大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性研究

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1、大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性研究摘要：大牛地气田地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水，站内集中注醇的集输工艺。针对新建高压水平生产井，集气站内节流降压脱水工艺仍具有较好的操作适应性，当进站压力为6.OMPa时，实施换热器改造；采用换热器后，复温外输工艺可有效延缓增压时机，进站压力可进一步降低至2.7MPa,经站内流程后外输天然气仍具有较好的水露点控制深度。研究表明，大牛地气田采用的复温外输工艺可以较好的满足气田滚动开发及天然气生产需要。关键词：地面集输工艺节流降压脱水复温外输天然气水露点一、前言大牛地气田地处鄂尔多斯盆地东北边际，鄂

2、尔多斯盆地天然气储备丰富，总体属低渗、低丰度、低产的“三低”气藏。自2003年以来大牛地气田已形成整套完全符合大牛地低产、低渗气田的天然气生产和滚动开发模式的建设要求的地面集输工艺流程，具有管网输气，集气站高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的工艺特点。同时，在集气站内充分利用站内节流降压操作冷量，采用复温外输工艺，满足天然气外输气质水露点控制深度的同时［1］,大大降低了天然气处理的投资和运行费用。二、大牛地气田地面集输工艺现状针对大牛地气田气藏及气质特点，集气站采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离，分离后甲醇凝

3、液由汽车拉运至甲醇处理厂集中处理。气井天然气进站经水套炉加热，再经一级节流阀进行节流，天然气计量通过计量分离器完成。经分离后的天然气进一步节流降压以实现深冷脱水，以满足下游用户对外输气质水露点的要求［2,3］。当井口压力低至不能满足天然气脱水工艺要求时，集气站内安装换热器。分离器的出口天然气进入换热器与出站天然气进行换热，再进行二级节流、旋流分离器分离后外输。三、复温外输工艺适应性分析目前，大牛地气田站内脱水操作主要采用节流降压脱水流程［4］,待气井压力降低后择机安装换热器，采用复温外输工艺完成生产。天然气复温外输工艺就是通过应用高效换热器，使原料气在小冷端温差下经换热产生足够大的温降，

4、实现低温脱水后天然气复温外输，在开发中期有效利用压力能，最大限度延缓气田增压时机［5］。采用HYSYS软件对集气站实施换热器改造后的复温外输工艺进行模拟。当进站压力低于6.OMPa时，集气站需实施换热器改造后。增加换热器后，站场出站压力可由2.4MPa提高至4.95MPa,出站水露点-13.26°C,满足外输气质水露点控制深度要求。说明复温外输工艺科有效利用节流天然气冷量，实现对天然气的小压差脱水。随着进站压力的降低，至5.7MPa时，集气站内一级节流流程可以停止。根据2013年新建气田增压设施中压缩机入口压力范围为2.0〜4.5MPa进行计算模拟：当气井进站压力降低至2.7MPa时，出

5、站压力达到2.05MPa,进一步降低压力降无法满足集输管网增压的压力要求。因此，2.7MPa即为气田集气站内复温外输工艺操作下限。四、结论1.大牛地气田地面集输系统采用的节流降压脱水工艺可有效满足对井口来气的分离、计量及脱水工艺要求。同时,在集气站内充分利用地层压力进行节流膨胀致冷脱水，并对部分站场采用小压差复温外输工艺，实现了外输天然气水露点的有效调控，保证了下游管道气用户的用气质量。2.当进站压力为6.OMPa时，站内需进行换热器改造。采用复温外输工艺，可有效延缓增压时机。进站压力可进一步降低至2.7MPa有效延长气井开采时间。3.大牛地气田现有地面集输工艺可有效满足气田生产需要；同

6、时，具有较大操作弹性和调节范围，较好的满足气田滚动开发及气田增压外输方案的实施。参考文献[1]中华人民共和国国家标准《天然气XGB17820-1999).[2]中华人民共和国国家标准《输气管道工程设计规范》.(GB50251-2003).[3]石油和化工工程设计工作手册第五册输气管道工程设计.中国石油大学出版社.2010.[4]中华人民共和国国家标准《油气集输设计规范》(GB50350-2005).[5]石油和化工工程设计工作手册第三册气田地面工程设计.中国石油大学出版社.2010.