于海迎

大慶油田工程有限公司，黑龍江 大慶 163712

0 前言

英買力氣田是塔里木油田迄今為止涉及區(qū)塊最多、集輸半徑最長、井流物來源及組分最復(fù)雜、產(chǎn)品最多的大型凝析氣田，也是西氣東輸工程的主力氣源之一。其建設(shè)實現(xiàn)了國民經(jīng)濟(jì)的可持續(xù)發(fā)展、改善能源結(jié)構(gòu)和滿足保護(hù)環(huán)境的需求，確保了塔里木油田完成向西氣東輸管道供天然氣180×108m3/a的任務(wù)。

英買力氣田群包括三個凝析氣田，該氣田群共分為8個區(qū)塊，屬于串珠型凝析氣田群，整個氣田群覆蓋面積約3 000 km2，集輸半徑最大約80 km。這三個氣田具有三高的特點(diǎn)，即密度高，凝固點(diǎn)高和礦化度高，同時氣田分布零散，井流物組分物性、井口壓力、產(chǎn)氣量、單井產(chǎn)量均不同，且有較大的差別。

1 油氣混輸

1.1 處理廠站址選擇

處理廠的選址確定了集氣支干線的走向和外輸天然氣總體流向［1］，本工程共三個方案：

a）英買7就地建廠，干氣外輸至輪南；

b）牙哈建廠，凝析氣采用混輸工藝至牙哈；

c）牙哈建廠，凝析氣采用分輸工藝至牙哈。

英買7與牙哈同屬塔北地區(qū)，電力供應(yīng)可依賴塔北電網(wǎng)作為備用電源。目前，英買7就地建廠無任何依托設(shè)施；牙哈建廠主要依托有牙哈鐵路裝車站、牙哈集中處理站。但是，牙哈集中處理站在生產(chǎn)和生活設(shè)施方面均無富余量，與在英買7就地建廠工程量基本相同。英買7距輪南200 km，距牙哈160 km。英買7就地建廠可避免公用工程的重復(fù)建設(shè)。經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)對比，在英買7建廠比在牙哈建廠投資節(jié)省。

英買力氣田集氣管線走向見圖1［2］。

1.2 油氣混輸工藝確定［3］

根據(jù)開發(fā)方案，三個凝析氣田的氣井氣組成見表1。

表1 氣井氣組成

以2006年各集氣站的產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量及產(chǎn)水量為例，采用OLGA軟件進(jìn)行模擬計算，兩種輸送工藝采用相同的管徑，各集氣管道規(guī)格見圖1，各集氣站的出站壓力見表2。

圖1 集氣支干線走向示意

表2 各集氣站出站壓力對比

從表2中可以看出，氣液分輸時集氣支干線的起點(diǎn)壓力比氣液混輸時最多只降低了0.49 MPa，因此，采用氣液分輸時集氣支干線的管徑并不能比采用氣液混輸時的管徑縮小。

另外，采用氣液分輸時需在每個集氣站增加氣液分離設(shè)備、污水存儲及輸送管道，需要增加建設(shè)投資費(fèi)用，并相應(yīng)增加后期的維護(hù)工作量和生產(chǎn)成本［4］，見表3。

表3 液體輸送增加主要工程量

根據(jù)OLGA軟件模擬結(jié)果，集氣管道采用混輸正常輸送時物流呈層流狀態(tài)，輸送過程中不會形成段塞流，集氣支干線所經(jīng)地區(qū)地勢平坦，管道中不會形成較大的液柱，引起輸送壓力的波動。

因此，集氣支干線采用混輸輸送工藝是可行的。

1.3 集輸管網(wǎng)壓力級制確定

一般來說，高壓集氣與低壓集氣相比，集氣系統(tǒng)管徑較小，投資較省。但對本工程，玉東2氣田、羊塔克氣田及英買7氣田個別氣井開發(fā)后期壓力遞減較快，集氣系統(tǒng)應(yīng)考慮適應(yīng)后期壓力的變化，因此高壓集氣與低壓集氣比較集輸系統(tǒng)管徑相當(dāng)，總投資相差不大，但高壓集氣井口壓力能得到充分的利用，高壓集氣是可取的。壓力級制的確定在于明確井場—集氣站—英買7油氣處理廠—輪南集氣總站4個節(jié)點(diǎn)的壓力。由于該區(qū)塊主要生產(chǎn)井的氣油比平均在6 000左右，集輸處理系統(tǒng)壓力的主要影響因素在于天然氣組分特性，而凝析油對集輸系統(tǒng)壓力影響較小，其中輪南集氣總站壓力為7.0 MPa。為此，進(jìn)行了三個壓力級制的對比：

a）集氣站進(jìn)站壓力10 MPa，處理廠進(jìn)站壓力8.4 MPa的低壓集氣、低壓進(jìn)站方案；

b）集氣站進(jìn)站壓力14 MPa，處理廠進(jìn)站壓力8.4 MPa的高壓集氣、低壓進(jìn)站方案；

c）集氣站進(jìn)站壓力14 MPa，處理廠進(jìn)站壓力11 MPa的高壓集氣、高壓進(jìn)站方案。

綜合集氣站和井場投資，高壓集氣與低壓集氣比較，總投資差別較小，但井口壓力能得到充分利用，提高井口壓力具有明顯優(yōu)勢，通過井口壓力逐年變化趨勢可知，集氣站出站最高壓力為14 MPa，該出站壓力能夠使氣田具有15 年的適應(yīng)性。另外，處理廠進(jìn)站壓力為11 MPa時，經(jīng)核算液化氣產(chǎn)量4.9×104t/a，輕烴產(chǎn)量5.5×104t/a，凈現(xiàn)值為13億元；處理廠進(jìn)站壓力為8.4 MPa時，經(jīng)核算液化氣產(chǎn)量3.6×104t/a，輕烴產(chǎn)量4.1×104t/a，凈現(xiàn)值為12.4億元。經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)對比，確定采用高壓混輸集氣、高壓進(jìn)站的方案，即集氣站進(jìn)站壓力為14 MPa，油氣處理廠進(jìn)站壓力為11 MPa的壓力級制。

1.4 集輸管網(wǎng)進(jìn)處理廠溫度確定

集輸管網(wǎng)進(jìn)處理廠的最低溫度主要是由水合物的生成溫度和凝析油的凝固點(diǎn)決定的。英買7氣田的凝析油凝固點(diǎn)為9～18 ℃，玉東2氣田的凝析油凝固點(diǎn)為9.5 ℃，羊塔克氣田的凝析油凝固點(diǎn)為-12～18.5 ℃。經(jīng)過HYSYS軟件模擬，各氣田水合物的生成溫度見表4。

表4 各氣田水合物生成預(yù)測溫度 ℃

由表4知，在壓力為14 MPa的情況下，3個氣田的水合物生成溫度最高為19.6 ℃，3個氣田凝析油的凝固點(diǎn)最高為18.5 ℃。為了保證集輸過程中不生成水合物和防止凝析油的凝固，確定集氣系統(tǒng)凝析氣進(jìn)處理廠溫度為25 ℃。

該溫度既可滿足混輸管道正常輸送的熱力條件，又可在出現(xiàn)管道故障停輸時，保證管內(nèi)介質(zhì)足夠時間內(nèi)不產(chǎn)生水合物及凝固現(xiàn)象［5］，為管道搶修留有充分的作業(yè)時間，保障系統(tǒng)的安全平穩(wěn)運(yùn)行。

2 結(jié)論

英買力氣田群地面建設(shè)工程于2007年4月1日一次性投產(chǎn)成功，自裝置投產(chǎn)以來，運(yùn)行良好，年創(chuàng)產(chǎn)值19億元。其技術(shù)特點(diǎn)：

a）攻克開發(fā)區(qū)塊零散及井流物性質(zhì)差別大、凝固點(diǎn)高的技術(shù)難題。

b）處理廠選址在英買7就地建廠，充分考慮井位分布、外輸天然氣流向、依托條件等因素，經(jīng)濟(jì)合理，可靠性高。

c）采用高壓混輸集氣、高壓進(jìn)站和集中處理的集輸工藝。

［1］湯曉勇，宋德琦，陳宏偉.克拉2氣田集氣工藝選擇［J］.天然氣與石油，2006，24（3）：7-11.Tang Xiaoyong，Song Deqi，Chen Hongwei.Selection of Gas Gathering Techniques in Kela 2 Gas Field ［J］.Natural Gas and Oil，2006，24（3）：7-11.

［2］胥勛元，班興安.多相混輸技術(shù)在英買7凝析氣田群應(yīng)用探討［J］.天然氣與石油，2002，20（3）：13-15.Xu Xunyuan，Ban Xingan.Investigation on Application of Multiphase Mixed Transportation Technology in Yingmai 7 Gas Condensate Fields［J］.Natural Gas and Oil，2002，20（3）：13-15.

［3］蘇建華，許可方，宋德琦，等.天然氣礦場集輸與處理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004.298-299.Su Jianhua，Xu Kefang，Song Deqi，et al.Natural Gas Gathering and Processing［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2004.298-299.

［4］郝建斌.單管氣液混輸技術(shù)在長輸管道中的應(yīng)用 ［J］.油氣儲運(yùn)，2000，19（12）：22-24.Hao Jianbin.Application of Gas-Liquid Two-Phase Transportation Process with Single Pipe in Long Distance Gas Transmission Pipeline ［J］.Oil and Gas Storage and Transportation，2000，19（12）：22-24.

［5］宋承毅.石油工業(yè)多相混輸技術(shù)研究進(jìn)展 ［J］.油氣儲運(yùn)，2003，22（9）：26-29.Song Chengyi.Advance in the Study of Multiphase Mixing Transportation Process in Petroleum Industry ［J］.Oil and Gas Storage and Transportation，2003，22（9）：26-29.