克拉美麗氣田滴西14井區(qū)集氣工藝運(yùn)行分析

克拉美麗氣田滴西14井區(qū)集氣工藝運(yùn)行分析

系統(tǒng)能耗迅速上升美麗的高山氣田位于準(zhǔn)噶爾盆地魯梁高程?hào)|南部的哈德南措。氣藏類型為石炭系火山巖儲(chǔ)層。滴西14、17、18、10四個(gè)井區(qū)動(dòng)用天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量488.17×108m3,動(dòng)用凝析油地質(zhì)儲(chǔ)量400.58×104t,整個(gè)井區(qū)采用直井+水平井開發(fā),設(shè)計(jì)總井?dāng)?shù)44口,年產(chǎn)天然氣10.97×108m3、年產(chǎn)凝析油9.14×104t,采氣速度2.24%。在2008年克拉美麗氣田試采工程中,滴西14井區(qū)的滴西403井、DX1415井、DX1413產(chǎn)出大量的地層水,氣井出水量大大超出了地質(zhì)預(yù)測(cè)值,造成單井管道凍堵、后續(xù)的集輸及處理裝置運(yùn)行不正常,使得系統(tǒng)能耗急劇上升。本文通過對(duì)滴西14井區(qū)火山巖氣藏高含水氣井地面集輸工藝的優(yōu)化研究(以DX1413井為例),以期解決氣井出水較高對(duì)后續(xù)集輸工藝和處理工藝的影響,達(dá)到系統(tǒng)運(yùn)行正常、節(jié)能降耗、保護(hù)環(huán)境的目的,實(shí)現(xiàn)“優(yōu)化簡(jiǎn)化、降本增效”,為克拉美麗氣田滴西14井區(qū)的后續(xù)開發(fā)做好地面集輸工藝的技術(shù)儲(chǔ)備。1當(dāng)前和分析土壤技術(shù)1.1采氣井場(chǎng)及管道原井場(chǎng)工藝為單井注乙二醇、初級(jí)節(jié)流、氣液混合外輸?shù)牟蓺夤に?主要工藝流程簡(jiǎn)述如下:單井井口油氣混合物(16-25MPa,25-30℃,10×104Nm3/d),經(jīng)高低壓緊急切斷閥保護(hù),注入乙二醇節(jié)流至20MPa后進(jìn)入采氣管道,氣液混輸至滴西14集氣站。采氣井場(chǎng)設(shè)置高低壓緊急切斷、注醇、節(jié)流、安全放空,采氣樹設(shè)置安全保護(hù)及放噴管路,井場(chǎng)設(shè)置放噴池及防火墻。采氣井場(chǎng)按無人值守設(shè)計(jì)。目前,已建DX1413井~滴西14集氣站的采氣管道,管道規(guī)格為D60×6,材質(zhì)為20G號(hào)無縫鋼管,長(zhǎng)度約2650m;已建DX1413井~滴西14集氣站的注醇管道,管道采用PN42MPaDN25的高壓柔性復(fù)合管,長(zhǎng)度約2650m,單井注醇管道與采氣管道同溝敷設(shè);井場(chǎng)內(nèi)未安裝和鋪設(shè)高低壓緊急切斷、注醇霧化器、節(jié)流閥、安全放空管道、放噴池、操作平臺(tái)及防火墻等地面設(shè)施。1.2集氣工藝目前,滴西14集氣站內(nèi)已建設(shè)施有:多井式加熱爐、計(jì)量分離器、生產(chǎn)管匯、計(jì)量管匯、注醇泵橇、乙二醇儲(chǔ)罐及再生裝置等。1.3工藝及運(yùn)行問題在滴西14井區(qū)試采過程中,氣井出水量遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出了地質(zhì)預(yù)測(cè)產(chǎn)量60m3/a(其中DX1413油壓25.06-16.7MPa,日產(chǎn)氣10.4×104m3,日產(chǎn)油2.59t,日產(chǎn)水18.18m3)。由于實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)與設(shè)計(jì)參數(shù)偏差較大,造成地面集輸工藝產(chǎn)生以下問題:(1)在冬季試運(yùn)投產(chǎn)初期,由于設(shè)備及管道均處于冰凍狀態(tài),管床溫度在短時(shí)間內(nèi)未能形成穩(wěn)定的溫度場(chǎng),致使DX1415井的采氣管道產(chǎn)生凍堵。(2)根據(jù)試采地質(zhì)產(chǎn)能預(yù)測(cè),乙二醇再生系統(tǒng)的設(shè)計(jì)再生量為550l/h,富液濃度50%-60%,貧液濃度80%-85%。實(shí)際運(yùn)行過程中,乙二醇富液濃度<30%(即含水量>70%),進(jìn)入乙二醇再生系統(tǒng)富液含水量遠(yuǎn)高于設(shè)計(jì)值。在這種情況下,當(dāng)乙二醇再生塔按設(shè)計(jì)工況運(yùn)行時(shí),塔內(nèi)氣相空塔流速高于設(shè)計(jì)值,致使再生塔排出蒸汽大量攜液,塔內(nèi)氣液傳質(zhì)傳熱過程無法實(shí)現(xiàn),乙二醇再生不合格。為了保證乙二醇再生一次合格、乙二醇儲(chǔ)罐不發(fā)生溢頂,則需要將部分二閃分離器的含乙二醇水相直接外排,大量乙二醇損耗造成每天損失2萬多元,使得裝置運(yùn)行成本和能耗增加。1.4地面集輸與處理工藝是否適用于平臺(tái)2.由于DX1413井的試采資料與原地質(zhì)預(yù)測(cè)中的采出水流量值偏差較大,需要對(duì)單井集輸工藝進(jìn)行適應(yīng)性分析。單井采氣的主要工藝參數(shù)詳見表2.4-1。由表2.4-1可知,目前DX1413井采氣工藝存在以下問題:(1)如果采用不注醇直接輸送工藝,都將在采氣管道內(nèi)形成水化物。(2)若采用現(xiàn)有的井口注乙二醇+不保溫輸送的采氣工藝,單井注醇量由40L/h上升至660L/h,每天需要增加乙二醇注入量為15.3t/d,每天損耗乙二醇2.8kg,同時(shí)造成處理站內(nèi)乙二醇再生器的熱負(fù)荷增加624kw,燃料氣消耗增加1920Nm3/d,原處理站內(nèi)的乙二醇再生裝置已經(jīng)不能滿足再生的需要。(3)若采用現(xiàn)有的井口注乙二醇+保溫輸送的采氣工藝,單井注醇量由40L/h上升至260L/h,每天需要增加乙二醇注入量為5.3t/d,每天損耗乙二醇1.1kg,同時(shí)造成處理站內(nèi)乙二醇再生器的熱負(fù)荷增加,原處理站內(nèi)的乙二醇再生裝置已經(jīng)不能滿足再生的需要。(4)采氣管道的壓降為2.3MPa,壓力能損失較大。因此,井口注乙二醇節(jié)流工藝已經(jīng)不適用于DX1413井的地面集輸與處理工藝。由于DX1413井的含水量大幅上升,需要對(duì)滴西14井區(qū)的地面集輸工藝進(jìn)行調(diào)整,以適應(yīng)該區(qū)塊高含水氣井開采的需要。1.5地層水緩解水化物活性及數(shù)據(jù)集的確定目前,DX1413井的地層水型為CaCl2型,總礦化度分布為11120~11328.95mg/l,氯離子含量6186~6668mg/l。由于氯化鈉、氯化鈣及氯化鎂等電解質(zhì)也是天然氣水合物熱力學(xué)抑制劑,因此需要對(duì)地層水緩解水化物的形成程度進(jìn)行分析研究。根據(jù)漢麥?zhǔn)裁椎乱种苿┯?jì)算公式,式中ΔT——生成水合物溫度的降低值;K——與抑制劑種類有關(guān)的常數(shù);計(jì)算而得:ΔT=0.1℃,即地層水礦化度對(duì)天然氣水化物形成溫度的影響很小,只能降低水化物形成溫度0.1℃,可以忽略不計(jì)。2工藝方案比選根據(jù)DX1413井的試采情況和地面工藝現(xiàn)狀,本工程做井口加熱節(jié)流-集氣站集中分水工藝、井口加熱節(jié)流-分水工藝、單井注甲醇工藝3種工藝方案進(jìn)行優(yōu)化比選,以期達(dá)到安全、高效、節(jié)能的目的。2.1采氣管道混輸單井來油、氣、水(25.06MPa,30℃),經(jīng)井口加熱節(jié)流橇一級(jí)加熱節(jié)流至18MPa、53.10℃,通過已建的采氣管道混輸至滴西14集氣站,進(jìn)站壓力為16.14MPa,溫度為24.74℃。在集氣站內(nèi)經(jīng)加熱爐一級(jí)加熱節(jié)流后(8.50MPa,22.68℃),進(jìn)入已建的計(jì)量分離器進(jìn)行氣、液計(jì)量,然后輸往進(jìn)站三相分離器進(jìn)行油、氣、水三相分離,分離出的油氣輸往天然氣處理站,分出的地層水輸往水處理裝置(待建)或外排至站外的蒸發(fā)池。2.2采氣管道火炬排放單井來油、氣、水(25.06MPa,30℃),經(jīng)井口加熱節(jié)流橇兩級(jí)加熱節(jié)流至10.5MPa、38.07℃,通過新建的三相分離器進(jìn)行油、氣、水三相分離,分離出油氣經(jīng)注乙二醇后進(jìn)入已建的采氣管道輸往滴西14集氣站,分離出的采出水外排至新建的井場(chǎng)蒸發(fā)池。油氣混輸進(jìn)滴西14集氣站的壓力為8.59MPa、溫度為10.74℃,經(jīng)氣液計(jì)量后輸往天然氣處理裝置。主要工藝參數(shù)詳見表3.2-1。由于已建的采氣管道管徑為DN50、未保溫,為了保證在工況條件下不形成水化物而堵塞管道,需要注入乙二醇2.33kg/h,同時(shí)提高采氣管道的起點(diǎn)溫度至38.0℃;井口物流經(jīng)兩級(jí)加熱節(jié)流后利用已建的采氣管道進(jìn)行中壓輸送,由于流速較高,造成采氣管道的壓降較大(1.91-1.95MPa)。2.3采氣管道、井場(chǎng)、排水兩種井口采氣工藝目前在國(guó)內(nèi)應(yīng)用都較為廣泛,均能滿足氣田集輸要求。方案一采用井口一級(jí)加熱節(jié)流、集氣站集中分水工藝,運(yùn)行成本和能耗相對(duì)較低,可以實(shí)現(xiàn)集氣站的污水集中處理與排放,減少對(duì)氣田區(qū)域的環(huán)境污染。由于利用已建的不保溫采氣管道進(jìn)行油、氣、水混輸,為了保證在管道中不形成水化物,因此需要較高的啟輸溫度,造成采氣管道的熱損失量較大、采氣管道壓損較大。從工程投資來看,單井或多井組合的工程投資都較低。方案二采用井口兩級(jí)加熱節(jié)流、井場(chǎng)分水工藝,加熱熱負(fù)荷和乙二醇注入量降低,運(yùn)行成本和能耗相對(duì)較低。此工藝采用兩級(jí)加熱節(jié)流后利用已建的采氣管道進(jìn)行中壓輸送,由于流速較高,造成采氣管道的壓降較大(1.91-1.95MPa);而且每座井場(chǎng)均設(shè)排水蒸發(fā)池,對(duì)氣田區(qū)域的環(huán)境污染較大。從工程投資來看,單座井場(chǎng)的工程投資較低,但多座井場(chǎng)的投資較高。3采氣管道及氣井配產(chǎn)(1)針對(duì)滴西14井區(qū)的高含水氣井(類似DX1413井),優(yōu)化氣井集輸?shù)墓に囇芯?建議采用井口加熱節(jié)流-集氣站集中分水工藝,采出水集中處理后排放,減少對(duì)氣田區(qū)域的環(huán)境污染。(2)建議單井采氣管道采用保溫管道,減少管道溫?fù)p,同時(shí)停注單井乙二醇,降低能耗和運(yùn)行成本。由于試采時(shí)的氣液產(chǎn)量均大于預(yù)測(cè)值,造成已建采氣管道的壓降較大;因此,需要根據(jù)各單井的實(shí)際氣液產(chǎn)量進(jìn)行核算,適當(dāng)放大管徑,以降低管道壓損。(3