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1、气田天然气集气技术.freel3/d,平均配产量为3×104m3/d,为苏里格气田其他区块单井配产量的2~3倍。5)单井产量下降快,生产1年后,产量下降了一半。6)全部采用9井式井丛开发,后期约一半的井丛需要加密到18井,地面井场数量较苏里格气田其他区块大幅度减少。7)采用井间与区块相结合的接替方式开发,地面集输系统庞大,投资高。如何根据南区块的地质特征和特殊的开发方式,充分借鉴苏里格气田其他区块和道达尔公司的开发经验,创建一套全新的地面集输工艺,降低工程投资成本,提高气田开发项目的经济效益,已成为开发建设这一国内首个中国石油作为作业者的国际合
2、作项目的首要任务。2地面集输工艺2.1总体布局南区块规划建设产能为30×108m3/a,最大集气量为958×104m3/d,集气干线输气能力为1000×104m3/d。建集气站4座,集气站总规模为1350×104m3/d。当井口压力降至2.5MPa时,在集气站设置压缩机组,区块最大增压气量为466×104m3/d,设计增压能力为500×104m3/d。原料气通过集气干线输往与苏里格气田其他区块共用的天然气处理厂处理。2.2压力级制南区块与苏里格气田其他区块共用天然气处理厂,区块压力级制与其他区块基本一致(图1),即井口截断阀及上游设计压力为25
3、.0MPa。井口截断阀下游、采气管线设计压力为6.3MPa。集气站设计压力为4.5MPa,集气干线、集气支线设计压力为4.5MPa,注醇管线设计压力为8.0MPa天然气汇集后,与附近3座或2座BB9井丛输来的原料气汇合后输至本区块集气站。集气站通过放射状的采气干管汇集本站所辖的BB9′或BB9″井丛来气。前期不增压,原料气在集气站经过气液分离后,经集气干线湿气输送至天然气处理厂进行处理。当井口压力降至2.5MPa时,经分离的原料气通过压缩机增压后与集气站中压气汇合,湿气输送至天然气处理厂进行处理。分离出来的气田采出水通过与集气管线同沟敷设的管道
4、输送至天然气处理厂进行处理。在BB9′或BB9″井丛设置甲醇储罐、注醇泵,将甲醇用罐车拉运至BB9′或BB9″井丛,通过与BB9~BB9′或BB9″采气管线同沟敷设的甲醇管道注入BB9井丛。3地面集输工艺的主要特点3.1基于丛式井的中压集气工艺南区块采用了中压集气工艺,BB9气井通过井2.3总体集输方案南区块全采用9井式井丛开发,包括BB9、BB9′、BB9″3种井丛类型。南区块开发所采用的9井式井丛称为BB9;由另外3座BB9井丛连接到1个BB9井丛,这个汇集井丛组称为BB9′;由另外2座BB9井丛连接到1个BB9井丛,这个汇集井丛组称为BB
5、9″。区块集输总工艺为(图2):①井下节流,在BB9′或BB9″井丛集中注醇;②中压集气;③所有BB9′或BB9″井丛单独敷设集气管道,放射状接至临近集气站的多井集气管网;④集气站、天然气处理厂两次增压、气液分输;⑤集中处理。BB9的单井原料气经井下节流后,通过孔板流量计连续计量,与该井丛另外8口气井的天然气汇集后输至BB9′或BB9″井丛。BB9′或BB9″井丛9口气井原料气经井下节流后,通过孔板流量计连续计量,与该井丛另外8口气井的节流器把井口压力降到5.0MPa,通过采气支管输往BB9′或BB9″;BB9′或BB9″将周边2~3座BB9丛
6、式井组汇集后通过采气干管输送至集气站,在集气站进行气液分离后,再输往天然气处理厂进行处理;集气站前期不增压,当井口压力下降到2.5MPa时再增压。沿采气支管同沟敷设注醇管线,通过注醇泵从BB9′或BB9″井丛向各BB9井组注醇,使天然气在输送过程中不至于形成天然气水合物,确保气田平稳运行2。与苏里格气田推广的中低压集气方法相比,中压集气工艺的特征是:①井场全为9井式井丛;②在BB9′或BB9″井丛设有注醇系统,向本井组和周边所属的BB9井丛注入甲醇以防止生成天然气水合物;③每个BB9井丛单独敷设采气支管至BB9′或BB9″井丛;④每座BB9′或
7、BB9″井丛单独敷设采气干管至集气站;⑤集气站前期不设置压缩机,直接利用地层压力将原料天然气输送至天然气处理厂;到生产末期,气田仍然存在5.0MPa和2.5MPa这2种井口生产压力,所以气田建设产能规模为30×108m3/a,而实际最大增压规模约为15×108m3/a,占总建设产能规模的一半。井下节流工艺具有以下优点:①充分利用了地层能量;②降低了天然气水合物堵塞井筒的几率,提高了携液能力;③降低了管线运行压力,保护了储层;④与高压集气工艺相比,大幅度降低了甲醇的注入量,可以根据生产工况调整甲醇的注入量,夏季温度高时可以不注入甲醇,工况适应能力
8、强,提高了气田平稳生产的能力;⑤注醇压力由高压降为中压,减小了甲醇泵的功率;⑥降低了注醇管线的设计压力和壁厚。井口注醇工艺具有以下优点:①确保了天然气
