彩南油田彩521氣井進原油集輸系統探討

2015-01-12 05:31:01孫仁龍唐紅梅鄭德旺嚴文強孫士平

油氣田地面工程 2015年10期

孫仁龍唐紅梅鄭德旺嚴文強孫士平

新疆石油勘察設計研究院

彩南油田彩521氣井進原油集輸系統探討

孫仁龍唐紅梅鄭德旺嚴文強孫士平

新疆石油勘察設計研究院

針對彩521井井口壓力低導致原料氣無法進入天然氣集輸系統的難題，提出井口→計量站→原油集中處理站→伴生氣處理站氣液混輸的集輸工藝。通過利用PIPEPHASE建立彩南作業區集輸系統數學模型，經模擬計算確定彩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，設備均滿足要求，氣液混輸集輸工藝可行。

氣田；開發后期；井口壓力；氣液混輸；原油集輸系統；PIPEPHASE；回壓

1 項目背景

彩31天然氣處理站位于彩南油田西部，承擔著彩31氣田產能建設，設計規模為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流工藝油氣混輸至集氣站，經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℃，經節流閥節流降壓到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后期，日產氣量遞減至10×104m3，井口壓力從2005年的17 MPa下降至5～6 MPa，井口油壓與井口節流后壓差逐年減小，氣田穩產形勢非常嚴峻[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果見表2，天然氣包絡曲線見圖2。

表2 不同壓力條件下水合物形成溫度

圖2 彩521井天然氣氣相包絡曲線

2.3 產量和壓力預測

新增井產量和壓力預測見表3。

表3 新增井產量和壓力預測

3 集輸方案

3.1 集輸方案簡述

彩521井開發井段為氣水同層，地質資料確定配產為日產氣量0.5×104m3，日產水量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40×104m3/d天然氣處理站處理后外輸。根據壓力預測，彩521井油壓為5 MPa，無法滿足現有彩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，將處于關井狀態，因此彩521井油氣分輸工藝不能滿足集輸要求。

彩南原油集輸系統設計處理規模150×104t/a，目前處理量僅為40×104t/a，在油田產能減少的情況下，原油集輸系統余量充足，考慮井口加熱節流后油氣混輸至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 油區管網校核

3.2.118#計量站進站壓力核算

根據目前各計量站生產現狀并考慮管線起伏狀況，利用PIPEPHASE建立彩南作業區集輸系統數學模型。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計算節點示意模型見圖3，水力和熱力計算結果見表4。

3.2.2 彩521井出站壓力核算

根據彩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軟件對管網進行水力和熱力計算，計算節點示意圖見圖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，經模擬計算確定彩521井出站壓力為0.647 MPa。從計算結果可以看出，集輸半徑為0.5 km，當集輸溫度為25℃時，彩521井回壓在設計要求范圍內[2]（《油氣集輸設計規范（GB50350—2005）》)。

圖3 管匯至處理站集輸管網計算節點示意模型圖

表4 水力和熱力計算結果

圖4 單井至18#計量站水力計算節點示意圖

3.3 工藝流程及設備核算

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℃，經一級加熱至45～50℃，節流至0.6～0.7 MPa，溫度為32.6℃，氣、液混輸至18#計量站。經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，根據試油、試氣地質資料可知，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量為20，依據《分離器規范（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。現有分離器可以滿足521單井來氣液計量分離要求，現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18#計量站目前實際的運行情況，產液量200 t/d，含水量按40%考慮，天然氣量16 000 m3/d。計算參數：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·℃)。