中國石油與殼牌公司長北合作區(qū)塊天然氣地面集輸工藝

摘 要

摘要：長慶油田長北合作區(qū)是中國石油與英國殼牌公司在中國陸上規(guī)模最大的合作開發(fā)項目，其地面集輸工藝的設計充分吸收了國內外的成熟做法，并依照殼牌公司的《設計和工程實施規(guī)范
摘要：長慶油田長北合作區(qū)是中國石油與英國殼牌公司在中國陸上規(guī)模最大的合作開發(fā)項目，其地面集輸工藝的設計充分吸收了國內外的成熟做法，并依照殼牌公司的《設計和工程實施規(guī)范》(DEP)標準，形成了獨特的開發(fā)模式。為此，詳細介紹了長北合作區(qū)地面集輸系統(tǒng)的構成和工藝流程，并與國內部分典型氣田的集輸工藝進行了對比，從布站模式、天然氣處理工藝、變壓運行工藝、氣液混輸工藝、井口濕氣計量工藝、內防腐工藝、分段清管工藝、清管球集中回收工藝和天然氣水合物抑制工藝等方面對長北合作區(qū)地面集輸工藝進行了分析說明，結合生產運行情況，總結出了長北合作區(qū)地面集輸工藝的特點——“井叢集氣、開工加熱、中壓集輸、氣液混輸、井口計量、移動分離、定期測試、儀表保護、智能清管、一級布站、枝狀管網、低溫分離、集中增壓”。
關鍵詞：鄂爾多斯盆地；長北合作區(qū)塊；地面集輸工藝；井叢集氣；一級布站；氣液混輸；井口安全截斷；變壓；運行；集中處理
    長慶油田長北合作區(qū)位于鄂爾多斯盆地東北部，是中國石油集團公司與英國殼牌公司在中國陸上規(guī)模最大的合作開發(fā)項目，因地面工程建設的安全、高效和優(yōu)質而被殼牌公司譽為其在全球建設工程的典范。經過4年多的實際運行，長北合作區(qū)的開發(fā)模式、地面集輸工藝、運行管理和HSE管理等方面都具有不同于國內已建氣田的鮮明特點，已經形成一系列具有長北合作區(qū)特色的新工藝、新技術和新理念：①采用叢式井組開發(fā)，每個井叢管轄1～3口水平井，單井產量超過100×104m3/d；②采用一級布站模式，井叢物流(包括天然氣、游離水及凝析油等混合物)直接進入天然氣中央處理廠，取消中間集氣站的設置，簡化了地面集輸工藝和配套設施；③充分利用氣井壓力能，推遲增壓開采時間，實現集氣管網變壓運行，節(jié)能降耗；④采用氣液混輸工藝，單井采用孔板連續(xù)計量濕氣，同時設置移動式分離器，定期進行計量測試；⑤采用井口安全控制系統(tǒng)，可在井口超壓、失壓或火災時自動截斷，也可以在井叢及中央控制室截斷。
1 長北合作區(qū)地面集輸系統(tǒng)概述
1.1 地面集輸系統(tǒng)構成
    長北合作區(qū)地面集輸系統(tǒng)主要包括[1]：①23座井叢(目前已投產10座)；②1座天然氣中央處理廠(CPF，處理氣量為30×108m3/a)；③南北2條集氣干線，各井叢來氣由集氣支線進入集氣干線；④集氣北干線在中部設清管站1座，兼有截斷閥室功能。其中，集氣北干線管徑為610mm，長為43.4km，集氣南干線管徑為457mm，長為12.3km，集氣支線管徑分別為273mm和219mm，總長為86.2km。長北合作區(qū)地面集輸系統(tǒng)構成示意圖如圖1所示(圖中CB1～CB23表示長北1～23號井叢，下同)。

1.2 地面集輸工藝流程
1.2.1總體工藝流程
    井叢內單井采出的天然氣分別在井口先經孔板計量(井叢設移動計量分離設備接口，可對單井天然氣、含醇污水和凝析油分別單獨計量，便于取得更加準確的數據進行詳細分析研究)，再節(jié)流降壓匯合，由集氣支線氣液混輸進入集氣干線。集氣干線匯集的天然氣輸送至位于氣田中南部的天然氣中央處理廠，經集中脫油脫水后輸往陜京二線榆林首站。
1.2.2脫油脫水流程
    天然氣中央處理廠根據氣田的不同生產階段，分別采用J-T閥節(jié)流制冷和丙烷制冷相結合的低溫分離法脫油脫水：①在上產期(2010年前)，經J-T閥節(jié)流制冷，天然氣壓力由7.0MPa(實際生產數據為5.6MPa)降至4.5MPa；②在穩(wěn)產期(2010年后)天然氣進廠壓力為3.5MPa的條件下，先將天然氣增壓至4.5MPa，然后經丙烷制冷產生低溫，最后經過低溫分離裝置脫油脫水處理，達到商品氣的水露點和烴露點要求后外輸。
1.2.3甲醇污水及凝析油處理流程
    低溫分離器分出的甲醇和液態(tài)烴的混合溶液進入醇烴液加熱器加熱至45.0℃，然后進入三相分離器，分離出氣體、凝析油和甲醇水溶液。分離出的氣體進入燃料氣系統(tǒng)，凝析油進入凝析油穩(wěn)定裝置穩(wěn)定后輸送至儲罐進行外銷，甲醇水溶液進入甲醇再生裝置再生后循環(huán)使用。
    長北合作區(qū)地面集輸工藝流程示意圖如圖2所示。

2 與國內部分典型氣田集輸工藝的比較
    目前，我國主要有長慶、川渝、青海、塔里木四大氣區(qū)。由于各氣田的地質條件、氣質條件、開發(fā)時期及建設環(huán)境的不同，所采用的天然氣集輸[藝也不盡相同[2～6]，但是，經過多年的建設，已經分別形成了適合自身氣田特點的主體工藝技術，在國內氣田建設中均起到了積極的示范作用。長北合作區(qū)位于榆林氣田北部，地理位置與榆林氣田和蘇里格氣田臨近，但是開發(fā)方式卻與這兩個氣田存在很大差異，采用的地面集輸工藝也有較大差別[7～9]；而塔里木氣區(qū)的克拉2氣田雖然地理位置與長北合作區(qū)相距很遠，但是無論單井產量還是開發(fā)建設模式都與長北合作區(qū)有許多相似之處[10]。
3 長北合作區(qū)地面集輸工藝分析
3.1 布站模式
    長北合作區(qū)地面建設布站模式采用了一級布站模式，即不設集氣站，井叢物流直接輸至天然氣中央處理廠進行油氣分離處理。根據實際運行情況來看，此種流程比較適合于長北合作區(qū)地域面積大、井數少、產量高、井流物輸送過程中不易形成天然氣水合物的氣田，這比國內慣用的“井場-集氣站-處理廠”的集輸模式更簡化，投資更少，環(huán)境污染更小。
3.2 天然氣處理工藝
    根據長北合作區(qū)天然氣的壓力和氣質特點，采用低溫分離法脫水脫油以控制天然氣的水露點和烴露點。天然氣中央處理廠初期采用J-T閥節(jié)流制冷，后期采用壓縮機增壓和丙烷制冷，從而減少了氣田的前期開發(fā)投資和運行費用。
3.3 變壓運行工藝
    氣田總體開發(fā)分為上產期、穩(wěn)產期和遞減期3個階段。上產期，井口壓力較高，約22.0MPa，各井叢節(jié)流后壓力為7.1～7.9MPa，進天然氣處理廠壓力約為7.1MPa，采用J-T閥節(jié)流制冷的低溫分離工藝，外輸商品天然氣與陜京二線榆林首站的交接壓力為4.0～4.5MPa。穩(wěn)產期及遞減期，井叢壓力進一步降低，各井叢節(jié)流后壓力為3.5～5.1MPa，進天然氣處理廠壓力約為3.5MPa，采用先增壓后丙烷制冷的低溫分離工藝，保證了4.0～4.5MPa的外輸交接壓力。
    氣田運行實踐表明，根據單井生產壓力的變化規(guī)律，采用變壓運行工藝可充分利用氣井初期的壓力能，有利于氣田開發(fā)過程的節(jié)能降耗。
3.4 氣液混輸工藝
    長北合作區(qū)每106m3天然氣產水12m3、產油6.8m3，集氣管網采用氣液混輸工藝。集氣北干線設有中間清管站，通過分段清管控制進入天然氣中央處理廠入口分離器的液體流量，不設液塞捕集器，可保證清管期間天然氣中央處理廠的正常運行。
3.5 井口濕氣計量工藝
    由于長北合作區(qū)水氣比與油氣比均較小，因此在井口采用孔板直接連續(xù)計量濕氣，井口未設固定分離器。但為了滿足對單井一年一次或半年一次的計量測試要求，設置了移動式測試分離器，定期對單井的產氣量和產液量進行精確計量。
3.6 內防腐工藝
    由于天然氣中C02含量為1.8%(體積分數)左右，因此集氣管網存在輕度到中度的C02腐蝕。另外，氣田水中Cl-濃度最高達到21800mg/L，因此，集氣管網還存在一定程度的Cl-腐蝕。為了降低集氣管網的腐蝕，在各井叢定期加注緩蝕劑，并設置了定期腐蝕監(jiān)測設施，以確保管線的長期安全運行。
3.7 分段清管工藝
    由于采用了氣液混輸工藝，且干線地形起伏較多，在生產過程中集氣管道容易產生較大的積液，若干線采用一次清管，將導致進入天然氣中央處理廠的段塞流液量過大，為此，在集氣北干線中間點增設清管蠔實現北干線分段清管，減少清管形成的液塞量，從而在天然氣中央處理廠采用較大容積的常規(guī)氣液分離器代替了專門的液塞捕集器。
3.8 清管球集中回收工藝
    長北合作區(qū)集氣主干線和支干線清管作業(yè)中采用了智能清管球和普通清管球，支線清管不設對應的清管球接收裝置，而是讓支線清管球進入主干線，隨主干線清管球一起進入天然氣中央處理廠清管接收裝置。這樣，不僅減少了集氣管網清管設施的數量，也極大提高了集氣管網的清管效率。
3.9 天然氣水合物抑制工藝
    從理論計算及實際運行情況來看，在正常生產工況下氣井井口節(jié)流不會形成天然氣水合物。但是，在單井投產初期的節(jié)流工況下和環(huán)境溫度較低時，氣井投產前或停產后靠近地面部分的井筒內天然氣可能會形成天然氣水合物。
3.9.1單井停產工況下天然氣水合物形成情況及防止方法
    單井井叢因計劃或事故停產后，井叢內或井叢至集氣干線間的天然氣被截斷，滯留在管道內的天然氣溫度將逐漸與管道埋深處的地溫平衡(冬季地溫約為0.5℃)，而在5.0MPa壓力下，天然氣水合物的形成溫度為13.5℃，從理論上講，該條件下易形成天然氣水合物。為此，在井叢設置了天然氣水合物抑制劑注入泵，在天然氣井口加注天然氣水合物抑制劑，使停輸管道內沿線保持一定量的天然氣水合物抑制劑。同時，集氣管道管材選擇了16 Mn低溫材料，可以保證低溫條件的管材強度。
3.9.2單井停產再啟動工況下天然氣水合物形成情況及防止方法
   單井初次投產或停產再開井時，需要根據關井壓力及環(huán)境溫度來確定開井方案：若關井壓力高且環(huán)境溫度低，除須向井筒內及地面集氣管網中注入天然氣水合物抑制劑(甲醇)外，還要考慮采用移動式蒸汽加熱爐以提高井口天然氣節(jié)流前的溫度；若關井壓力低且環(huán)境溫度高，通常采取建立背壓來開井生產。
4 實際生產運行分析
4.1 氣井生產規(guī)律
    長北合作區(qū)氣井具有投產初期產量高、壓力高，但產量和壓力下降快的特點，氣井生產規(guī)律變化曲線詳見圖3，部分高產井的井口壓力變化基本分為4個階段：①投產初期井口壓力維持在14.0～18.0MPa，穩(wěn)產時間約半年；②在隨后半年時間內，井口壓力逐漸降至8.0MPa左右；③井口壓力維持在6.0～8.0MPa，穩(wěn)產時間約一年半；④井口壓力為5.0～6.0MPa，生產至今，預計壓力將維持在4.5MPa以上，可穩(wěn)產至2019年。

   氣井井口流量變化可分為3個階段：①投產初期(一年內)井口流量變化范圍較大，生產不穩(wěn)定，產氣量為(20～120)×104m3/d；②投產第二年和第三年，生產較為穩(wěn)定，產氣量為(20～80)×104m3/d；③從投產第四年至今，產氣量穩(wěn)定在(15～60)×104m3/d。
   井口溫度變化不大，基本穩(wěn)定在50.0～60.0℃左右，少數低產井井口溫度在30.0～40.0℃。
4.2 2010年生產數據分析
4.2.1生產壓力分析
   2010年各井叢全年平均運行壓力為3.8～6.4MPa，1月份平均運行壓力為5.3MPa，5月份平均運行壓力為5.2MPa，10月份平均運行壓力為5.4MPa。冬季用氣高峰時仍可穩(wěn)定供氣，各井壓力波動范圍很小，10月份各井由于開停變化，壓力變化較大，其余月份除維護井外，壓力平穩(wěn)。
4.2.2產氣量分析
    2010年井叢平均產氣量為(88～137)×104m3/d，天然氣中央處理廠實際處理氣量范圍為(415～1199)×104m3/d，平均處理氣量為886×104m3/d，各井叢生產情況能夠保證長北合作區(qū)的產量(30×108m3/a)，且冬季具備較強的高峰供氣調節(jié)能力。
4.2.3井口溫度分析
    所有井叢平均井口溫度為47.7℃，低產井叢最低生產溫度為30.0℃，高產井叢最高溫度為60.3℃，井口溫度受單井產量影響較大，產量越大，井口溫度越高；產量越小，井口溫度越低。根據預測，在井口運行壓力為6.0MPa的條件下，天然氣水合物形成溫度為15.1℃，而實際井口最低溫度都超過了30.0℃，因此正常生產條件下各井叢不會形成天然氣水合物，可以不加注天然氣水合物抑制劑。
5 結論
    1) 長北合作區(qū)在開發(fā)前，進行了大量的技術攻關，在設計中采用了多項獨具特色的新工藝、新技術和安全運行措施：①單/雙支裸眼水平井組合，提高單井產量；②地面叢式井布置極大地簡化了地面工程建設；③采用一級布站，流程簡單；④集氣管網變壓運行，充分利用了氣井壓力能；⑤集氣管網采用氣液混輸，單井采用孔板連續(xù)計量，同時設置移動分離器，定期進行計量測試；⑥井口安全系統(tǒng)應用了井下安全閥、井口緊急自動截斷閥和井叢出口緊急自動截斷閥。
    2) 經比較可知，長北合作區(qū)平均能耗比蘇里格氣田各天然氣處理廠的平均能耗低243～1043MJ/104m3；比榆林天然氣處理廠的平均能耗約低951MJ/104m3(不考慮長北天然氣中央處理廠壓縮機運行時的對比數據)。
3) 長北合作區(qū)地面集輸系統(tǒng)總體工藝可概括為以“1站2簡3保護4集中”為核心的“井叢集氣、中壓集輸、氣液混輸、一級布站、枝狀管網、開工加熱、井口計量、移動分離測試、儀表保護、智能清管、低溫分離、集中增壓”地面集輸工藝模式。所謂1站是指一級布站；2簡是指簡化操作流程和生產管理；3保護是指單元保護、區(qū)域保護和全局保護；4集中是指集中處理、集中監(jiān)控、集中增壓和集中回注。
參考文獻
[1] 楊小龍，李戰(zhàn)平，李富生.長北氣田地面工程技術[J].天然氣工業(yè)，2007，27(10)：106-108.
[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(fā)展[J].天然氣工業(yè)，2011，31(2)：17-19.
[3] 薛崗，許茜，王紅霞，等.沁水盆地煤層氣田樊莊區(qū)塊地面集輸工藝優(yōu)化[J].天然氣工業(yè)，2010，30(6)：87 90.
[4] 徐勇，穆謙益，楊亞聰，等.長慶氣區(qū)開發(fā)模式及地面配套工藝技術[J].天然氣工業(yè)，2010，30(2)：102-105.
[5] 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(yè)，2009，29(11)：104-108.
[6] 成艷春，許正祥，許正合，等.澀北氣田地面工藝技術優(yōu)化[J].天然氣工業(yè)，2009，29(7)：99-101.
[7] 劉襪.天然氣集輸與安全[M].北京：中國石化出版社，2010.
[8] 劉神，王登海，楊光，等.蘇里格氣田天然氣集輸工藝技術的優(yōu)化創(chuàng)新[J].天然氣工業(yè)，2007，27(5)：139-141.
[9] 劉子兵，劉棉，王遇冬.低溫分離工藝在榆林氣田天然氣集輸中的應用[J].天然氣工業(yè)，2003，23(4)：103-106.
[10] 單鳳強，唐育紅.我國最大的天然氣脫水工廠[J].天然氣工業(yè)，2003，23(3)：116-117.
 
(本文作者：薛崗1 姜勇2 趙志剛3 王遇冬1 劉子兵1 李彬1 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蘇里格開發(fā)指揮部；3.中國石油長慶油田公司采氣二廠長北天然氣開發(fā)項目經理部)