王曉光

中國石化石油工程設(shè)計(jì)有限公司

延長氣田地處鄂爾多斯盆地，天然氣資源十分豐富。根據(jù)延長氣田儲(chǔ)藏特點(diǎn)，所轄氣井為致密巖性氣藏，單砂體面積小，儲(chǔ)層之間連通性極差，地質(zhì)情況復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)，有效儲(chǔ)層難以預(yù)測，具有低孔、低滲、低產(chǎn)、低豐度、井口壓力衰減快的特點(diǎn)[1]。

近年來，志丹縣區(qū)域上古生界探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量約500×108m3，志丹現(xiàn)有井位坐標(biāo)136口，延長氣田志丹LNG廠已先期開始建設(shè)，一期建設(shè)規(guī)模20×104t/a，二期建設(shè)規(guī)模40×104t/a。

天然氣開發(fā)過程中科學(xué)合理的集輸工藝流程選擇至關(guān)重要。首先，要將氣井流體壓力進(jìn)行合理利用，同時(shí)在具體操作過程中，適當(dāng)?shù)靥岣呒斚到y(tǒng)的整體壓力，選擇合適的集輸半徑減少中間接轉(zhuǎn)，最大程度降低集輸能耗，提高天然氣輸送的經(jīng)濟(jì)效益；其次，天然氣集輸工藝的選擇需要在充分分析天然氣輸送環(huán)境的基礎(chǔ)下進(jìn)行，最大程度優(yōu)化簡化工藝流程，從而提高天然氣集輸過程中設(shè)備的使用效率，降低工程投資及運(yùn)維成本。

志丹雙河地面工程新建天然氣產(chǎn)能5×108m3/a，可確保志丹LNG項(xiàng)目正常生產(chǎn)用氣需要，預(yù)計(jì)開發(fā)氣井100口，井場50座，建設(shè)集氣站3座，天然氣凈化廠1座，生活點(diǎn)1座。通過高、中、低壓三種集氣方案進(jìn)行比選，選擇合理的集輸工藝。

1 氣質(zhì)組分及特性

1.1 原料氣組分

根據(jù)目前已有的試氣數(shù)據(jù)，氣田地面天然氣組分中甲烷含量總體較高，乙烷以上組分含量較低，各層產(chǎn)出氣體中均含有部分CO2（1%～10%體積分?jǐn)?shù)），部分層位含H2S，平均含量小于1 000 mg/m3，取加權(quán)平均后的天然氣組分見表1。

氣源組分中含水量較小，CO2含量高于天然氣技術(shù)指標(biāo)要求，達(dá)到國家二類用氣CO2＜3%的標(biāo)準(zhǔn)，且含有H2S，因此，氣田將天然氣外輸至用戶前需進(jìn)行脫硫、脫碳凈化。

表1 原料氣組分Tab.1 Raw gas components 體積分?jǐn)?shù)

表2 天然氣物性參數(shù)（標(biāo)況）Tab.2 Physical parameters of natural gas(under standard conditions)

1.2 天然氣性質(zhì)

天然氣物性見表2。

井口天然氣在不同壓力下水合物形成溫度關(guān)系如圖1所示。

圖1 水合物形成溫度與壓力關(guān)系Fig.1 Relationship between hydrate formation temperature and pressure

2 地面工程開發(fā)方案

當(dāng)前，已完鉆氣井井深多在3 000～4 000 m，關(guān)井壓力在25～35 MPa，油壓小于25 MPa。無阻流量相差較大，部分高產(chǎn)井無阻流量每天可達(dá)數(shù)十萬立方米，最高的無阻流量可達(dá)56.83×104m3/d（0℃，1 atm）。

根據(jù)目前試氣情況，選擇氣藏情況較好的區(qū)塊進(jìn)行開發(fā)，在區(qū)塊內(nèi)布置集氣站3座，每座集氣站設(shè)計(jì)規(guī)模50×104m3/d，下游建設(shè)天然氣凈化廠1座，建設(shè)規(guī)模150×104m3/d（合5×108m3/a）（圖2）。按單井配產(chǎn)1.5×104m3/d（0℃，1 atm）進(jìn)行設(shè)計(jì)[2]，每座井場按包含2口采氣井考慮。從單井匯集的天然氣在集氣站簡單處理后經(jīng)集氣管線輸至凈化廠，在凈化廠內(nèi)對天然氣進(jìn)行脫硫、脫碳、脫水處理，凈化氣外輸至用戶，凈化廠內(nèi)脫除的硫化氫進(jìn)行硫磺回收處理。根據(jù)鄰近區(qū)塊開發(fā)方案，集輸半徑超過10 km的偏遠(yuǎn)氣井不建議接入本集輸系統(tǒng)，可考慮在井場設(shè)置橇裝化CNG裝置解決邊遠(yuǎn)井開發(fā)問題，此處不做贅述。

圖2 地面工程開發(fā)方案示意圖Fig.2 Schematic diagram of surface engineering development scheme

結(jié)合已有氣田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，同時(shí)考慮滾動(dòng)開發(fā)需要，地面工程集氣管網(wǎng)采用輻射狀枝狀組合式流程。

3 天然氣集輸方案

由于氣田開發(fā)初期和末期介質(zhì)壓力溫度會(huì)發(fā)生變化，充分利用地層壓力和溫度，將天然氣集輸方案分為高壓集氣、中壓集氣和低壓集氣三種方案進(jìn)行闡述，各方案描述如下。

3.1 方案一：高壓集氣

開發(fā)初期，單井壓力為高壓，單井管線在井口不節(jié)流，高壓天然氣（20～30 MPa） 經(jīng)單井管線直接進(jìn)入集氣站，集氣站內(nèi)設(shè)水套式加熱爐加熱，加熱后高壓天然氣經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流至5.8～6.3 MPa，溫度降至0℃左右進(jìn)入生產(chǎn)分離器，分離出天然氣中游離水后進(jìn)入集氣管線。

站內(nèi)設(shè)單井注醇泵，通過敷設(shè)集氣站至單井間的注醇管線向井底注醇，防止單井管線在輸送過程中產(chǎn)生水合物堵塞管線。氣體在20～30 MPa壓力下形成水合物的溫度約為20～25℃，為防止產(chǎn)生水合物，需向井筒內(nèi)注醇。每口氣井敷設(shè)2條高壓管線至集氣站，1條采氣管線（設(shè)計(jì)壓力35 MPa），1條注醇管線（設(shè)計(jì)壓力35 MPa）。流程示意圖如圖3所示。

圖3 高壓集氣工藝流程Fig.3 High-pressure gas gathering process

經(jīng)各集氣站分液后的天然氣匯入集氣管線，最終進(jìn)入凈化廠，在凈化廠內(nèi)進(jìn)行脫硫、脫碳、脫水處理，達(dá)到二類氣指標(biāo)后外輸至用戶[3]。在集輸過程中充分利用地層壓力，不設(shè)壓縮機(jī)增壓。高壓集氣單井井口設(shè)微差壓流量計(jì)以滿足生產(chǎn)運(yùn)行需要。

氣田開發(fā)中后期，隨著開發(fā)的持續(xù)，井口壓力逐年遞減，氣井壓力已不能滿足天然氣輸氣壓力要求。井下將放置節(jié)流氣嘴，將井口壓力節(jié)流至1.5～2 MPa[4]，集氣站內(nèi)將擴(kuò)建壓縮機(jī)，經(jīng)壓縮機(jī)增壓后保證外輸天然氣壓力要求，單井管線將不注醇，集氣管線通過站內(nèi)注醇，保證干線輸氣過程中不產(chǎn)生水合物[5]。高壓集氣采氣站流程如圖4所示。

圖4 高壓集氣集氣站流程Fig.4 High-pressure gas gathering station process

3.2 方案二：中壓集氣

中壓集氣工藝主要特點(diǎn)是利用井底部分熱能和部分壓能降低采氣管線壓力，提高管線運(yùn)行安全性。氣田開發(fā)初期，氣井在井下節(jié)流至6.0～7.0 MPa左右，天然氣在井筒內(nèi)節(jié)流后可充分利用地層溫度，在井筒內(nèi)不會(huì)生成水合物。井場采用“枝上枝”形式進(jìn)站[6]。天然氣通過中壓采氣管線輸往集氣站分離計(jì)量后，經(jīng)集氣管線輸至凈化廠，工藝流程如圖5所示。

圖5 中壓集氣集氣站工藝流程Fig.5 Medium-pressure gas gathering station process

采用中壓集氣工藝生產(chǎn)井采氣管道的設(shè)計(jì)壓力確定為8.0 MPa，注醇管線的設(shè)計(jì)壓力按照35 MPa進(jìn)行設(shè)置，便于開井及泡排。站內(nèi)設(shè)注醇泵，注醇管線和采氣管線同溝敷設(shè)，冬季向井筒內(nèi)注甲醇。夏季地溫16℃，水合物形成溫度10～13℃，運(yùn)行溫度高于水合物形成溫度，夏季不需注醇。

氣體開發(fā)后期（約5年后），井口壓力降低不能滿足輸送壓力要求，根據(jù)不同氣井壓力降情況，在集氣站內(nèi)逐步增設(shè)壓縮機(jī)增壓后至凈化廠。

采氣管線采用井間串接方式進(jìn)入集氣站，減少采氣管線長度。井口采用渦街式流量計(jì)，并預(yù)留移動(dòng)計(jì)量橇接口。

3.3 方案三：低壓集氣

低壓集氣工藝主要特點(diǎn)是利用井底部分熱能和部分壓能降低采氣管線壓力，提高管線運(yùn)行安全性。氣井在井下節(jié)流至1.5～2.0 MPa[7]左右，天然氣在井筒內(nèi)節(jié)流后可充分利用地層溫度，在井筒內(nèi)不會(huì)生成水合物[8]。在單井采氣過程中，根據(jù)水合物形成曲線，壓力2.0 MPa時(shí)水合物形成溫度為0.2℃，全年不會(huì)在輸送過程中產(chǎn)生水合物，井口不需注醇。

根據(jù)已有試氣數(shù)據(jù)，開發(fā)初期關(guān)井壓力在25～35 MPa之間，氣井在井下節(jié)流至1.5～2.0 MPa左右，夏季低溫較高，一般中壓運(yùn)行，盡量利用地層壓力，降低能耗，故低壓集氣工藝生產(chǎn)井采氣管道的設(shè)計(jì)壓力確定為8.0 MPa。

采氣管線采用井間串接方式進(jìn)入集氣站，減少采氣管線長度。井口采用渦街式流量計(jì)，并預(yù)留移動(dòng)計(jì)量橇接口。

建設(shè)初期需配套壓縮機(jī)，每座集氣站設(shè)2臺(tái)排量為25×104m3/d（0℃，1 atm）的燃?xì)怛?qū)往復(fù)式壓縮機(jī)，備用1臺(tái)。壓縮機(jī)入口壓力1.0～1.5 MPa，出口壓力5.7～6.3 MPa，兩級增壓。

4 方案確定

4.1 方案比選

根據(jù)以上三種方案，綜合比較各自的優(yōu)缺點(diǎn)，見表3。

從表3可以看出，高壓集氣工藝和中壓集氣工藝均需建設(shè)井場注醇管線，且遠(yuǎn)期需設(shè)壓縮機(jī)，低壓集氣工藝不需建設(shè)井場注醇管線，投資最省，且高壓集氣工藝由于需要消耗大量燃料氣用于天然氣節(jié)流前的加熱，運(yùn)行成本最高，因此高壓集氣工藝投資高，運(yùn)行成本也高[9]，因此僅對中、低壓集氣工藝進(jìn)行對比，詳見表4。

根據(jù)表4可知，方案二中壓集氣20年所需費(fèi)用為28 592萬元，方案三低壓集氣20年所需費(fèi)用為37 347萬元，比方案二多出8 755萬元。

表3 三種方案綜合比較Tab.3 Comprehensive comparison of the three schemes

表4 方案二與方案三詳細(xì)比較Tab.4 Comparison of scheme 2 and scheme 3 in detail

方案二能充分利用氣井的壓能和熱能，改善水合物形成條件，注醇量少，氣田開發(fā)前期不需設(shè)壓縮機(jī)，維護(hù)費(fèi)用低，能耗低。

而方案三充分利用氣井的熱能，井口不需要注醇，但在氣田開發(fā)初期集氣站設(shè)增壓設(shè)備，能耗高，設(shè)備維護(hù)費(fèi)用高[10]。

4.2 推薦方案

綜上所述，高壓集氣方案中采氣管線采用放射狀管網(wǎng)，采氣管線成本高，采氣管線運(yùn)行壓力高，管線運(yùn)行安全性差；井口需注醇，站內(nèi)節(jié)流前需設(shè)加熱爐。氣田開發(fā)后期，根據(jù)不同氣井壓力降，集氣站需逐步設(shè)壓縮機(jī)，投資最多，本項(xiàng)目中不建議采用。

考慮中壓集氣方案前5年壓縮機(jī)不運(yùn)行，低壓集氣方案中壓縮機(jī)在冬季運(yùn)行，運(yùn)行時(shí)間按照每年8個(gè)月考慮。兩種方案的投資主要在注醇管線投資、壓縮機(jī)運(yùn)行費(fèi)用、注醇量方面有區(qū)別，氣田穩(wěn)壓穩(wěn)產(chǎn)年限越長，中壓集輸優(yōu)勢越明顯，而低壓集輸由于能耗較高，運(yùn)行成本也較高。

根據(jù)以上比選，方案二在開發(fā)初期投資小、運(yùn)行費(fèi)用低，且充分利用地層的熱能和壓力能，開發(fā)初期不需增壓，因此推薦采用方案二中壓集氣工藝。

5 結(jié)束語

根據(jù)延長氣田天然氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀和對志丹雙河地面工程現(xiàn)有試氣數(shù)據(jù)的分析，選擇合理的天然氣集輸工藝，對集氣站集輸工藝探索與實(shí)踐，實(shí)現(xiàn)雙河地面工程的順利建設(shè)投產(chǎn)，是延長氣田實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)、促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的必經(jīng)之路，對延長氣田其他類似區(qū)塊的天然氣效益開發(fā)具有一定的借鑒意義。