大庆油田地面工程低渗透气田地面建设新技术

大庆油田地面工程低渗透气田地面建设新技术

长宁气田位于鄂尔多斯盆地中部，主要位于陕西省和内蒙古的交界处。跨越陕西省的靖边县、衡山县、安塞县和内蒙古乌吉旗和欧文旗的大部分气田。气田南部地处黄土高原,大多为黄土斜坡,沟壑纵横,地形破碎;北部地处毛乌素沙漠南缘,多为沙丘,呈半固定状;中部为比较平坦的沙漠边缘地带,有绿色植被覆盖;海拔高度为1123~1823m。气田所在地区属内陆性北温带半干旱气候,其主要特征是:夏季酷热、冬季严寒、四季分明、昼夜温差较大,冬春两季多风沙,降雨少、蒸发大。长庆气田属于低渗透、低丰度、低产、大面积连片气田,平均单井产量只有4×104m3/d。其气井产量差异大,井数比较多,开发难度比较大,因此,配套采用简单、先进而实用的新技术,简化工艺流程,减少投入,降低成本,提高经济效益的问题,就显得尤为重要。集气1.树枝状、环形组合管网国内外气田地面建设所采用的集气管网主要有树枝状、放射状和环状三种集气流程。采用的集气方式主要有单井集气和多井集气两种。集气管网直接影响着集气站的布局和工艺流程的选择。树枝状流程的特点是集气管线相对缩短,便于气井就近纳入集气系统,比较灵活,便于气田滚动开发和分期建设,工艺流程较简单。但集气站比较多、分散。树枝状管网一般常与单井集气工艺流程结合使用,适用于在井比较分散、井距比较大、单井产量高和狭长地形的气田采用。放射状流程的特点是集气站比较集中、数量少,便于集中控制和管理,集气管线相对增长。放射状管网一般常与多井集气工艺流程结合使用,适用于气井比较集中、井距小、大面积连片气田。环状集气流程的特点是管网可靠性高,便于统一调配气源。但管网投资高,集气效率较低。一般只有干线管网形成环,集气支线采用其它方式。环状管网一般适合在区块或气田比较分散、用户比较多、供气可靠性要求较高的气田上采用。对于单井产量比较高的场合,采用单井集气和树枝状集气管网的比较多。我国四川气田大多数采用多井集气、放射状管网和环形组合管网。采用哪一种流程比较合理要针对各自气田开发和建设特点来优选,也可以同时采用两种以上的管网组成联合管网,取之长、避其短。针对长庆气田面积大、地面条件恶劣、井数多的特点,根据长庆气田的总体规划,井口至集气站采用放射状管网,集气站至集气干线为树枝状管网,四条集气干线至集气总站为放射状集气管网。2.多井集气集气工艺流程长庆气田井口天然气压力比较高,关井压力为25MPa,初期井口的流动压力为18~20MPa左右。但是气流的温度比较低,井口流动温度一般为10~20℃。在管输过程中极易形成水合物,造成管线冻堵。另外,长庆气田开采出的天然气含硫化氢和二氧化碳两种酸性气体,集气管线极易遭受腐蚀。再加上长庆气田所在地区地面的恶劣环境,因此在选择工艺流程时就必须考虑这些不利因素的影响,国外天然气发达国家基本采用的是单井集气脱水工艺流程,脱水后的干气进入集气管网。长庆气田井多、面积大,地面环境恶劣。如果采用单井集气工艺流程,那么在长庆气田将建设很多座单井集气站,不仅投资巨大,而且很难控制和管理。因此大面积采用单井集气是不现实的。根据长庆气田的开发和建设特点,比较适合采用多井集气。而传统的多井集气工艺流程一般在井口建加热炉加热节流,而集气站内仍然需要为每口井建设加热炉和分离器。不仅井口没有得到简化,而且站内流程比较复杂。通过反复选比,长庆气田采用多井高压集气工艺流程。所谓多井高压集气工艺流程是指井口出来的高压天然气不经过加热和节流而直接输送到集气站,在集气站内再进行加热、经过一次性节流降压、然后进行气液分离、计量和脱水。一座多井集气站可以管辖7~8口气井。这样,井口基本没有需要维护的工艺设备,采用多井高压集气工艺流程最大限度地简化了井口。采用多井高压集气工艺是一项综合配套技术,其技术关键是选择合理的集气半径和管径。在长庆气田建设中,集气半径一般控制在6km以内,在管径的选择上主要采用DN50、DN65、DN80三种,管径既要满足开发初期流动压力高、流速低、在起伏较大的地形条件下带水的最小流动要求,又要满足稳产末期压力较低、流速大、压降大的要求。通过陕81~陕84井区先导性工业试验区的长时间生产运行及目前投产井站的验证,生产运行比较正常,基本可以满足生产和地质开发要求。证明采用多井高压集气工艺是可行的。3.集中注醇工艺多井集中注醇工艺是多井高压集气工艺关键配套技术之一。根据计算,长庆气田天然气水合物的生成平衡温度是23℃,而井口的天然气温度一般只有15~18℃,因此很容易生成水合物。为了防止水合物的生成,需要在井口注醇。井口注醇方式很多,如滴注、气动注醇泵注醇以及集气站集中注醇等。长庆气田主要采用集气站集中注醇。其理由是:(1)整套注醇系统建在井口,很容易遭受破坏,需要现场维护和远传控制,维护费用比较高。并且井口得不到简化,使多井高压集气工艺的效果不明显。(2)多井集中注醇工艺就是在多井集气站设高压注醇泵通过与采气管线同沟敷设的注醇管线向井口和高压采气管线注入甲醇。采用多井集中注醇在井口没有注醇设备需要管理和维护,仅在井口设甲醇注入喷嘴。这样,不仅简化了井口,而且实现了井口无人值守。多井集中注醇与其它注醇方式相比优点比较多,是实现多井高压集气工艺的技术关键。(3)目前选用的注醇管线是>25×5的无缝钢管,注醇泵采用柱塞泵,最高设计注醇压力为25MPa,正常注入压力比井口的流动压力高0.1~0.2MPa。注醇量主要取决于单井产量、压力和温度。长庆气田气井的压力和温度变化不大,从目前的运行情况来看,气井配产越高,带液越多,注醇量越大,因此,主要影响因素是单井产量。加热炉加热节流器高压天然气由井口通过采气管线进入集气站。初期生产压力较高,需要节流降压。通常一口井需要配一台加热炉,一座集气站需要7~8台加热炉才能实现加热和节流,这样投资比较高。经过论证,可以采用多井式加热炉进行加热和节流。所谓多井式加热炉是一台加热炉可以同时对2~4口气井进行加热和节流,一座集气站只需要2~3台加热炉即可满足工艺要求。在长庆气田集气站实现了多井加热炉加热节流工艺。在集气站一般设置1~2台水套加热炉,每台加热炉可以同时加热2~4口气井。天然气的加热温度可以通过控制加热炉燃料气量来控制,整个控制过程采用计算机自动控制。加热炉进口压力为18~22MPa,温度为10~20℃。将天然气加热到70~80℃进行节流,节流后的压力为6.4MPa,混合气温度基本在20℃左右。通过生产运行结果表明,采用多井式加热炉是可行的,可以减少加热炉的台数,提高设备的利用率。但是如果井比较多,流量变化比较大,温度控制就比较困难。因此,需要进一步研制可适合不同产量气井的多井式加热炉。一般来说,一台加热炉辖井数不宜超过4口。多井计量工艺天然气单井产气量及产液量是要采集的重要开发数据,如果单井产量采用连续计量方式,就要求对每口井都要单独设分离器和计量仪表。这样,不仅集气站的设备比较多,工艺流程比较复杂,而且投资也相应增加。如果气井的单井产量比较高或单井产量波动比较大,采用连续计量还是必要的。但对长庆气田来说,单井产量比较低、气量比较稳定,采用间歇计量基本可以满足开发要求。这样不仅可以简化工艺流程,而且可以大大减少建设投资。根据长庆气田单井产量和集气站管辖井数等具体情况,在集气站设计量分离器和生产分离器。计量分离器用于单井产量计量,生产分离用于其它井混合生产。间歇计量可以根据集气站管辖井数、单井产量、产量波动幅度等因素来确定计量周期。对产量比较稳定的气井可以每口井连续计量24h,每7~8天轮换计量一次。对产量不够稳定,升降幅度比较大的气井可以每口井连续计量8h,每3~4天轮换计量一次。在长庆气田多井集气站全部采用了间歇计量工艺。即在集气站内有一台生产分离器用于混合生产,另外有1~2台计量分离器用于间歇计量。通过生产运行,单井产量比较稳定,波动幅度比较小。采用间歇计量可以满足开发和生产要求,而且建设投资比较低。天然气中含2s和co长庆气田气井生产初期几乎不含地层水,但天然气中含有饱和水蒸汽,它会随着压力和温度的降低凝析出来,形成游离水。这样不仅会降低管输能力,而且由于天然气中含H2S和CO2会对输送管道造成腐蚀。长庆气田建设中综合考虑了集气系统和保证干线输送干天然气以防止腐蚀的问题,决定采用集气站脱水工艺。目前,长庆气田集气站采用的橇装脱水装置主要是从国外引进的,脱水效果比较好,脱水后的天然气水露点可以降到-10~-13℃,其主要特点是工艺流程和配套系统比较简单,建设速度快、自动化控制程度高、不需要外界动力、投资低、运行维护和管理比较方便,而且大大简化了工艺流程和缩小了配套系统规模。净化装置建设长庆气田天然气含有硫化氢、二氧化碳和水。天然气中硫化氢的综合含量为0.02869%、二氧化碳的综合含量为3.2442%,均超过国家规定标准。因此天然气必须经过净化处理后才能供给下游用户。长庆气田天然气净化厂总体设计配套能力为30×108m3/a,设脱硫装置和脱水装置各5套,每套日处理天然气200×104m3,分两期实施。一期建3套,二期建2套。分别采用MDEA法脱硫和三甘醇脱水。目前国内外所采用的天然气净化工艺主要有甲基二乙醇胺法(MDEA)湿法脱硫、三甘醇(TEG)脱水、氧化铁(SULFATREAT)干法脱硫,以及薄膜渗析法脱硫、二氧化碳和水。长庆气田天然气净化厂采用了(MDEA)湿法脱硫、三甘醇(TEG)脱水工艺。1.发达国家采用的脱硫方法MDEA脱硫工艺特别适用于CO2与H2S比值高的情况,具有显著的节能效益。目前MDEA法已经逐步取代了MEA法,国内气田原有的很多MEA法装置已经改用MDEA法生产。国外天然气发达国家采用的脱硫方法也基本是MDEA法。MDEA法具有以下显著的优越性:(1)MDEA与H2S的反应速度要比与CO2快得多,因而具有很好的选择性。在原料气CO2与H2S比值较高时,能保证酸气中H2S浓度相对较高,从而降低酸气处理费用。(2)胺液浓度较高,酸气负荷高,因此溶液循环量低,蒸汽消耗量低,可大大降低能耗。(3)MDEA法解吸温度较低,再生系统腐蚀轻微。(4)MDEA蒸气压低,气相损失少;MDEA稳定性好,热降解低。(5)MDEA不与CO2生成变质产物,也不会由于原料气中有CS2或COS而变质,故不需设溶剂复合设施。2.现有的天然气脱水方法采用MDEA法脱硫后,由于天然气又吸入了甲基二乙醇胺水溶液中的水分,还需要进一步脱水以便达到外输要求。目前国内外通常采用的天然气脱水方法主要有乙二醇(EG)脱水、二甘醇(DEG)脱水和三甘醇(TEG)脱水。由于三甘醇脱水工艺具有吸湿性好、蒸气压低、损耗小、脱水露点降大、操作平稳可靠等优点而被长庆气田采用。脱硫塔运行效果另外在陕81~陕84井区先导性工业试验区,采用了固体脱硫材料“3018”,在站内设脱硫塔两具,可以串、并联互换运行。通过试验表明,具有较好的脱硫效果。采用“3018”固体脱硫工艺的最大优点是工艺流程简单、投资省、操作和运行维护简单,比较适合于小规模的脱硫工艺。pds法脱硫长庆天然气净化厂脱硫装置尾气中H2S含量3.411%,CO2含量88.45%,如果将这些酸性气体经焚烧处理后排入大气,每小时SO2排放量约305.3kg,将会对环境造成污染。为此长庆气田采用了PDS法进行尾气处理。PDS法既能脱无机硫,又能脱有机硫,具有工艺简单、成本低、脱硫效率高等特点,催化活性高,用量少,适应性强;硫泡沫多、易分离、不堵塞设备等。该技术可脱除酸气中99.8%以上的H2S,脱硫后尾气中CO2含量大于99%。这样大大减少了SO2的排放量,防止污染,又回收了硫磺和二氧化碳,做到环境、经济、社会效益的统一。级递阶式控制模式长庆气田自动化管理水平遵循的基本原则是可靠、先进、实用。长庆气田自动化控制的主要对象是天然气集气系统、净化系统和一些主要的公用系统,以数据采集为主。自动化控制系统采用SCADA系统,具有较高的可靠性。整个系统采用三级递阶式控制模式。第一级为气田生产调度中心,对整个气田进行生产管理、调度协调;对集气系统、净化系统、供电系统及受