柳杨堡气田地面集输工艺探讨.pdf

勘探开发 126 2023年第9期柳杨堡气田位于宁夏、陕西、内蒙古交界处，气田分为盐池北、盐池、定边3个区块，其间分布有哈巴湖自然保护区。附近有苏里格气田、大牛地气田、乌审旗气田、靖边气田、榆林气田等。地势南高北低，平均海拔为1400m，年平均气温7.9，年平均日照2743h，年平均降雨量317mm，降水稀少、风沙强烈、干燥度大，是本区气候的最大特点1。1 基础参数1.1 产出物性及采出水特征柳杨堡气田属于低孔、低渗、低压的三低气田，根据气田15口气井气相分析数据，结果显示柳杨堡气田天然气组分中甲烷含量89.9%，二氧化碳含量2.788%，不含硫化氢，重烃含量不高，属于干性气藏。根据气田3组水样组分化验结果，柳杨堡气田采出水矿化度高46399mg/L，Cl离子含量高28631mg/L，pH值低5.76，采出水呈弱酸性，腐蚀性强。1.2 递减趋势分析根据柳杨堡气田气井历年生产数据，分析计算得到气田平均递减率12.8%，盐池区块递减率12.5%，盐池北递减率12.5%，定边递减率14.4%。根据预测的新增产量及递减率绘制产量曲线，柳杨堡气田在第四年达到最大产量143.28万m3/d，此后逐年递减。柳杨堡目前已投产气井15口，大部分为间开生产井，优选LP16H对其压力递减情况进行分析。该井的压力在生产初期迅速衰减到24MPa，后期基本维持在1.8MPa左右。气井压力递减快，高压时间短，低压时间长。1.3 压力-温度曲线利用HYSYS软件对水合物进行点到点的静态预测2，根据已获气井气质报告，通过软件计算出水合物温度-压力生成曲线。图1 水合物生成曲线由图1可得，随着压力的增加，水合物形成的温度也随之增加，但压力较高时水合物形成的温柳杨堡气田地面集输工艺探讨唐泽瀛中石化华北油气分公司 石油工程技术研究院 河南 郑州 450006 摘要：柳杨堡气田作为中石化后备开发区，处于开发评价与试采期。气藏产出气体组分甲烷含量高，重烃组分少，产出液气比高、差异大，排采工艺多样，因此需要对气田地面工程总体规划方案进行科学合理的设计。结合柳杨堡气田气藏特点、地理环境，通过对高压、低压2套集输工艺的分析论证，评估对柳杨堡气田的适配性，进行集输工艺优选，整体布局方案对比，确定了适合柳杨堡气田的地面集输工艺。关键词：天然气 集气工艺 布站方式D i s c u s s i o n o n g a t h e r i n g a n d t r a n s p o r t a t i o n t e c h n o l o g y o f L i u y a n g b a o G a s F i e l dT a n g Z e y i n gResearch Institute of Petroleum Engineering Technology，Sinopec North China Oil Gas Branch，Zhengzhou 450006Abstract：Liuyangbao Gas Field is in the development evaluation and trial production period.The gas produced from the gas reservoir has high methane content，few heavy hydrocarbon components，high liquid gas ratio，large difference，and various drainage and production processes.Therefore，it is necessary to scientifically and reasonably design the overall planning scheme of the gas field surface engineering.Based on the characteristics and geographical environment of Liuyangbao gas field，through the analysis and demonstration of high pressure and low pressure gathering and transmission processes，the suitability of Gas Field is evaluated，the gathering and transmission process is optimized，the overall layout scheme is compared，and the surface gathering and transmission process for Liuyangbao Gas Field are determined.Keywords：Natural gas；Gas collecting process；Arrangement manner of gas gathering system 127 勘探开发2023年第9期度增加幅度比压力较低时水合物形成的温度增加幅度小；因为水合物的生成条件为高压低温，所以曲线左上方为水合物不生成区域3。井口压力在2.8MPa时，生成水合物的温度在5，对应冬季输气最低温度，即冬季生产压力需2.8MPa；井口压力在8.9MPa时，生成水合物的温度在15，对应夏季输气最低温度，即夏季生产压力需8.9MPa。2 天然气流向及交气条件根据周边已建及规划管网情况，柳杨堡气田内部及周边共有外输管道6条，液化天然气（LNG）处理厂3座，可为气田外销提供助力。考虑地方关于天然气自产自用的用气需求及气田产能分配，盐池、盐池北区块可统一集输，通过天利丰首站及柳高线销往位于高沙窝镇的天利丰LNG工厂，定边区域较为独立，且与盐池区块跨省分布，可单独输送至众源绿能LNG厂。结合柳杨堡气田产能及用户需求，通过模拟计算确定气田产交气压力为3.5MPa。3 地面工程整体集输方案3.1 高中低压集气论证根据气田开发经验，地面工程集输工艺主要分为高压集气、中低压集气2种，在国内气田均有广泛应用，可实现天然气的集输与处理，但由于集气方式、水合物防治措施、脱水工艺与增压级数不同，2种工艺在建设投资与运行成本方面各有优劣4-7。高压工艺初期利用地层能量实现外输与脱水，降低了前期的运行成本，但仍需注甲醇并对其进行再生处理，随着地层能量的下降，后期仍需进行增压与外冷脱水，工艺流程无法完全适用于气田全寿命周期。低压工艺对气田适应性较强，前期压力较高时节流后进入管网，压力降至中压后，可采取夏季提高输送压力、冬季降低输送压力方式灵活调节压力系统，充分利用井口能量，但增压脱水投入早，初期运行成本高。高压集输工艺模式主要适用于高压稳产时间长、液气比低的气藏；低压集输工艺模式主要适用于高压稳产时间短、液气比高的气藏。根据压力递减曲线，柳杨堡气田高压生产阶段只有2个月，不宜采用高压集输工艺。高压工艺需要配套水套炉或井口加注甲醇，投资高，成本高，且不环保。从气井压力能利用和水合物防治两个方面进行对比，柳杨堡气田宜采用中低压集输工艺见表1。3.2 气液混输、分输工艺论证气田常用气液混输与分输两种工艺，气液混输工艺由采气管线将气、液混输至集气站进行集中处理，气液分输工艺常用于产水量较大的气田，气液两相在井场进行分离，气、水管线同沟敷设进入集气站，或者采出水单独拉运。优缺点见表2。8-9柳杨堡气田位于平原地带，管线受地形影响表1 柳杨堡气田集气工艺对比工艺对比高压工艺中低压工艺气井压力能利用气井仅前10个月压力6.3MPa，压力能力利用时间短，不宜采用高压工艺气井处于中低压时间长，适宜采用中低压工艺水合物防治区块位于哈巴湖国家级自然保护区周边，高压工艺需要配套水套炉，或井口加注甲醇，投资高，成本高，且不环保应用中低压工艺，降低系统压力，利于水合物防治表2 气液混输、分输工艺对比集输方式气液分输气液混输优点减少酸性气体如CO2对采气管线的腐蚀，管线安全性、可靠性提高管道内积液减少，沿途压力损失减少管线清管周期短无需建设污水收集管线，或无需定期拉运采出水，投资、成本较省井场工艺流程较为简单，投资、占地较少现场运行管理方便，更易实现无固定人员值守目标缺点需要建设污水管线，投资大幅度增加，或者需要定期拉运各井场采出水，运行成本增加需在每座井场设置气液分离设备，井场流程复杂、占地增加、投资增加集气管线需做内防腐，管线综合投资高；管线长时间运行存在积液，需定期通球清管。勘探开发 128 2023年第9期产生的积液较少。采用PIPESIM软件对采气管线模拟，采用气液分输工艺采气管线沿程压损较混输方案仅低0.05MPa，对气井回压影响较小。综合考虑管网建设地形、采气工艺、气质组分等条件，推荐采气管线采用气液混输工艺，集气管线采用气液分输工艺。3.3 总体工艺流程根据柳杨堡气田概念开发方案，确定盐池+盐池北区块部署集中处理站1座，集气站3座，定边区块天然气单独处理外销，部署集气站1座。综合考虑区块布局和交气条件，规划出盐池+盐池北区块集气站增压、集气站增压+集中处理站增压、集中处理站增压3种增压布局。针对盐池+盐池北区块面积小、区块分散的特点，综合考虑建设投资和运行成本，采用集气站增压布局模式更适应于气田布局。基于夏季井口水合物形成临界压力8.9MPa，设计压缩机冬启夏停运行模式，为充分利用气井自身压力能集输，投产初期夏季不启动压缩机，夏季井口节流后压力设计点为5.0MPa（管线设计压6.3MPa）。柳杨堡气田采用井下节流与井口节流相结合、单井计量、串联进站、气液混输、常温分离、一级增压、集中脱水、降压防堵的的低压集输工艺技术。同时采用单井带液连续计量，集气站一段增压，集中处理站集中进行天然气处理的工艺模式。整体集输工艺示意见图2。图2 整体集输工艺示意图4 结束语根据柳杨堡气田产出特征、递减规律，通过技术分析、经济性对比、工艺模拟多重研究手段，得出以下结论。（1）定边区块单独建集气站处理达标后外销；盐池区块新建集中处理站，盐池、盐池北区块的气均进入天利丰首站，再通过天利丰的输气管道外销。（2）根据整体布局及工艺论证，柳杨堡气田采用井下节流与井口节流相结合、单井计量、串联进站、气液混输、常温分离、一级增压、集中脱水、降压防堵的低压集输工艺技术。（3）根据区块布局和交气条件，柳杨堡气田采用“井场-集气站-集中处理站”的两级布站，集气站一级增压模式。参考文献1 王健.柳杨堡气田水平井钻井液防漏堵漏技术 J.中外能源，2020，25（5）：4.2 张忱，张英.涪陵页岩气地面工程技术研究与应用 C.中国油气田地面工程技术交流大会.中国石油学会，2013.3 郭华，汪发文，陈广志，等.气井水合物生成条件预测方法比较与分析 J.内蒙古石油化工，2011（18）：46-48.4陈从磊，李长河.杭锦旗气田集输工艺优化研究 J.石油化工高等学校学报，2017，30（3）：6.5 赵鹏敏.苏里格南区块天然气集输工艺优化技术研究 D.西安:西安石油大学，2013.6 吴国霈，徐勇，计维安.气田内部集输管网建设适应性评价研究 J.石油与天然气化工，2020，50（1）：87-94.7 彭杰.东胜气田滚动建产期管网部署优化J.石油规划设计，2020，31（6）：5.8 翟龙.神木气田米 38 区块集输工程设计D.东营：中国石油大学（华东），2017.9 刘明堃.长庆气田某区块二期地面工程集输工艺技术研究 D.中国石油大学（华东），2017.作者简介唐泽瀛（1991）女，本科，助理研究员，研究方向为油气田地面工程。