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天然气集气系统工艺设计样本

摘要

伴随中国政府能源政策和能源结构调整，和大量气源探明，天然气开发和利用已成为不可逆转大趋势，天然气开发、储存和应用技术已成为专门技术领域。

集气系统是未来自采气井口高压天然气，经过必需处理工艺，使其气质符合商品气要求，压力、水露点满足外输条件，是天然气开采利用关键步骤，所以做好集气阶段设计工作含相关键意义。

天然气集气系统工艺设计一文共分四章，包含天然气储量和开发方案介绍，升深2-1区块总体工艺选择和升深2-1区块集气处理工程等内容。

以升深2-1区块为经典叙述了该类型气田开发特点，集气工艺选择，集气站布局及集气处理工程。

目标是为了同类型气田开发，集气站布局，集气处理等具体工艺选择提供一个设计方案。

关键词：

天然气；系统；设计

Abstract

AlongwiththeChinesegovernmentenergypolicyandtheenergystructure'sadjustment,aswellastheprovedofmassivegassources,thenaturalgasdevelopmentandusehasbecomeairreversiblegeneraltrend.Thedevelopment,storageandappliedtechnologyofnaturalgashasbecomeaspecializedskilldomain.Throughtheessentialprocessingcraft,gasgatheringsystemsetsthehigh-pressurednaturalgascomesfromthegasrecoverywellheadtomeetthequalityrequirementsofcommoditygas,andsetsitspressure,dewpointofwatertomeettheconditionsoflosers.Itisanimportantlinkofgasexploitationanduse,thereforetomakethedesignworkofgasgatheringstagewellisofgreatsignificance.

Thearticleofthenaturalgasgatheringsystemtechnologicaldesignisdividedintofourchapters,includingthesynopsisofgasreservesanddevelopmentprogram,theoverallcraftchoiceoftheSheng-shen2-1fieldandtheprocessingprojectofgasgatheringoftheSheng-shen2-1field.Takethesheng-shen2-1fieldasamodeltoelaboratethedevelopmentcharacteristicofthistypeofnaturalgasfield,thechoiceofgasgatheringcraft,thelayoutofgasgatheringstationandtheprocessingprojectofgasgatheringandsoon.Thegoalisforthesametypeofnaturalgasfielddevelopment,thelayoutofgasgatheringstation,gasgatheringprocessingandsoonconcretecraftchoicetoprovideadesignproposal.

Keywords:

Naturalgas;System;Design

第1章　概述

1.1自然概况

升平开发区升深2-1井区在黑龙江省安达市升平镇境内，中心点坐标为北纬46º12'，东经125º16'，升平气田结构位置处于松辽盆地北部深层结构徐家围子断陷带中部杏山断陷升平—兴城结构带北段上。

区块所在区域宽4km、长7km。

中心西侧2.5km建有明沈公路，北侧2.8km建有安达～大同～肇源公路，东侧40km建有滨洲铁路，南侧距采油八厂升一联合站6.5km。

该区块大地地貌类型属第四纪晚更新世冲（淤）积平原，地面关键为农田，地形起伏较大，地势东北高，西南渐低，海拔高程多在150m～160m之间改变，东部局部达成164.3m～167.3m，高程范围在150m～169m。

该地域属北温带大陆性季风气候，气温改变大，冰封期长，无霜期短，冻土深达2.0～2.2米。

年平均气温5.0℃，月平均最低气温-19.3℃，极端最低气温-36.0℃，月平均最高气温25℃，极端最高气温36.2℃。

整年主导风向为西北风（NW）。

平均风速3.0m/s，年最大风速为23.7m/s。

年平均相对湿度66%。

年降雨量555.9mm。

平均积雪158天，最大积雪深度220.0mm。

年蒸发量1531.4mm。

年平均气压997.0hpa。

年平均水气压8.2hpa。

依据升深2-1区工程地质类型为粘性土分布区，已经有资料揭示岩土类别关键为粘性土块所在区域位置，区块内河流、湖泊不发育，局部有低洼积水区，范围较小。

关键降水类型为大气降水，关键降水分布在6月～8月末，最高水位出现在8月上旬～9月下旬，最低水位出现在3月下旬～4月上旬。

区块内地势总体上较平坦，起伏不大，地表径流排泄条件通常。

气田所在区块和粉土，局部地段有砂土夹层。

该区块属平原区，地势起伏不大，无滑坡、坍毁等不良地质作用。

表层为季节性强冻胀～弱冻胀土，冻胀等级为Ⅳ～Ⅱ级。

大多数地表为冻胀性土，冻胀等级为Ⅲ级。

气田范围地下水类型为第四系上部潜水，地下水埋藏深度在1.40～3.15m之间。

参考该区块周围以往水质分析资料表明PH=7.52～8.42,总矿化度为1853.71mg/l，可判定地下水为弱碱性水，属HCO3Na型水。

含水层关键为粘性土下部粉土层。

气田所在区域通常地段土壤视电阻率（

）为13.2～35.8，部分低洼地段为13.2～55.8，管道沿线土壤对钢质管道具中等偏上腐蚀性。

地震峰值加速度为0.05g，地震基础烈度为6度。

气田西侧2.5km建有明沈公路，北侧2.8km建有安达～大同公路，东侧40km建有滨洲铁路，气田所在区域建有乡间便道，公路网比较通畅，但现在明沈公路、安达～大同公路路面破损严重，小型车难以正常通行。

升平开发区升深更2气井南侧18km建有徐深1集气站（剩下脱水能力为60.1×104m3/d），北侧13km建有汪深1集气站，西侧4.2km建有徐深1～红压集气干线（Φ508×8.8mm－6.4MPa），西侧4.5km建有升58集气站～升一联调压计量站低压输气管道（Φ159×6mm－2.5MPa）。

升平开发区所在区域内建有3口高压气井，即升深2-1、升深1、升深2气井，其中升深2-1气井于建设，采取多井集气站步骤，外输管道Φ114×14mm－32MPa－1.5km，输往升58集气站；升深1气井于建设，采取单井集气站工艺，外输气进入低压气系统；升深2气井于1996年建设，采取单井集气站工艺，外输管道为Φ159×8mm－6.4MPa－6.5km，输往升一联配气间，现在该井因井筒腐蚀而报废，升深2-1、升深1气井正常生产。

升平深层气田所在区域内现在建有3座低压集气站，即升二、升三和升四集气站，负责低压气井集中处理，处理后低压气进入低压系统管网（进入已建升一联调压计量间）。

以升深2-1区块为经典叙述了该类型气田开发特点，集气工艺选择，集气站布局，及集气处理工程。

目标是为了同类型气田开发，集气站布局，集气处理等具体工艺选择提供一个设计方案。

中国天然气工业发展含有较长历史，天然气不仅是清洁能源，还是优质化工原料。

和石油等能源相比天然气含有经济性好、使用方便、用途广泛等优点。

本论文针对升深2-1区块总体工艺选择和集气处理工程，系统地叙述了天然气集气过程基础理论、最新技术和工程应用。

未来自采气井口高压天然气，经过必需处理工艺，使其气质符合商品气要求，压力、水露点满足外输条件。

本文依据升深2-1区块特点设计总体工艺方案很适协议类型气田输气工艺。

论证了多井集气比单井集气方案建设投资低，便于管理，推荐集气站集中处理多井集气方。

1.2本文研究意义

天然气是一个优质洁净燃料，在能源、交通领域含有十分诱人前景。

天然气工业发展曾受到丰富煤炭资源压抑。

但多年来在环境保护巨大压力下，伴随中国政府能源政策和能源结构调整，和大量气源探明，天然气开发和利用已成为不可逆转大趋势，天然气开发、储存和应用技术已成为专门技术领域，这也使得天然气集气系统工艺设计含有重大意义。

1.3关键研究内容

为了适应中国已经面临大规模开发利用天然气新形势，要立即改变中国在天然气集气系统工艺设计上面微弱状态。

急需要有相关著作对其进行全方面系统讨论和介绍。

本文以升深2-1区块为经典叙述了该类型气田开发特点，集气工艺选择，集气站布局，及集气处理工程。

目标是为了同类型气田开发，集气站布局，集气处理等具体工艺选择提供一个设计方案。

现在，资源是全世界各国共同关注话题，中国已探明天然气资源即使比较丰富，不过相对于其它发达国家开发、搜集、和处理工艺还很落后，这么对于我们国家丰富资源是一个严重浪费。

所以本文对于这些相关技术进行了研究讨论，以达成最大程度节省能源、利用能源目标。

现在，中国天然气关键应用于化肥化工、工业燃料、城市市民和发电，天然气地位日益上升，西气东输工程全方面铺开，使得天然气集气和处理工艺意义更为重大，所以有针对性对部分有特点气田进行研究是很必需。

本论文所研究升深2-1区块特点设计总体工艺方案很适协议类型气田输气工艺。

第2章天然气储量和开发方案介绍

2.1天然气储量和气藏概述

升平开发区升深2-1井区在黑龙江省安达市升平镇境内，总含气面积为18.48km2，估计Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层含气面积分别是11.73km2、18.48km2、18.48km2，关键储气层位是营城组三段火山岩和营城组四段凝灰质粗砂岩，探明地质储量为136.64×108m3，可采储量为68.34×108m3，见表2-1。

表2-1升平区块探明地质储量数据表

井区

层位

类别

含气面积

（km2）

有效厚度

（m）

有效孔隙度

（%）

含气饱和度

（%）

地质储量

108m3

可采储量

108m3

升深更2

K1yc4

2.75

15.60

8.38

4.19

升深2-1

K1yc3

11.73

28.26

45.49

24.75

18.48

24.04

56.46

23.23

III

18.48

18.75

5.6

26.34

13.17

累计

136.64

68.34

2.2开发方案简述

依据“徐深气田升平开发区升深2-1区块初步开发方案－气藏工程”，升深2-1区块有五个气藏工程方案，关键开发指标见表2-2。

表2-2升深2-1区块五个气藏工程方案关键开发指标一览表

方案名称

井数

（口）

单井配产

（104m3/d）

日产气

（104m3/d）

生产规模

（108m3/a）

采气速度

（％）

方案一

1.4～19.3

66.5

2.19

1.6

方案二

1.4～19.3

72.7

2.40

1.8

方案三

1.4～30.0

92.7

3.12

2.3

方案四

1.4～19.3

72.7

2.40

1.8

方案五

1.4～19.3

132.0

4.36

3.2

按升平开发区升深2-1区块气藏工程推荐方案三，在～期间投产气井压力、温度、配产、井深等开发数据见表2-3。

表2-3气藏工程方案三基建12口气井温度、压力、产气量、产水量表

井号

日产气（104m3）

日产水（m3）

井口油压（MPa）

关井压力（MPa）

井口温度（℃）

井深（m）

升深2-6

5.2

0.78

23.02

27-29

3556

升深2-1

12.0

1.80

24.65

27-29

3612

升深2-12

5.3

0.80

19.99

27-29

3195

升深2-5

4.1

0.90

24.56

27-29

3420

升深平1

4.50

20.30

27-29

3110

小计

58.3

38.78

3772

升深2-17

6.3

0.95

24.02

27-29

3150

升深更2

19.3

2.67

23.88

27-29

3405

升深2-25

1.4

0.17

21.32

27-29

3245

升深202

3.8

0.30

18.6

27-29

3185

升深2-19

2.4

0.65

20.93

27-29

3075

升深2-21

3.2

0.38

18.44

27-29

3095

小计

36.4

5.12

3200

合计

94.7

43.9

3030

说明：

没有数据气井暂参考升深2-1气井数据。

2.3徐深气田开发特点

徐深气田已发觉气藏以低渗透储层为主，大部分气井需要大型压裂才能取得较高产能。

依据短期试采资料研究认为，大型压裂井产能、压力早期下降较快，其原因是压裂只能改变气井周围储层（300m范围内）渗透性，当压降扩大到压裂改造范围以外储层时，生产压差快速增大，普遍大于50%地层压力，部分气井大于70%地层压力，大部分产量需要在低压阶段采出。

所以为降低生产成本，保障气田开发含有相对长非增压稳产期，集气压力应低于地层压力20%，依据各气田地层压力差异，气田地面集输系统设计压力按6.4MPa考虑。

徐深气田气井井距基础在1.5km以内。

第3章升深2-1区块总体工艺选择

依据开发计划，升深2-1区块在建设12口气井，在前，将依据该12口气井试采情况，建设2口开发备用井（2口开发备用井地面计划按在基建）。

3.1　升深2-1区块特点和总体工艺方案处理问题

3.1.1　升深2-1区块特点

升深2-1区块和中国其它深层气田相比，其特点以下：

（1）井网密度大，井距小。

大部分区块井距在0.8～1.5km。

（2）大部分气井经过压裂取得井口高产能，井口气压力衰减较快。

（3）地处严寒，最低环境温度为-36℃，冻土深度在-2.1km。

（4）压力高、温度高，部分气井产水量较高，达成30t/d。

（5）开采早期CO2含量低，不过伴随开采年限增加，部分气井CO2含量将增加；井口气H2S含量低于10mg/m3。

（6）所在区域属于升平油田，气田中心位置南侧8km建有升一联合站和升一变电所、升一联油田污水处理站。

3.1.2　升深2-1区块总体工艺方案所处理问题

气田地面设施关键目标，是未来自采气井口高压天然气，经过必需处理工艺，使其气质符合商品气要求，压力、水露点满足外输条件。

升深2-1区块开采早期井口气流出压力在15.2～24.6MPa，且含有游离水，作为商品气外输，必需对其进行降压、脱水处理。

依据气质条件，混合气CO2含量不超出3％，此次地面建设计划方案中，暂不考虑脱除CO2设施建设。

升深2-1区块地面计划总体工艺方案需要处理问题以下：

（1）天然气去向和集气系统设计压力确实定；

（2）单井集气和多井集气选择；

（3）集气站布局；

（4）采气管道预防水合物形成方法；

（5）控制CO2腐蚀方法；

（6）集输处理工艺及脱水工艺选择。

3.2　升深2-1区块外输气管道总体方案

3.2.1　外输气去向

依据大庆长垣东部徐深气田所在地理位置和周围关键用气市场分布，外输气有两个去向，一是输往气田北侧大庆、齐齐哈尔等用户，二是输往气田南侧朝阳沟油田、哈尔滨市等用户。

已经建成投产徐深1集气站～红压集气干线，实现了将深层气输往北侧用户目标。

该管道从升深2-1区块西侧经过（距升深2-1区块中心4.2km），设计输气能力为25×108m3/a（750×108m3/d），现在输气量为1.5×108m3/a（50×104m3/d），能够接收升深2-1区块全部气量（3.12×108m3/a，合94.7×104m3/d）。

所以，升深2-1区块外输气去向是西侧已建徐深1～红压集气干线。

现在，深层气田向南侧哈尔滨市及周围用户输气管道还没有建设，升平开发区外输气也能够经过计划中南侧集气干线，最终输往哈尔滨方向（依据现在所掌握资料，南侧集气干线起点为徐深1集气站，沿途经过徐深9、朝51，最终去哈尔滨方向）。

3.2.2　外输气管道设计压力

依据开发提供资料，深层气田气井是处于低渗透储层，经过大型压裂，井口压力早期衰减快，部分气井试气结果已经证实气井压力衰减较快，和现在徐深气田已经建成了6.4MPa集气压力系统现实状况，确定升平深层气田外输气管道设计压力为6.4MPa。

3.3　单井集气和多井集气工艺选择

单井集气工艺，是在井场设预处理设备，如加热炉、分离设备、计量设施等，处理后井口气，可直接进入集气支线或干线，适适用于地处偏远且产量高零碎气井建设。

多井集气，是将各井口气输往集气站集中处理，适适用于气井比较集中气井建设。

1.单井集气方案：

14口气井，分别在进行井场加热、节流降压、分离、计量外输到集中脱水站脱水。

井口设置预处理方法，在6～7MPa压力下进入脱水站集中脱水

关键建设内容及工程费用：

（1）工艺部分：

①单井集气站14座；

②集中脱水站（150×104m3/d－1座）；

③采气管道：

Φ159×8－3.7kmΦ114×6－11.4km

Φ89×5－4.0kmΦ76×5－4.0km

累计：

23.1km。

（2）通信部分：

通井8芯通讯光缆20.0km；

（3）电气部分：

6kV通井电力线21.5km；

（4）道路部分：

①4m宽沥青混凝土道路－1.6km；

②4m宽砂石道路－11.5km。

工程费用：

16473万元总定员：

93人

优点：

采气管道运行压力低，使CO2腐蚀影响程度相对低。

缺点：

①岗位多，设备、生产人员多，操作复杂；

②地面建设费用最高，生产成本最高；

③单井集气管道加注甲醇，环境保护效果差；

④集气站布局过于密集，不合理。

2.多井集气方案：

建2个多井集气站，各单井在井口节流降压到不形成水化物温度后，经过电伴热伴热，分别进入3座集气站，在集气站内加热、节流、分离，轮番计量后集中脱水外输。

井口简化，无人值守，气井气在18MPa压力下，进入集气站进行预处理到6～7MPa，脱水。

关键建设内容及工程费用：

1.工艺部分：

（1）单井井场14座；

（2）多井集气脱水站（规模：

70×104m3/d、50×104m3/d各1座）；

（3）采气管道；

Φ114×13－1.30kmΦ89×10－0.20km

Φ76×9－11.10kmΦ60×7－6.10km

累计：

18.7km。

2.通信部分：

8芯通井通讯光缆3.1km；

3.电气部分：

6kV通井电力线路8.5km；

4.道路部分：

（1）4m宽沥青混凝土道路－2.5km；

（2）4m宽砂石道路－10.7km。

工程费用：

12072万元。

优点：

（1）建设投资相对低；

（2）集气站数量相对少、生产和管理人员相对少；

（3）集气站布局最合理。

缺点：

采气管道运行压力高，使CO2腐蚀影响程度相对高。

依据对比，多井集气比单井集气方案建设投资低，便于管理。

推荐集气站集中处理多井集气方案。

3.4集气站布局

3.4.1集气站布局

升深2-1区块在前基建14口气井，如建设1座多井集气站因管辖井数过多，当集气站故障停运，对外输气量影响过大，推荐建设2座多井集气站。

升深2-6基础处于升深2-1区块北侧边缘，区块北侧6口气井集气站站址有两个方案：

一是设在升深2-1气井周围，二是设在6口气井中心位置，两个站址方案对比见表3-1。

升深2-1区块南侧6口气井，中心位置在升深更2气井，将集气站设在升深更2，同时也能够利用已建进站道路1.8km（沥青表处路面）。

依据上述论证，第一个多井集气站设在区块北侧升深2-1气井；第二个多井集气站设在升深更2气井。

表3-1升深2-1区块北侧5口气井集气站站址选择对比表

站址方案

方案一：

设在升深2-1气井

方案二：

设在升深2-1东北0.5km

采气管道

升深2-5：

Φ76×9－1.80km

升深2-6：

Φ76×9－1.90km

升深2-1：

Φ89×10－0.20km

升深2-7：

Φ76×9－1.80km

升深2-12：

Φ76×9－1.20km

升深平1：

Φ114×13－1.30km

累计：

Φ114×13－1.20km

Φ89×10－0.20km

Φ76×9－6.70km

采气部分建设费用：

570.0万元

升深2-5：

Φ76×9－1.80km

升深2-6：

Φ76×9－1.60km

升深2-1：

Φ89×10－0.60km

升深2-7：

Φ76×9－0.90km

升深2-12：

Φ76×9－1.20km

升深平1：

Φ114×13－1.50km

累计：

Φ114×13－1.50km

Φ89×10－0.60km

Φ76×9－5.50km

采气部分建设费用：

560.2万元

续表3-1

站址方案

方案一：

设在升深2-1气井

方案二：

设在升深2-1东北0.5km

集气管道

Φ219×8－3.1km

升深2-1

安全装置

气动，28万元/台

液动，50万元/台

投资对比

598.0万元

610.2万元

优缺点对比

总投资低，方便升深2-1管理

总投资高，不方便

升深2-1气井管理

推荐方案