蘇里格氣田上、下古生界氣藏合采氣井的集輸工藝

摘 要

摘要：隨著蘇里格氣田下古生界氣藏的不斷開發，現有的集輸工藝及場站建設已不能滿足生產需要。為此，在綜合分析該氣田現有上古生界氣藏氣井的集輸工藝和靖邊氣田下古生界氣藏氣井
摘要：隨著蘇里格氣田下古生界氣藏的不斷開發，現有的集輸工藝及場站建設已不能滿足生產需要。為此，在綜合分析該氣田現有上古生界氣藏氣井的集輸工藝和靖邊氣田下古生界氣藏氣井的集輸工藝的基礎上，根據蘇里格氣田目前完鉆井的情況，選擇了“小站脫水、天然氣凈化廠集中脫硫”的上、下古生界氣藏合采氣井集輸工藝，確定了其主要工藝路線為：井下節流、中壓串接、集中注醇、常溫分離、集中處理。在對集輸場站的流程、平面布置、設備選型進行分析后，確定了新的集氣站流程：排污和放空共用一套系統，其余均分開設置，充分利用公用系統，減少下游處理裝置負擔；統籌考慮上古生界氣藏氣井的集輸系統與上、下古生界氣藏合采氣井的集輸系統，按照同類系統靠近布置的原則，重新進行集氣站的平面部署；還對站內設備重新進行了選型，確定了中壓系統下的抗硫生產設備。最后討論了新集輸工藝存在的問題及下一步研究方向。新的上、下古生界氣藏合采氣井的集輸工藝和場站建設滿足了氣藏合采氣井的開發要求，經濟合理地解決了下古生界氣藏含硫氣的處理難題，為規模開發上、下古生界氣藏奠定了基礎。
關鍵詞：鄂爾多斯盆地；蘇里格氣田；晚古生代；早古生代；氣藏合采；集輸工藝；集輸場站；平面布置；設備；選型
    蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地西北部，南靠烏審旗氣田和靖邊氣田，東靠大牛地氣田。蘇里格氣田從2001年起試驗開發一直到2010年都是以開發上古生界氣藏為主要目標，已有的地面集輸工藝也是針對上古生界氣藏的特點和氣質條件的。近兩年蘇里格氣田又建成了部分上、下古生界氣藏合采的氣井，氣質中H2S含量可達199.28mg/m3，無阻流量可達122×104m3/d。為了保證上、下古生界氣藏合采氣井的順利生產，在總結蘇里格氣田、靖邊氣田現有集輸工藝的基礎上，研究了上、下古生界氣藏合采氣井的地面集輸工藝。
1 上、下古生界氣藏合采氣井的集輸工藝
   上、下古生界氣藏合采氣井主要分布在靖邊氣田西部和烏審旗氣田北部，距離蘇里格氣田已建上古生界氣藏氣井的集輸系統較近，距離靖邊氣田下古生界氣藏氣井的集輸系統較遠，且靖邊集輸管網趨于飽和，管網富裕量小。上古生界氣藏氣井和下古生界氣藏氣井的集輸系統如果要各自建設集氣站的話，則需新建2套輔助配套工程，且上、下古生界氣藏合采氣的含硫量較靖邊氣田氣的含硫量低，靖邊氣田的集輸工藝不完全適應合采氣井；如果完全按照靖邊氣田的集輸模式建設，需要新建抗硫的集氣站和配套的抗硫集氣支線，又因單井產量不均勻，氣質組分差異較大，集氣站內工藝的匹配非常困難；如果完全按照蘇里格氣田的集輸模式建設，又無法處理含硫天然氣。
    蘇里格氣田的集輸工藝特點為：應用井下節流工藝，實現多井低壓串接集氣、井口濕氣帶液計量、集氣站常溫分離、集氣站和天然氣處理廠二級增壓[1～3]。靖邊氣田的集輸工藝特點為：多井集氣、多井注醇、多井加熱、橇裝脫水、集中凈化[4]。為了滿足蘇里格氣田
上、下古生界氣藏的開發要求，可參考蘇里格氣田和靖邊氣田的地面集輸工藝設置新的集輸站場，確定新的集輸工藝。
    根據蘇里格氣田目前完鉆井的情況，結合蘇里格氣田和靖邊氣田的集輸工藝特點，提出2種集輸工藝進行對比：①方案1，小站脫水(三甘醇脫水)、天然氣凈化廠脫硫；②方案2，小站脫硫(醇胺法脫硫)[5]、天然氣處理廠脫油脫水。對比得知：方案1需要新建三甘醇脫水橇及配套設備，天然氣脫水后采用抗硫管線輸至靖邊集輸管網，由天然氣凈化廠統一脫硫，工藝設備簡單，脫硫效果好，但受到靖邊集輸管網的集輸能力制約；方案2需要新建脫硫塔及配套設備，與上古生界氣藏不含硫天然氣統一外輸至蘇里格天然氣處理廠進行處理，集氣站內工藝復雜，配套消耗品多，能耗高，脫硫效果需要試驗，且一旦脫硫不達標，下游流程無法處理含硫天然氣，存在不安全因素。
    通過比選，上、下古生界氣藏合采氣井最終選擇了方案1(小站脫水、天然氣凈化廠集中脫硫)的集輸工藝，確定了其主要工藝路線為：井下節流、中壓串接、集中注醇、常溫分離、集中處理。根據靖邊氣田管網壓力系統進行反推，上、下古生界氣藏合采氣井的流程壓力系統為：井下節流至中壓，井口壓力不高于6.3MPa，天然氣進集氣站進行分離、脫水、計量外輸，外輸壓力不高于5.8MPa，接入靖邊氣田集輸管網系統，輸至天然氣凈化廠進行處理。
    蘇里格氣田內既有上古生界氣藏氣井，又有上、下古生界氣藏合采氣井，如全部按照上、下古生界氣藏合采氣井生產工藝進行生產，會因地層壓力下降過快而縮短上古生界氣藏氣井的穩產周期，經濟效益變差，故上古生界氣藏氣井仍按照原蘇里格氣田標準的集輸壓力系統和集輸流程生產，輸往蘇里格氣田的天然氣處理廠進行處理。
    上、下古生界氣藏合采氣井分離出的氣田采出水成分基本一致，但因注醇造成合采氣井采出水中含醇，故生產污水為含醇污水，如果將其與不含醇污水分開存儲會導致儲罐數量增多、污水拉運頻繁，故生產污水共用1套排污系統和污水存儲設備；上、下古生界氣藏合采氣井放空仍采用焚燒處理方式，故與上古生界氣藏氣井放空系統合建即可。
2 設備選型
    在集氣站的設備選擇上，上古生界氣藏氣井集輸流程的設備選擇蘇里格氣田成熟的標準設備，僅需要考慮上、下古生界氣藏合采氣井集輸流程所用設備。
    上、下古生界氣藏合采氣井集輸流程的分離器需要滿足以下條件：①設計壓力滿足最大工作壓力6.3MPa的要求；②分離器本體能滿足抗硫的要求；③分離器應能適應較大范圍的氣量變化，保證脫除5μm以上的固體顆粒，分離效率超過99.5%，以滿足自用氣及下游脫水橇的正常運行；④分離器結構設計應能夠脫除固、液雜質，具備過濾、緩沖和分離的組合效果；⑤事故狀態的安全保護措施齊全[6]。根據以上要求并結合靖邊氣田及蘇里格氣田的應用情況，繼續選用長慶氣田現役的臥式高效分離器。
    加熱爐選用常壓水套爐加熱爐，根據氣質及脫水橇要求選擇相應功率的設備。因水套爐加熱爐加熱負荷彈性較大，水浴溫度可調，一般選用400kW的8井式加熱爐。
    脫水設備選擇國產的三甘醇脫水橇，處理彈性應達到設計規模的50%～120%，天然氣入口壓力為5.9～6.1MPa，脫水處理后天然氣的水露點必須滿足在6.0MPa條件下達到-8℃，設備的設計壓力不應低于6.3MPa，三甘醇的消耗量宜小于15mg/m3。橇裝化的設備外形尺寸小、占地少，便于運輸和安裝，且工廠預制的質量比現場組裝的質量更為可靠。
    閃蒸分液罐的選擇需滿足上古生界氣藏氣井集輸流程和上、下古生界氣藏合采氣井集輸流程放空氣的分液要求及排污的閃蒸要求。根據現場運行經驗，原有的閃蒸分液罐為單筒式罐體，當放空量較大時分液效果受到影響，故選用雙筒式閃蒸分液罐。將閃蒸、分液沒在一個罐內，加強了對環境和人員健康的保護，減少了投資。
    含醇與不含醇的生產污水均采用蘇里格標準的30m3玻璃鋼污水罐，污水罐帶有呼吸閥，能滿足常壓下生產污水的儲存任務。
3 平面布置
    按照確定的集輸流程和主要設備，集氣站的平面布置以蘇里格氣田現在標準化平面布置為基礎，增加上、下古生界氣藏合采氣井集輸流程的設備、配套設備的配管和管網安裝。以蘇東41-3集氣站為例，上古生界氣藏氣井的集輸規模為50×104m3/d，上、下古生界氣藏合采氣井的集輸規模為50×104m3/d，該集氣站平面布置做了2個方案進行比選：①方案1，上古生界氣藏氣井的集輸系統平面布置不變，上、下古生界氣藏合采氣井的集輸系統緊靠圍墻重新布置(圖1)；②方案2，統籌考慮上古生界氣藏氣井的集輸系統與上、下古生界氣藏合采氣井的集輸系統，按照同類系統靠近布置的原則，重新布置集氣站平面(圖2)。

    對比2個方案可以看出：方案1占地面積大，但上古生界氣藏氣井的集輸流程和上、下古生界氣藏合采氣井的集輸流程分開布置，便于管理；方案2占地面積小，設備布置較為緊湊。對于新建場站，推薦采用方案用效果還有待觀察。
    2) 上、下古生界氣藏合采氣井的單井氣量不均衡，集氣站規模按照規劃井位及平均氣量進行計算，如果集氣范圍內出現幾口高產井，則集氣站的規模需要調整，站內擴建的預留區域不足，靈活性較差。
    3) 上、下古生界氣藏合采氣井集輸流程的生產污水中含醇，因為分離器所排污水也統一匯至污水罐，導致含醇污水量相對增加，增加了下游含醇污水處理系統的負荷。
5 下一步研究方向
    1) 新的集輸工藝在含硫氣井中采用了井下節流裝置，井下節流裝置在含硫氣井中的應用還需要進一步的實驗和研究。
    2) 上、下古生界氣藏合采氣井的產量不均勻，場站建設按照規劃井位及產量進行設計，擴建能力不足，無法滿足氣量增加的集輸要求，對集氣站的平面布置還需進一步優化。
    3) 含醇污水與不含醇污水統一存儲，增加了天然氣處理廠內含醇污水處理裝置的負擔，還需要對污水存儲和處理方式進行優化。
6 結束語
    蘇里格氣田上、下古生界氣藏合采氣井集輸流程的確定和場站的建設，經濟合理地解決了上、下古生界氣藏合采氣含硫而天然氣處理廠無法處理的問題，適應了蘇里格氣田進一步開發的需要，完善了蘇里格氣田的集輸工藝和場站標準化建設，為以后蘇里格氣田規模開發上、下古生界氣藏合采氣奠定了基礎。
參考文獻
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[2] 趙勇，王曉榮，王憲文，等.蘇里格氣田地面工藝模式的形成與發展[J].天然氣工業，2011，31(2)：17-19.
[3] 王紅霞，陶永，楊艷，等.沁水盆地煤層氣田與蘇里格氣田的集輸工藝對比[J].天然氣工業，2009，29(11)：104-108.
[4] 林玉和，楊學青.長慶氣田地面工程綜述[J].天然氣工業，2005，25(4)：140-142.
[5] 王遇冬.天然氣處理原理與工藝[M].2版.北京：中國石化出版社，2011.
[6] 張鳳喜.強吸氣液分離器的設計和應用[J].石油工程建設，2010，36(2)：88-91.
 
(本文作者：蘇海平1 張鳳喜1 池坤1 陳翠2 1.中國石油長慶油田公司西安長慶科技工程有限責任公司；2.中國石油長慶油田公司建設工程處)