涩北气田地面工艺技术优化

摘 要

摘要：涩北气田的地面工艺技术起步于其他油气田的成功经验，随着年产气量的不断增长，涩北气田迫切需要一套适合自身发展特点的地面工艺技术。为此，对涩北气田现有的两套地面工艺技
摘要：涩北气田的地面工艺技术起步于其他油气田的成功经验，随着年产气量的不断增长，涩北气田迫切需要一套适合自身发展特点的地面工艺技术。为此，对涩北气田现有的两套地面工艺技术进行了比较分析，优选出了常温分离工艺技术，并对其工艺、流程进行了优化：井口安装保护器，站内一次节流，分离器自动排污，加热炉自动点火，总站集中脱水。优化后的常温分离工艺技术适合该气田的开发需要，为中国石油天然气股份有限公司在青海油田建设“非酸性气田示范场站”项目提供了理论和实践依据。
关键词：涩北气田；疏松砂岩；常温分离；井口保护器；排污；非酸性气田；示范场站；优化设计
1 涩北气田基本情况
1.1 气田地理位置
    涩北气田地处柴达木盆地东部涩聂湖畔，面积为(5～7)×104km2，距青海省格尔木市236km，平均海拔2750m，地理环境为瀚海戈壁、盐碱沼泽，常年干旱缺氧，寸草不生，无社会依托和淡水资源。
1.2 气田地质特征
    涩北气田储层为疏松砂岩，孔隙度为26.8%～31.3%，平均为29.6%，渗透率为2.0×10-3～1223.3×10-3μm2，易出砂，砂粒径为0.01～0.06mm。
2 地面工艺技术评价
    涩北气田目前有两种地面集气工艺技术：低温分离工艺技术和常温分离工艺技术。
2.1 低温分离工艺技术
    低温分离工艺流程是指：天然气从井口出来后，不经过节流，由集气站至气井井口的甲醇管线进行井口注醇防冻[1]，然后高压集输至站内，进行一级节流，再通过立式重力分离器进行气液固三相分离[2]，混合集中加热，通过二级节流角阀进行外输压力调节，最后计量外输。
2.2 常温分离工艺技术
    常温分离工艺流程是指：天然气从井口出来以后，不经过节流直接高压集输至站内，利用多井式天然气加热炉进行单井加热、一级节流，再通过分离器进行气、液、固三相分离，最后计量外输。
2.3 地面工艺技术评价
    以涩北气田新2号站为例，对各单井常温、低温分离技术的工艺参数分别进行计算，结果见表1。
    对两种地面工艺技术进行经济分析比较，结果见表2。
    通过上述比较可知，常温分离工艺技术相比低温分离工艺技术具有以下优点：
1) 省去了气井到集气站间的甲醇管线，减少了材料及施工费用。
    2) 省去了注醇泵和甲醇罐的使用，减少了设备采购、安装费用及辅助设施的建设费用。
    3) 减轻了操作工人的劳动强度。
    4) 将气液固三相分离天然气温度控制在零度以上，杜绝了一级节流后产生冰堵的现象[3]。
    5) 消除了毒性极强的工业化工原料——甲醇对人体、自然环境的危害。
    6) 由混合集中加热变成了多井单独加热。
因此，涩北气田开发宜选用常温分离工艺技术。
表1 新2号站常温、低温分离工艺参数对照表
井号
单井产量(104m3/d)
进站压力(MPa)
节流后压力(MPa)
进站温度(℃)
节流后温度降(℃)
节流后水合物形成温度(℃)
出站温度(℃)
常温分离
低温分离
一次加热后温度/温升
加热所需总热负荷(kW)
低温分离所需的注醇量(kg/d)
低温分离后的温度(℃)
低温分离后加热所需热负荷(kW)
新涩试2井
87901
14.8
5
27
23
5.1
30
75/4852
76
71
-16
74
新涩试3井
63050
11.6
5
22
21
5.1
30
68/45
52
49
-11
47
涩试4井
88217
11.4
5
23
19
5.1
30
67/44
70
61
-20
80
涩3-1井
45882
9.3
5
5
28
5.1
30
58/53
44
41
-11
35
涩3-3井
86496
8.8
5
20
13
5.1
30
58/38
59
45
-5
55
涩3-4井
87947
12.2
5
23
20
5.1
30
68/45
71
63
-11
63
涩3-5井
82829
12.2
5
13
30
5.1
30
68/55
82
76
-21
77
涩3-7井
64336
11.0
5
10
29
5.1
30
65/54
62
61
-22
61
涩3-8井
70150
11.4
5
23
19
5.1
30
67/44
55
48
-9
50
涩3-11井
57260
9.2
5
3
30
5.1
30
58/55
57
53
-22
54
涩3-26井
8624
11.5
5
-8
51
5.1
30
68/76
11
25
-46
11
涩19井
20731
10.0
5
14
22
5.1
30
61/47
17
16
-15
16
涩22井
18792
6.8
5
11
13
5.1
30
49/38
13
10
-4
12
新涩4-3井
86470
14.4
5
26
23
5.1
30
74/48
75
69
-16
73
涩4-20井
37541
12.9
5
9
38
5.1
30
80/71
48
39
-28
40
表2 已建新2号站常温、低温分离工艺经济比较表
项目
设备数量
年运行费用
年总费用(万元)
加热炉(万元/台)
数量(台)
注醇泵(万元/台)
数量(台)
甲醇罐(万元/台)
数量(台)
合计(万元/年)
自耗气(104m3)
注甲醇量(t)
年运行费用(万元)
常温分离工艺
16
4
/
/
/
/
64
72
/
32.4
38.8
低温分离工艺
16
4
10
2
10
2
104
68
270
84.6
95
3 地面工艺技术优化
3.1 井口安装保护器
    井口安装保护器，可对采气树、天然气生产井起到保护作用，能够快速发现问题、解决问题。
3.2 分离器自动排污
    原集气站分离器的排污是由集气站操作工按时巡查，手动进行排污。随着气田产量的增加，气井出水量也日益增加，分离器的排污次数增加，集气站操作工的劳动强度也日益增加，特别是出水量大的生产井在单井计量时，排污次数更加频繁。因此，在实际生产中出现了两个急需解决的问题：①由于出砂，分离器排污阀的更换次数日渐频繁，生产运行成本急剧增加；②由于出水过多，分离器出现冒顶现象的次数也有所增加，分离器内污水随着天然气进入集气干线和脱水总站，造成集气干线运行效率降低，脱水总站分离器及三甘醇脱水装置负荷增加。
    通过为期2a的试验、分析，研发出电动角式排污阀，实现了分离器自动排污，并在涩北气田新建集气站大力推广应用。
3.3 加热炉自动点火
    集气站加热炉点火有两种点火方式：
    1) 手动点火方式即操作工开启/关闭加热炉点火按钮，加热炉才能进行点火/熄火动作。
    2) 自动点火方式即加热炉控制器通过安装在加热炉上的温度传感器取得加热炉内水浴温度，并将此温度与模块内设定的点火、熄火温度进行比较，进而由控制器向加热炉燃烧器发出点火、熄火指令，实现加热炉自动点火、熄火。
    加热炉自动点火装置的投资比手动点火装置投资每站多5万元左右，但其能较好地降低工人劳动强度，安全性也大大优于手动点火方式，因此在涩北气田也得以推广应用。
3.4 总站脱水区流程优化
    常温分离工艺流程有个弊病：天然气、液、固三相分离通常在25～35℃之间进行，导致分离后的湿天然气饱和含水量增加，湿天然气经集气站至脱水总站时，集气管道沿程会产生温降，这样就存在天然气在进入三甘醇脱水装置前携带游离水的现象。另外随着涩北气田产量的不断增长，采出天然气含水量也日益增加，且目前涩北气田各集气站气、液、固三相分离采用的为立式分离器，气流在分离器内部停留时间比较短，存在分离不彻底的现象。
    鉴于此，对脱水区流程进行了优化。2004、2005年在新建集气脱水站时，在集中脱水前加装了卧式分离器，三甘醇脱水恢复正常，三甘醇的损耗量降低，外输天然气水露点达到了管输要求[4]。
3.5 常温分离工艺流程优化
3.5.1 加热炉区优化
    在天然气管线进加热炉前，更换了原工艺流程安装的控制阀门，改为安装1对法兰。
3.5.2 阀组间区优化
    1) 放空系统由手动和自动放空系统并存优化为只有手动放空系统。
    2) 单井计量汇管由2条优化为1条。
    3) 采气井进生产汇管由双阀控制优化为单阀控制。
    4) 改手动控制阀门为电动控制阀门。
    优化后的效果：
    1) 实现倒井自动化控制。
    2) 减少工人的劳动强度。
    3) 减少投资。
    4) 减少可能出现的泄漏点。
3.5.3 分离器选型优化
    重力分离器包括两种：①立式；②卧式。其优缺点比较如表3所示。
表3 立式、卧式重立分离器优缺点比较表
分离器
适用场合
优点
缺点
立式重力式分离器
主要用于气流速度相对较大而液相相对较少，允许储液时间较短的场合
空间大，占地面积小，高位架设方便
气流与液相沉降方向相反，不利于分离，液面稳定性较差
卧式重力式分离器
主要用于气量相对较小而带液量相对较大，要求储液时间较长的场合
处理能力大，同等条件下，是立式分离器处理能力的4倍
安装面积大，沉淀物清除不方便
因此，根据具体生产情况，计量分离器选为立式重力分离器，生产分离器选为卧式重力分离器以达到优化目的：使湿天然气尽可能在集气站得以彻底分离，避免天然气中的游离水因分离时间不够而被带至集气管线内部，减少脱水总站分离器及三甘醇脱水装置的运行负荷[5]。
4 结论
    目前我们已经拥有了适合涩北气田生产需要的地面工艺流程模式，并自主研发、拥有了多项技术专利，随着生产难题的不断解决，涩北气田的地面工艺技术日益成熟，更加适合涩北气田发展的需要，为中国石油天然气股份有限公司在青海油田建设“非酸性气田示范场站”打下了坚实的基础。
参考文献
[1] 四川石油管理局.天然气工程手册[M].北京：石油工业出版社，1982.
[2] 中国石油天然气总公司劳资局.采气工[M].北京：石油工业出版社，1996.
[3] 袁恩熙.工程流体力学[M].北京：石油工业出版社，1986.
[4] 林存瑛.天然气矿场集输[M].北京：石油工业出版社，1997.
[5] 青海油田天然气开发公司.涩北气田开发可行性研究报告[R].[格尔木]：[出版者不详]，2001.
 
(本文作者：成艳春1 许正祥2 许正合2 许常兴1 1.中国石油青海油田公司油气开发处；2.中国石油青海油田公司天然气开发公司)