提高MH氣田整體開發效益地面工藝優化探討

東靜波 滕衛衛 汪涵 曲鵬

新疆油田公司

MH 氣田位于準噶爾盆地南緣沖斷帶霍瑪吐背斜帶上，構造體系復雜，具有斷裂解釋多解性強和邊、底水活躍等特點。采用井口高壓集氣、氣液混輸，集氣站加熱節流、輪井計量，以及處理站集中處理工藝。

MH氣田現有集氣站2座、處理站1座（圖1），設計集氣規模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、高豐度、中深層的中型氣藏。隨著開采時間延長，單井含水率上升，壓力下降，已建集輸系統適應性變差，嚴重影響氣田平穩運行。

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

1 生產工藝現狀

1.1 氣田集輸工藝

氣田集輸采用井口高壓集氣、集氣站集中加熱節流、輪井計量、氣液混輸工藝[1]（圖2）。集輸管線設計壓力為10.0MPa，目前運行壓力為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

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

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

圖4 凝析油穩定工藝流程Fig.4 Condensate oil stabilization process

2 氣田開發后期產量預測

依據《MH 氣田產量預測》（表1），氣田產量150×104m3/d，可穩產至2026年，后續幾年產量逐漸降低至100×104m3/d，因此氣量是有保障的。

表1 MH氣田產量預測Tab.1 MH Gas Field production forecast

3 高附加值產品用途分析

天然氣中所含C2+烴類組分經回收后，可以分離得到乙烷、液化石油氣和穩定輕烴產品。其中，乙烷主要用于裂解制乙烯，乙烯下游產品包括聚乙烯、乙二醇、苯乙烯和環氧乙烷等；液化石油氣除用于裂解制乙烯外，還可進一步分離得丙烷、丁烷，并可用于合成丙烯等產品；穩定輕烴除用于裂解制乙烯外，還可以進一步分離得到溶劑油或芳構化制芳烴等（圖5），都是寶貴的化工原料。

圖5 天然氣凝液回收產品價值鏈Fig.5 Value chain of natural gas condensate recovery product

4 天然氣集輸處理系統改造思路

依據《MH 氣田產量預測》及氣質組分分析（表2），MH 氣田開發過程中，天然氣中C3+以上組分呈上升趨勢，采用J-T閥節流處理工藝，受制冷溫度限制，輕烴收率低，未實現氣田開發效益最大化，因此有必要對處理系統進行深冷工藝改造。依據MH氣田產量預測，新建一套規模為150×104m3/d的深冷LPG回收裝置，采用分子篩脫水，膨脹機制冷深冷處理工藝（圖6），回收井區產氣中的C3+以上組分，提高輕烴等高附加值產品收率和氣田開發綜合效益[2-8]。

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

表2 MH氣田氣質組分分析Tab.2 Analysis of the gas components in MH Gas Field 摩爾分數/%

4.1 集氣系統改造

結合MH氣田現有工藝及產量預測，充分考慮利用底層能量，節約工程投資，待氣井壓力較低時，在1號集氣站新建120×104m3/d增壓裝置1套，對中、低壓氣井產氣進行集中增壓，高壓集輸至處理站處理。

4.2 處理系統改造

天然氣進入生產分離器進行油、氣、水分離，氣相直接進分子篩脫水裝置后進入深冷LPG回收裝置；生產分離器油相進入一級閃蒸分離器，一級閃蒸分離器閃蒸出的氣相進入中壓天然氣壓縮機增壓，油相進入二級閃蒸分離器；二級閃蒸分離器閃蒸出的氣相進入中壓天然氣壓縮機增壓；經過凝液回收后，干氣由膨脹壓縮機壓縮復增壓至4.0～4.5 MPa后外輸[9-10]。J-T閥節流處理工藝作為備用流程，深冷LPG裝置出現故障時切換至淺冷工藝運行。

5 結束語

MH 氣田集輸系統采用集中增壓，能夠有效降低工程投資，確保中、低壓氣井正常生產，提高天然氣采收率，預計可累計多采天然氣25×108m3；采用分子篩脫水、膨脹機制冷深冷處理工藝，對處理系統進行深冷工藝改造，可實現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%，預計可新增乙烷產量1.5×104t/a，新增液化氣產量1.3×104t/a，新增穩定輕烴2 500 t/a，能有效提高工藝技術適應性、輕烴等高附加值產品收率和氣田開發綜合效益[11]。