提高M(jìn)H氣田整體開發(fā)效益地面工藝優(yōu)化探討

東靜波 滕衛(wèi)衛(wèi) 汪涵 曲鵬

新疆油田公司

MH 氣田位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣沖斷帶霍瑪吐背斜帶上，構(gòu)造體系復(fù)雜，具有斷裂解釋多解性強(qiáng)和邊、底水活躍等特點(diǎn)。采用井口高壓集氣、氣液混輸，集氣站加熱節(jié)流、輪井計(jì)量，以及處理站集中處理工藝。

MH氣田現(xiàn)有集氣站2座、處理站1座（圖1），設(shè)計(jì)集氣規(guī)模300×104m3/d，天然氣處理能力300×104m3/d，凝析油處理能力200 t/d，屬于高產(chǎn)、高豐度、中深層的中型氣藏。隨著開采時(shí)間延長(zhǎng)，單井含水率上升，壓力下降，已建集輸系統(tǒng)適應(yīng)性變差，嚴(yán)重影響氣田平穩(wěn)運(yùn)行。

圖1 氣田平面布局Fig.1 Flat layout of the gas field

1 生產(chǎn)工藝現(xiàn)狀

1.1 氣田集輸工藝

氣田集輸采用井口高壓集氣、集氣站集中加熱節(jié)流、輪井計(jì)量、氣液混輸工藝[1]（圖2）。集輸管線設(shè)計(jì)壓力為10.0MPa，目前運(yùn)行壓力為7.5～9MPa。

圖2 集輸工藝流程Fig.2 Gas gathering and transportation process

1.2 天然氣處理工藝

集氣站來(lái)原料氣（7.5～9.0 MPa、20～25 ℃）先進(jìn)入段塞流捕集器，分離后的天然氣進(jìn)生產(chǎn)分離器分離出游離的烴、水，由生產(chǎn)分離器分離出的天然氣通過(guò)注醇物化器注入乙二醇后進(jìn)氣氣換熱器殼程，與低溫天然氣換熱到-2～0 ℃。然后通過(guò)注醇霧化器再次注入乙二醇，經(jīng)J-T閥節(jié)流制冷（4.0～6.4 MPa，-13～-15 ℃），進(jìn)低溫分離器分離出溫降析出的凝液，分離后的天然氣進(jìn)氣氣換熱器管程與原料天然氣換熱，溫度升至7～9 ℃后，進(jìn)凝析油換熱器換熱后計(jì)量外輸（圖3）。

圖3 天然氣處理工藝流程Fig.3 Natural gas processing process

1.3 凝析油處理工藝

凝析油采用二級(jí)閃蒸+穩(wěn)定塔加熱穩(wěn)定工藝，段塞流捕集器分離出的液相與生產(chǎn)分離器分離出的液相混合后進(jìn)入一級(jí)閃蒸分離器進(jìn)行氣液分離，分離出的凝析油進(jìn)凝析油閃蒸換熱器的殼程換熱(40～50 ℃)，然后進(jìn)入二級(jí)閃蒸分離器進(jìn)行油、氣、水三相降壓分離，分離出的凝析油減壓后進(jìn)凝析油穩(wěn)定塔進(jìn)行穩(wěn)定。低溫分離器分離出的凝液進(jìn)導(dǎo)熱油換熱器加熱（25～30 ℃）后進(jìn)液烴分離器進(jìn)行油、氣、水三相分離，分離出的凝析油去凝析油穩(wěn)定塔進(jìn)行穩(wěn)定。凝析油穩(wěn)定塔塔底重沸器出口的穩(wěn)定凝析油進(jìn)入凝析油閃蒸換熱器的管程，與一級(jí)閃蒸分離器來(lái)的未穩(wěn)定凝析油換熱（80～100 ℃），再進(jìn)油氣換熱器的管程換熱（25～35 ℃）后進(jìn)穩(wěn)定凝析油儲(chǔ)罐儲(chǔ)存（圖4）。

圖4 凝析油穩(wěn)定工藝流程Fig.4 Condensate oil stabilization process

2 氣田開發(fā)后期產(chǎn)量預(yù)測(cè)

依據(jù)《MH 氣田產(chǎn)量預(yù)測(cè)》（表1），氣田產(chǎn)量150×104m3/d，可穩(wěn)產(chǎn)至2026年，后續(xù)幾年產(chǎn)量逐漸降低至100×104m3/d，因此氣量是有保障的。

表1 MH氣田產(chǎn)量預(yù)測(cè)Tab.1 MH Gas Field production forecast

3 高附加值產(chǎn)品用途分析

天然氣中所含C2+烴類組分經(jīng)回收后，可以分離得到乙烷、液化石油氣和穩(wěn)定輕烴產(chǎn)品。其中，乙烷主要用于裂解制乙烯，乙烯下游產(chǎn)品包括聚乙烯、乙二醇、苯乙烯和環(huán)氧乙烷等；液化石油氣除用于裂解制乙烯外，還可進(jìn)一步分離得丙烷、丁烷，并可用于合成丙烯等產(chǎn)品；穩(wěn)定輕烴除用于裂解制乙烯外，還可以進(jìn)一步分離得到溶劑油或芳構(gòu)化制芳烴等（圖5），都是寶貴的化工原料。

圖5 天然氣凝液回收產(chǎn)品價(jià)值鏈Fig.5 Value chain of natural gas condensate recovery product

4 天然氣集輸處理系統(tǒng)改造思路

依據(jù)《MH 氣田產(chǎn)量預(yù)測(cè)》及氣質(zhì)組分分析（表2），MH 氣田開發(fā)過(guò)程中，天然氣中C3+以上組分呈上升趨勢(shì)，采用J-T閥節(jié)流處理工藝，受制冷溫度限制，輕烴收率低，未實(shí)現(xiàn)氣田開發(fā)效益最大化，因此有必要對(duì)處理系統(tǒng)進(jìn)行深冷工藝改造。依據(jù)MH氣田產(chǎn)量預(yù)測(cè)，新建一套規(guī)模為150×104m3/d的深冷LPG回收裝置，采用分子篩脫水，膨脹機(jī)制冷深冷處理工藝（圖6），回收井區(qū)產(chǎn)氣中的C3+以上組分，提高輕烴等高附加值產(chǎn)品收率和氣田開發(fā)綜合效益[2-8]。

圖6 天然氣處理系統(tǒng)改造后工藝流程Fig.6 Process flow of natural gas processing system after transformation

表2 MH氣田氣質(zhì)組分分析Tab.2 Analysis of the gas components in MH Gas Field 摩爾分?jǐn)?shù)/%

4.1 集氣系統(tǒng)改造

結(jié)合MH氣田現(xiàn)有工藝及產(chǎn)量預(yù)測(cè)，充分考慮利用底層能量，節(jié)約工程投資，待氣井壓力較低時(shí)，在1號(hào)集氣站新建120×104m3/d增壓裝置1套，對(duì)中、低壓氣井產(chǎn)氣進(jìn)行集中增壓，高壓集輸至處理站處理。

4.2 處理系統(tǒng)改造

天然氣進(jìn)入生產(chǎn)分離器進(jìn)行油、氣、水分離，氣相直接進(jìn)分子篩脫水裝置后進(jìn)入深冷LPG回收裝置；生產(chǎn)分離器油相進(jìn)入一級(jí)閃蒸分離器，一級(jí)閃蒸分離器閃蒸出的氣相進(jìn)入中壓天然氣壓縮機(jī)增壓，油相進(jìn)入二級(jí)閃蒸分離器；二級(jí)閃蒸分離器閃蒸出的氣相進(jìn)入中壓天然氣壓縮機(jī)增壓；經(jīng)過(guò)凝液回收后，干氣由膨脹壓縮機(jī)壓縮復(fù)增壓至4.0～4.5 MPa后外輸[9-10]。J-T閥節(jié)流處理工藝作為備用流程，深冷LPG裝置出現(xiàn)故障時(shí)切換至淺冷工藝運(yùn)行。

5 結(jié)束語(yǔ)

MH 氣田集輸系統(tǒng)采用集中增壓，能夠有效降低工程投資，確保中、低壓氣井正常生產(chǎn)，提高天然氣采收率，預(yù)計(jì)可累計(jì)多采天然氣25×108m3；采用分子篩脫水、膨脹機(jī)制冷深冷處理工藝，對(duì)處理系統(tǒng)進(jìn)行深冷工藝改造，可實(shí)現(xiàn)C2+以上組分充分回收，C2收率不低于95%，C3收率不低于99%，C4收率不低于99%，預(yù)計(jì)可新增乙烷產(chǎn)量1.5×104t/a，新增液化氣產(chǎn)量1.3×104t/a，新增穩(wěn)定輕烴2 500 t/a，能有效提高工藝技術(shù)適應(yīng)性、輕烴等高附加值產(chǎn)品收率和氣田開發(fā)綜合效益[11]。