气田地面集气工艺技术

气田地面集气工艺技术、八、亠一、前言随着油气田的不断开发和利用，为了更好地使用天然气，并且便于天然气的运输，我们需要将天然气在气田地面进行集气。二、油气田基本情况介绍我国油气田分布范围遍及大江南北,储量位居世界前列,油气田类型也复杂多样,目前大部分油气田都保持着较好的生产能力。随着近年来国内能源需求的增大，能源局势变得紧张，部分油气田正在扩大建设规模，或者寻求新的发展。油气田的地面建设工程是影响油田产量的重要因素，其设计集气、供电、通信、供水等多个方面,现今绝大部分油田已经具有比较完善的地面工程建设。但是由于自然地理条件的影响,我国大部分油气田处于边远山区，自然环境总体较差,如位于山西内蒙交界的长庆靖边气田,处于沙漠沙丘和黄土高原的沟壑之间，在进行地面工程建设是受到环境影响很大,地理条件的制约给工程建设带来了困难。另外，不同油气田储层差异性、含气性特征等不同也给气田的开发和集气工艺应用带来了苦难。如何在油气田地面建设中加强集气技术工艺的优化成为生产开发的重点。三、集气技术工艺研究集气管网分析目前集气管网主要有三种分类，树枝状、放射状和环状三种；在集气方式上采用的或为单井集气或为多井集气；集气管网的建设布局对集气站的建设和具体的集气技术工艺都有直接的影响，所以在具体的气田地面建设中，要结合气田的特点进行分析，做出科学合理的规划并经过验证后，来确定可以采用的集气管网，从进口到集气站的管网建设是整个地面建设的重点，对集气技术的应用有着深刻的影响。集气技术之多井高压集气工艺有的气田开采处的天然气压力高，而气流的温度较低，所以为了防止在进口处天然气形成水合物使集输管线受到冻体堵塞，所以在初期的试采中药对此类气田的该项问题特别重视，以便根据具体的情况采取相应的集输技术措施。还以长庆靖边气田为例，该地气田井分布较多且面积较大，但是自然地理环境条件差，如果在集气技术上选择单井集气的程序方法，所需建设的单井集气站的数量将非常多，这对于地处环境复杂的气田来说，无疑是一项复杂的工程，在这样的环境背景下对集气站的维护和管理也将成为难题。所以在长庆靖边气田采用了多井高压集气技术方法，多井高压集气技术方法是对由进口流出的高压气流直接输送至集气站，在井口处不进行加热或者节流处理，待气体进入集气站后载对其进行相应的加热、降压、分离以及脱水等处理。实践中一般的多井集气站都能对7到8口井进行集输的管理和运行。多井高压集气技术工艺属于综合性的技术方法，在具体的应用中最为关键的是要根据实际需要选择合适的集气半径。集气半径要按照的相关的设计方案进行设置，但是时间生产应用中可以进行适当的扩大，例如长庆靖边气田的有些气井的采气管线长度就延长了设计规范的距离规定，但是在生产中仍然运行良好。所以经过实践经验总结，多井高压集气技术是一项具有可行性的技术工艺，运行效果显著。集气技术之多井集中注醇技术同样是针对天然气的温度与井口温度差大，防止生成水合物的问题，多井集中注醇技术是通过在井口处注醇的方法来防止生成水合物。多井集中注醇技术是指通过向集气站高压注醇泵集中进行注醇，沿着与采气管道线并行的注醇管线输向所需注醇的气井井口，同时流向高压采气管线。多井集中注醇技术的优势在于减少了对单井进行注醇管理的繁琐，各个井口无需设置相应的设备，而只需简单的雾化器即可使注入的醇液与天然气混合，单井的井口管理更加方便简化，对集气系统来说也有利于整体的管理控制。在注醇过程中，对各个井口的注醇量要结合各井的产气量、压力值以及温度等因素进行调节，一般来说产气量是影响注醇量最为关键的因素，所以对此需要特别关注。集气技术之间歇计量技术在气井的生产中对单井的产气能力进行计量，计量所得数据是一项基本的衡量数据，所以对每一口井的产气量进行连续的计量是一项基本工作，此项工作需要在每口井处设置分离器和计量仪表，这对于本就设置了多种设备仪器的集气站来说，设备量增多，投资也需进一步增加，所需技术工艺也更加复杂。在实践中我国的大多数气田在该问题上都采用了间歇计量技术方法，但是在具体的应用上该技术方法要与气田的单井产量和集气站的规模等情况相结合。间隙计量技术是通过在集气站设置计量分离器和生产分离器，计量分离器用来对单井产量进行计量，生产分离器用来其他井的混合生产，计量需要每隔一段期限轮换一次。在实践中该间隙计量的技术经过应用，完全能够满足计量的需求，大大降低了生产投资，也简化了相关技术的应用流程。四、凝析气田集气工艺技术分析凝析气田集气工艺技术的关键是布站方式和集气流程，既要适应凝析气田的气藏物性特点，又要适应气田的自然环境及井网分布的特点。站场布局的适应性分析在已建的凝析气田中，大多数采用了单井直接进集中处理站的总体布局模式，少部分设置了站外阀组，有的采用了单井站和多井集气站相结合的布站模式。迪那凝析气田根据地层压力确定集中建设一座气体处理厂。尽管迪那1和迪那2两个凝析气田区块相距25km,但是由于地层能量较高，因此迪那凝析气田具备远距离集气及共建一座处理厂进行集中处理的地层能量条件。同时，迪那1凝析气田在平面上看是一个椭圆形状，具备多井站集气的有利条件，因此采用了多井集气站模式；而对于迪那2凝析气田，则是一个带状狭长区域，具备单井站集气的有利条件，因此采用单井集气支线通过与集气干线简捷“T”接的单井集气模式，使气区管网的布局更加合理。牙哈凝析气田在中部布置一座集中处理站，邻近集中处理站的气井，节流后各井物流直接进到站内阀组；较远的气井节流后直接进入站外阀组后再进站，并在集中处理站二次节流，在最边缘的一口井设置加热设备；液量大、温度高的水平井物流直接进站。该布站形式最大集气半径为7.7km，突破了单井集气半径不大于5km的常规做法，实践证明这种做法是成功的。凝析气田的地面集气工艺系统的站场布局与气田的产能规模、气藏物性、地层压力、气油比(凝析油含量)、地形及气田区域面积等方面密切相关。同时，单井站和多井站的布置，应充分考虑气区的地形和井网分布特点。集气流程的适应性分析目前已开发的凝析气田主要采用了井口高压常温集气流程、井口加热节流流程和低温分离集气流程。这3种流程全部采用了气液混输的方式。长期的实践证明，凝析气田采用气液混输工艺，能更有效地利用气田地层能量，简化地面集气工艺流程和设备配置，减少操作环节，利于管理，提高生产系统的安全性。井口高压常温集气流程。井口不加热，高压集气直接至集气站，各单井井流物在集气站进行加热节流；也可以利用井口温度或在井口注入防冻剂，保证井流物在集气过程中不产生水化物；在井口进行一级节流，可降低单井管线的设计压力。该流程适用于井口压力较高、温度较高的气井。利用高压混相集气工艺技术，能够扩大集气半径，简化集气工艺和布站，并可为采用膨胀致冷工艺控制烃露点和回收轻烃提供压力能。井口加热节流流程。为保证井流物在井口及集气过程中不产生水化物及凝析油不凝固，在井口设水套加热炉，并对管线采取保温措施。凝析气在井口进行一级节流后，混输至集气站分离、计量。该流程适用于单井管线较长、井口压力较高、井口温度较低的气井。低温分离集气流程。低温分离集气流程是高压常温集气和低温分离回收流程的组合。井场输来的高压天然气进入集气站后，利用地层能量节流降压致冷，用低温分离法从天然气富气中回收凝液。该流程的特点是在集气站增设了低温分离部分，包括喷注防冻抑制剂、气体预冷、节流膨胀、低温分离及凝液收集。部分比较大的集气站还包括凝析油稳定、油醇分离、凝析油储存及输送、抑制剂再生与储存等工艺设施。该流程适用于单井管线较短、井口压力较高、井口温度较低的气井。当凝析油含量少时，多采用低温分离流程。计量方式的适应性分析目前，凝析气田的计量有两种基本形式，一种为采用计量分离器的分液后计量，一般采用高压计量孔板流量；另一种为不分离计量，即站内不设