孫仁龍 唐紅梅 鄭德旺 嚴(yán)文強 孫士平

新疆石油勘察設(shè)計研究院

彩南油田彩521氣井進原油集輸系統(tǒng)探討

孫仁龍 唐紅梅 鄭德旺 嚴(yán)文強 孫士平

新疆石油勘察設(shè)計研究院

針對彩521井井口壓力低導(dǎo)致原料氣無法進入天然氣集輸系統(tǒng)的難題，提出井口→計量站→原油集中處理站→伴生氣處理站氣液混輸?shù)募敼に?。通過利用PIPEPHASE建立彩南作業(yè)區(qū)集輸系統(tǒng)數(shù)學(xué)模型，經(jīng)模擬計算確定彩521井出站壓力為0.647 MPa，滿足井口回壓要求。對已有計量分離器和加熱爐進行核算，設(shè)備均滿足要求，氣液混輸集輸工藝可行。

氣田；開發(fā)后期；井口壓力；氣液混輸；原油集輸系統(tǒng)；PIPEPHASE；回壓

1 項目背景

彩31天然氣處理站位于彩南油田西部，承擔(dān)著彩31氣田產(chǎn)能建設(shè)，設(shè)計規(guī)模為40×104m3/a，采用注乙二醇防凍，J-T淺冷脫水、脫烴工藝。彩31集氣站所轄各單井采用注醇節(jié)流工藝油氣混輸至集氣站，經(jīng)計量分離器輪井分離計量后，通過加熱爐集中加熱后油氣混輸至彩31處理站，集氣站來氣液壓力為8.18 MPa、溫度為26℃，進入生產(chǎn)分離器分離，分出的天然氣注入乙二醇后與外輸天然氣換熱到3℃，經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流降壓到4.2 MPa、-18℃，然后進入低溫分離器進行氣、液分離，分離出的天然氣復(fù)熱后外輸，處理站工藝流程見圖1。

圖1 處理站工藝流程

目前，彩31氣田已進入氣田開發(fā)后期，日產(chǎn)氣量遞減至10×104m3，井口壓力從2005年的17 MPa下降至5～6 MPa，井口油壓與井口節(jié)流后壓差逐年減小，氣田穩(wěn)產(chǎn)形勢非常嚴(yán)峻[1]。

2 彩521井概況

2.1 井流物性

2012年2月15日彩521井開鉆，5月21日完鉆，完鉆層位二疊系平地泉組，完鉆井深3 168 m。該井共試油三層，其中二疊系梧桐溝組3 131.5～3 136.5 m、侏羅系八道灣組2 504.0～2 507.0 m。試油結(jié)論為氣、水同層，彩521井天然氣組分見表1。

表1 彩521井天然氣組分%

2.2 水合物溫度計算

根據(jù)井口物流的組成，測算在集輸條件下天然氣的水合物形成溫度。不同壓力條件下水合物形成溫度計算結(jié)果見表2，天然氣包絡(luò)曲線見圖2。

表2 不同壓力條件下水合物形成溫度

圖2 彩521井天然氣氣相包絡(luò)曲線

2.3 產(chǎn)量和壓力預(yù)測

新增井產(chǎn)量和壓力預(yù)測見表3。

表3 新增井產(chǎn)量和壓力預(yù)測

3 集輸方案

3.1 集輸方案簡述

彩521井開發(fā)井段為氣水同層，地質(zhì)資料確定配產(chǎn)為日產(chǎn)氣量0.5×104m3，日產(chǎn)水量0.5 m3，井口壓力4.6～12.35 MPa。沿用已建二級布站加熱密閉集輸工藝流程，即井口→集氣站→天然氣處理站的布站工藝。井口和計量站均采用加熱集輸工藝，來提高介質(zhì)輸送溫度，以降低黏度、融蠟，防止生成水合物。加熱后的井流經(jīng)分離器分離后，液相部分輸送至彩南原油集中處理站處理，原料氣進彩31集氣干線輸送至彩31井區(qū)40×104m3/d天然氣處理站處理后外輸。根據(jù)壓力預(yù)測，彩521井油壓為5 MPa，無法滿足現(xiàn)有彩31集氣干線輸送壓力（約8.2～8.7 MPa）要求，該井原料氣無法進系統(tǒng)，將處于關(guān)井狀態(tài)，因此彩521井油氣分輸工藝不能滿足集輸要求。

彩南原油集輸系統(tǒng)設(shè)計處理規(guī)模150×104t/a，目前處理量僅為40×104t/a，在油田產(chǎn)能減少的情況下，原油集輸系統(tǒng)余量充足，考慮井口加熱節(jié)流后油氣混輸至18#計量站，計量后輸送至彩南原油集中處理站，分離出來的伴生氣進10×104m3/d天然氣處理站處理，增壓后外輸。

3.2 油區(qū)管網(wǎng)校核

3.2.118#計量站進站壓力核算

根據(jù)目前各計量站生產(chǎn)現(xiàn)狀并考慮管線起伏狀況，利用PIPEPHASE建立彩南作業(yè)區(qū)集輸系統(tǒng)數(shù)學(xué)模型。以進彩南集中處理站壓力0.30 MPa為例，管匯至處理站集輸管網(wǎng)計算節(jié)點示意模型見圖3，水力和熱力計算結(jié)果見表4。

3.2.2 彩521井出站壓力核算

根據(jù)彩521井實際情況，采取521井搭接于2057單井線后進18#計量站。選用PIPEPHASE軟件對管網(wǎng)進行水力和熱力計算，計算節(jié)點示意圖見圖4。

由表4可知，18#計量站進站壓力為0.595 MPa，距彩521井約0.5 km，經(jīng)模擬計算確定彩521井出站壓力為0.647 MPa。從計算結(jié)果可以看出，集輸半徑為0.5 km，當(dāng)集輸溫度為25℃時，彩521井回壓在設(shè)計要求范圍內(nèi)[2]（《油氣集輸設(shè)計規(guī)范（GB50350—2005）》)。

圖3 管匯至處理站集輸管網(wǎng)計算節(jié)點示意模型圖

表4 水力和熱力計算結(jié)果

圖4 單井至18#計量站水力計算節(jié)點示意圖

3.3 工藝流程及設(shè)備核算

3.3.1 集輸工藝流程

彩521井井口壓力為4.6～12.3 MPa、溫度為18～22℃，經(jīng)一級加熱至45～50℃，節(jié)流至0.6～0.7 MPa，溫度為32.6℃，氣、液混輸至18#計量站。經(jīng)計量后輸送至彩南原油集中處理站處理，伴生氣輸送至10×104m3/d天然氣處理站處理。彩521井工藝流程示意圖見圖5。同時18#計量站站內(nèi)已無剩余空頭，彩521井搭接于C2057單井線后進站。

圖5 彩521井工藝流程示意圖

3.3.2 核算計量分離器

18#計量站計量分離器直徑DN0.8 m，高度為2.4 m，根據(jù)試油、試氣地質(zhì)資料可知，油密度為850 kg/m3，氣密度為0.8 kg/m3，天然氣以甲烷為主，則取天然氣相對分子質(zhì)量為20，依據(jù)《分離器規(guī)范（SY/T 0515—2007）》計算得最大氣體處理量為1.1×105m3/d，液體處理能力為500 m3/d。現(xiàn)有分離器可以滿足521單井來氣液計量分離要求，現(xiàn)場氣體流量計壓力為1.6 MPa時量程范圍為3.5～60 m3/h，可以滿足氣體計量要求[3]。

3.3.3 核算水套爐

根據(jù)18#計量站目前實際的運行情況，產(chǎn)液量200 t/d，含水量按40%考慮，天然氣量16 000 m3/d。計算參數(shù)：Qm=200 t/d；t1=20℃；t2=35℃；C水=4.187×103J/(kg·℃)；C油=2.219×103J/(kg·℃)；C氣=3.5 J/(kg·℃)。

式中Q為被加熱介質(zhì)所需熱負(fù)荷（kW）；Gm為被加熱介質(zhì)質(zhì)量流量（t/h）；Cp為被加熱介質(zhì)定壓比熱容（kJ/（kg·℃））；t1為被加熱介質(zhì)入爐溫度（℃）；t2為被加熱介質(zhì)出爐溫度（℃）。

經(jīng)計算熱負(fù)荷為111 kW，考慮水套爐效率92%，則實際所需熱負(fù)荷為120.65 kW，原有150 kW水套爐能夠滿足加熱要求。

通過利用PIPEPHASE模擬管網(wǎng)計算及相關(guān)設(shè)備核算，彩521井采用氣液混輸接入原油集輸系統(tǒng)工藝是可行的。

4 結(jié)論

（1）通過PIPEPHASE模擬管網(wǎng)計算井口回壓，核算計量分離器處理能力和加熱爐負(fù)荷，證明彩521井流采用井口→計量站→原油集中處理站→天然氣處理站的混輸集輸工藝是可行的。

（2）對于在氣田開發(fā)中后期，部分老井已無法維持所要求的井口壓力，原料氣無法進入天然氣集輸系統(tǒng)，可以考慮進入原油集輸處理系統(tǒng)。

[1]王壽喜，喻平仁，李長?。畾馓镩_發(fā)后期管網(wǎng)改造方案研究[J]．西南石油學(xué)院學(xué)報，1995，17（1）：89-95.

[2]李杰訓(xùn)，婁玉華，楊春明，等．油氣集輸設(shè)計規(guī)范：GB 50350—2005[S]．北京：中國計劃出版社，2005：10-11.

[3]張榮蘭，靳國輝，羅星環(huán)，等．分離器規(guī)范：SY/T 0515-2007[S]．北京：石油工業(yè)出版社，2008：12-13.

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.10.022

孫仁龍：2012年畢業(yè)于西南石油大學(xué)化學(xué)工程與工藝專業(yè)，主要從事煉油化工、油氣田地面工程設(shè)計工作。

2015-03-31

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