天然气集气系统工艺设计.docx

1、天然气集气系统工艺设计摘 要随着中国政府能源政策和能源结构的调整，以及大量气源的探明，天然气的开发和利用已成为不可逆转的大趋势，天然气开发、储存和应用技术已成为专门技术领域。集气系统是将来自采气井口的高压天然气，通过必要的处理工艺，使其气质符合商品气要求，压力、水露点满足外输条件，是天然气开采利用的重要环节，因此做好集气阶段的设计工作具有重要意义。天然气集气系统工艺设计一文共分四章，包括天然气储量和开发方案简介，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区块为典型论述了该类型气田的开发特点，集气工艺选择，集气站布局及集气处理工程。目的是为了同类型气田的开发，集气

2、站布局，集气处理等具体工艺的选择提供一个设计方案。 关键词：天然气；系统；设计AbstractAlong with the Chinese government energy policy and the energy structures adjustment, as well as the proved of massive gas sources, the natural gas development and use has become a irreversible general trend. The development, storage and applied technol

3、ogy of natural gas has become a specialized skill domain. Through the essential processing craft,gas gathering system sets the high-pressured natural gas comes from the gas recovery well head to meet the quality requirements of commodity gas, and sets its pressure, dew point of water to meet the con

4、ditions of losers.It is an important link of gas exploitation and use, therefore to make the design work of gas gathering stage well is of great significance.The article of the natural gas gathering system technological design is divided into four chapters, including the synopsis of gas reserves and

5、 development program, the overall craft choice of the Sheng-shen 2-1 field and the processing project of gas gathering of the Sheng-shen 2-1 field. Take the sheng-shen 2-1 field as a model to elaborate the development characteristic of this type of natural gas field, the choice of gas gathering craf

6、t, the layout of gas gathering station and the processing project of gas gathering and so on.The goal is for the same type of natural gas field development, the layout of gas gathering station , gas gathering processing and so on concrete craft choice to provide a design proposal.Key words: Natural

7、gas; System; Design第1章概 述1.1 自然概况升平开发区升深2-1井区位于黑龙江省安达市升平镇境内，中心点坐标为北纬4612，东经12516，升平气田构造位置处于松辽盆地北部深层构造徐家围子断陷带中部杏山断陷的升平兴城构造带的北段上。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，南侧距采油八厂的升一联合站6.5km。该区块大地地貌类型属第四纪晚更新世冲(淤)积平原，地面主要为农田，地形起伏较大，地势东北高，西南渐低，海拔高程多在150m160m之间变化，东部局部达到164.3 m167.3m，高

8、程范围在150 m169m。该地区属北温带大陆性季风气候，气温变化大，冰封期长，无霜期短，冻土深达 2.02.2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。全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。根据升深2-1区工程地质类型为粘性土分布区，已有资料揭示岩土类别主要为粘性土块所在的区域位置，区块内河流、湖泊不发育，局部

9、有低洼积水区，范围较小。主要降水类型为大气降水，主要降水分布在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，地表径流排泄条件一般。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、崩塌等不良地质作用。表层为季节性强冻胀弱冻胀土，冻胀等级为级。大多数地表为冻胀性土，冻胀等级为级。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1.403.15m之间。参考该区块附近以往水质分析资料表明PH=7.528.42,总矿化度为1853.71mg/l，可判断地下水为弱碱性水，属HCO3Na型水。含水层主要为粘性土

10、下部的粉土层。气田所在区域一般地段土壤视电阻率（）为13.235.8，个别低洼地段为13.255.8，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，地震基本烈度为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，但目前明沈公路、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（剩余脱水能力为60.1104m3/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（ 5088.8mm6.4MPa），西侧4.5km建有升5

11、8集气站升一联调压计量站的低压输气管道（ 1596mm2.5MPa）。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2002年建设，采用多井集气站流程，外输管道 11414mm32MPa1.5km，输往升58集气站；升深1气井于2001年建设，采用单井集气站工艺，外输气进入低压气系统；升深2气井于1996年建设，采用单井集气站工艺，外输管道为 1598mm6.4MPa6.5km，输往升一联配气间，目前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目前建有3座低压集气站，即升二、升三和升四集气站，负责低压气井的集中处理，

12、处理后的低压气进入低压系统管网（进入已建的升一联调压计量间）。以升深2-1区块为典型论述了该类型气田的开发特点，集气工艺选择，集气站布局，及集气处理工程。目的是为了同类型气田的开发，集气站布局，集气处理等具体工艺的选择提供一个设计方案。我国天然气工业的发展具有较长的历史，天然气不仅是清洁能源，还是优质的化工原料。与石油等能源相比天然气具有经济性好、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，系统地阐述了天然气集气过程的基本理论、最新技术和工程应用。将来自采气井口的高压天然气，通过必要的处理工艺，使其气质符合商品气要求，压力、水露点满足外输条件。本文根据升深2-

13、1区块特点设计的总体工艺方案非常适合同类型气田输气工艺。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的多井集气方。1.2 本文研究的意义天然气是一种优质洁净燃料，在能源、交通领域具有十分诱人的前景。天然气工业的发展曾受到丰富煤炭资源的压抑。但近年来在环境保护的巨大压力下，随着中国政府能源政策和能源结构的调整，以及大量气源的探明，天然气的开发和利用已成为不可逆转的大趋势，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具有重大意义。1.3 主要研究内容为了适应我国已经面临大规模开发利用天然气的新形势，要尽快改变国内在天然气集气系统工艺设计上面的

14、薄弱状态。急需要有相关著作对其进行全面系统的讨论和介绍。 本文以升深2-1区块为典型论述了该类型气田的开发特点，集气工艺选择，集气站布局，及集气处理工程。目的是为了同类型气田的开发，集气站布局，集气处理等具体工艺的选择提供一个设计方案。目前，资源是全世界各国共同关注的话题，我国的已探明天然气资源虽然比较丰富，但是相对于其他发达国家的开发、收集、和处理工艺还很落后，这样对于我们国家丰富的资源是一种严重的浪费。因此本文对于这些相关技术进行了研究讨论，以达到最大限度节约能源、利用能源的目的。目前，中国的天然气主要应用于化肥化工、工业燃料、城市市民和发电，天然气的地位日益上升，西气东输工程的全面铺开，

15、使得天然气的集气和处理工艺意义更为重大，因此有针对性的对一些有特点的气田进行研究是很必要的。本论文所研究的升深2-1区块特点设计的总体工艺方案非常适合同类型气田输气工艺。第2章 天然气储量和开发方案简介2.1 天然气储量和气藏概述升平开发区升深2-1井区位于黑龙江省安达市升平镇境内，总含气面积为18.48km2，预测的、类储层的含气面积分别是11.73km2、18.48km2、18.48km2，主要储气层位是营城组三段的火山岩和营城组四段的凝灰质粗砂岩，探明地质储量为136.64108m3，可采储量为68.34108m3，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(k

16、m2)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2K1yc42.7515.6012708.384.19升深2-1K1yc3I11.7328.26107045.4924.75II18.4824.0486056.4623.23III18.4818.755.65026.3413.17合计136.6468.342.2 开发方案简述根据“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，主要开发指标见表2-2。表2-2 升深2-1区块五个气藏工程方案主要开发指标一览表方案名称井数（口）单井配产（104m3/d）日产气（

17、104m3/d）生产规模(108m3/a)采气速度（）方案一111.419.366.52.19 1.6方案二121.419.372.72.401.8方案三121.430.092.73.12 2.3方案四131.419.372.72.40 1.8方案五241.419.3132.04.363.2按升平开发区升深2-1区块气藏工程推荐方案三， 在20062010年期间投产的气井压力、温度、配产、井深等开发数据见表2-3。表2-3 气藏工程方案三2006年基建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

18、-65.20.7823.0227-29503556升深2-112.01.8024.6527-29553612升深2-125.30.8019.9927-29503195升深2-54.10.9024.5627-29553420升深平1304.5020.3027-29653110小 计58.338.783772升深2-176.30.9524.0227-29503150升深更219.32.6723.8827-29603405升深2-251.40.1721.3227-29403245升深2023.80.3018.627-29453185升深2-192.40.6520.9327-29453075升深2-2

19、13.20.3818.4427-29453095小 计36.45.123200合 计94.743.93030说明：没有数据的气井暂参考升深2-1气井数据。2.3 徐深气田开发特点徐深气田已发现的气藏以低渗透储层为主，大部分气井需要大型压裂才能获得较高产能。根据短期试采资料研究认为，大型压裂井的产能、压力初期下降较快，其原因是压裂只能改变气井周围储层（300m范围内）的渗透性，当压降扩大到压裂改造范围以外的储层时，生产压差快速增大，普遍大于50%的地层压力，部分气井大于70%的地层压力，大部分产量需要在低压阶段采出。因此为降低生产成本，保障气田开发具有相对长的非增压稳产期，集气压力应低于地层压力

20、的20%，根据各气田地层压力的差异，气田地面集输系统的设计压力按6.4MPa考虑。徐深气田的气井井距基本在1.5km以内。第3章 升深2-1区块总体工艺选择根据开发规划，升深2-1区块在2006年建设12口气井，在2010年前，将根据该12口气井的试采情况，建设2口开发备用井（2口开发备用井的地面规划按在2008年基建）。3.1升深2-1区块的特点和总体工艺方案解决的问题3.1.1升深2-1区块的特点升深2-1区块和国内其它深层气田相比，其特点如下：（1）井网密度大，井距小。大部分区块的井距在0.81.5km。（2）大部分气井经过压裂获得井口高产能，井口气压力衰减较快。（3）地处严寒，最低环境

21、温度为-36，冻土深度在- 2.1 km。（4）压力高、温度高，个别气井的产水量较高，达到30t/d。（5）开采初期的CO2含量低，但是随着开采年限的增加，部分气井的CO2含量将增加；井口气的H2S含量低于10mg/m3。（6）所在区域属于升平油田，气田中心位置的南侧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解决的问题气田地面设施的主要目的，是将来自采气井口的高压天然气，通过必要的处理工艺，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区块开采初期井口气的流出压力在15.224.6MPa，且含有游离水，作为商品气外输，必须对其进

22、行降压、脱水处理。根据气质条件，混合气的CO2含量不超过3，本次地面建设规划方案中，暂不考虑脱除CO2设施的建设。升深2-1区块地面规划总体工艺方案需要解决的问题如下：（1）天然气去向和集气系统设计压力的确定； （2）单井集气和多井集气的选择；（3）集气站的布局；（4）采气管道防止水合物形成的措施；（5）控制CO2腐蚀的措施；（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外输气的去向根据大庆长垣东部徐深气田所在的地理位置以及周边主要用气市场的分布，外输气有两个去向，一是输往气田北侧的大庆、齐齐哈尔等用户，二是输往气田南侧的朝阳沟油田、哈尔滨市等用户。2004

23、年已经建成投产的徐深1集气站红压集气干线，实现了将深层气输往北侧用户的目的。该管道从升深2-1区块的西侧经过（距升深2-1区块中心4.2km），设计输气能力为25108m3/a（750108m3/d），目前输气量为1.5108m3/a（50104m3/d），可以接受升深2-1区块的全部气量（3.12108m3/a，合94.7104m3/d）。因此，升深2-1区块外输气的去向是西侧的已建徐深1红压集气干线。目前，深层气田向南侧的哈尔滨市及周边用户的输气管道还没有建设，升平开发区的外输气也可以通过规划中的南侧集气干线，最终输往哈尔滨方向（根据目前所掌握的资料，南侧集气干线起点为徐深1集气站，沿途经

24、过徐深9、朝51，最终去哈尔滨方向）。3.2.2外输气管道的设计压力根据开发提供的资料，深层气田的气井是处于低渗透储层，经过大型压裂，井口压力初期衰减快，部分气井的试气结果已经证明气井压力衰减较快，以及目前徐深气田已经建成了6.4MPa集气压力系统的现状，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的选择单井集气工艺，是在井场设预处理设备，如加热炉、分离设备、计量设施等，处理后的井口气，可直接进入集气支线或干线，适用于地处偏远且产量高的零散气井建设。多井集气，是将各井口气输往集气站集中处理，适用于气井比较集中的气井建设。1.单井集气方案：14口气井，分别在进行

25、井场加热、节流降压、分离、计量外输到集中脱水站脱水。井口设置预处理措施，在67MPa压力下进入脱水站集中脱水主要建设内容及工程费用：（1）工艺部分：单井集气站14座；集中脱水站（150104m3/d1座）；采气管道： 15983.7km 114611.4km 8954.0km 7654.0km合计：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：4m宽沥青混凝土道路1.6km；4m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：岗位多，设备、生

26、产人员多，操作复杂；地面建设费用最高，生产成本最高；单井集气管道加注甲醇，环保效果差；集气站的布局过于密集，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的温度后，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，轮流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67MPa，脱水。主要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：70104m3/d、50104m3/d各1座）；（3）采气管道； 114131.30km 89100.20km 76911.10km 6076

27、.10km合计：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）集气站的布局最合理。缺点：采气管道运行压力高，使CO2腐蚀影响程度相对高。根据对比，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的多井集气方案。3.4 集气站布局3.4.1 集气站布局升深2-1区块在2010年前基建的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

28、的故障停运，对外输气量影响过大，推荐建设2座多井集气站。升深2-6基本处于升深2-1区块的北侧边缘，区块北侧6口气井的集气站站址有两个方案：一是设在升深2-1气井附近，二是设在6口气井的中心位置，两个站址方案的对比见表3-1。升深2-1区块南侧的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，同时也可以利用已建的进站道路1.8km（沥青表处路面）。根据上述论证，第一个多井集气站设在区块的北侧升深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区块北侧的5口气井的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0.5 km采气管道升深2-

29、5： 7691.80km升深2-6： 7691.90km升深2-1： 89100.20 km升深2-7： 7691.80km升深2-12： 7691.20km升深平1： 114131.30km合计： 114131.20km 89100.20 km 7696.70km采气部分建设费用：570.0万元升深2-5： 7691.80km升深2-6： 7691.60km升深2-1： 89100.60km升深2-7： 7690.90km升深2-12： 7691.20km升深平1： 114131.50km合计： 114131.50km 89100.60km 7695.50km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0.5 km集气管道 21983.1km 21983.1km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的管理总投资高，不方便升深2-1气井的管理推荐方案推荐不推荐根据表3-1，北侧集气站位置按方案一（设在升深2-1气井）比方案二采气管道长度增加0.6km，但可降低井口安全装置的设备费用22万元，总投资降低12.2万元，同时方便了采气井口的操作，所以推荐方案一。升深2-1区块南侧的6口气井，中心位置在升深更2