采用高壓集氣工藝，注人甲醇抑制劑可以保*高壓方案部分設(shè)施第4年建設(shè)，投資計(jì)入初期總投資障東勝氣田氣井生產(chǎn)，但氣田高壓集氣、不增壓外根據(jù)高、低壓集氣方案工作量,測(cè)算得到方案輸生產(chǎn)期較短。2)東勝氣田氣藏特性、環(huán)境條件與蘇里格氣田投資。高壓集氣方案總投資為54.59億元，低壓集相近，井下節(jié)流低壓集氣工藝適用于東勝氣田。氣方案總投資為50.43 億元。因此建設(shè)產(chǎn)能規(guī)模153 )井下節(jié)流低壓集氣工藝較高壓集氣工藝更適x 10* m'/a,低壓集氣工藝方案總投資較高壓集氣工用于東勝氣田開發(fā)政策，且經(jīng)濟(jì)效益更好，推薦采藝方案低7.6%。另外根據(jù)大牛地氣田生產(chǎn)數(shù)據(jù)以及用井下節(jié)流低壓集氣工藝。33"集氣站、東勝氣田2"集氣站低壓試驗(yàn)成果進(jìn)行分析測(cè)算，高、低壓集氣工藝方案在15年內(nèi)產(chǎn)出每千參考文獻(xiàn):方天然氣的完全成本見圖2。1]熊穎,王寧升.天然氣水合物的結(jié)構(gòu)特征及防治措施[J].油氣儲(chǔ)運(yùn), 2008, 27 (6) :48-51.1 150[2] 倪行字， 王德金，劉志煥氣井水合物凍堵防治技術(shù)高壓方案”低壓方案[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā), 2005, 24(4) :62-63.王1050[3]鄧珂. 川西氣田水合物防止工藝技術(shù)研究[D].成但都:西南石油大學(xué), 2007.950[4關(guān)丹慶蘇里格低壓氣田地面集輸工藝優(yōu)化研究[D].青島:中國石油大學(xué)(華東),2007.850[5] 佘朝毅， 李川東，雷振中,等.井下節(jié)流工藝技術(shù)在氣田開發(fā)中的應(yīng)用[J].鉆采工藝，2003,26(增刊):75052-56.[6] 周紹國， 郭東冬，劉行勇.氣井井下節(jié)流降壓工藝方65法探討[J].鉆采工藝，2004, 27(6) :28-31.[7]王宏偉.大牛地氣田水合物防治工藝研究[J].天然生產(chǎn)時(shí)間/a氣工業(yè), 2007, 27(1):117-118.圖2高、低壓集輸工藝10'm2氣完全成本收稿日期: 2015-09-14由上圖分析可知，在開發(fā)初期，低壓工藝需要編輯:廉踐維