靖边气田滚动建产时期集气站设计压力浅析-论文.pdf

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1、第24卷第6期石油规划设计2013年11月41文章编号:1004—2970(2013)06~0041—03周艳杰池坤陈小峰黄云虎。黄萌。(1.长庆油田公司规划计划处;2.西安长庆科技工程有限责任公司;3长庆油田第一采气厂)周艳杰等.靖边气田滚动建产时期集气站设计压力浅析.石油规划设计,2O13,24(6):41~43摘要针对靖边气田建设及运行过程中存在的问题,论证了集气站设计压力的3个影响因素:压力系统、安全阀定压、冬季管网运行压力。通过压力系统自下游用户的反推及优化;安全阀定压的计算及优化;冬季供气高峰期管网运行存在问题及压力优化进行分析,对气田后期滚动

2、扩边新建集气站的设计压力提出了合理化建议。即:距离净化厂或集气干线较近的集气站设计压力可适当降低,按6.3MPa选取;为满足冬季高峰供气要求,管网末端集气站设计压力可适当选高,按6.8MPa选取,有利于冬季高峰期管网末端集气站产能优势的发挥。关键词靖边气田;集气站;设计压力;压力系统;安全阀定压;供气高峰期中图分类号:TE863文献标识码:ADOI:10.3969/j.issn.1004—2970.2013.06.0121靖边气田开发概况97V~z,集气支线86条,集气干线0条。2气田建设及运行中存在的问题靖边气田天然气的开发工作坚持“勘探向开发延伸,开发

3、向勘探渗透”的原则,开发工作在勘探2.1压力容器安全阀定压不统一初期就已介入。靖边气田天然气的开发,可划分为目前,靖边气田部分集气站由于设备标定压力4个阶段:前期评价开发试验(1991~1996年)、探安全阀计算方法不一致,导致安全阀定压不同。根井试采阶段(1997~1998年)、规模开发阶段据集气站最高运行压力安全阀定压计算为(1999~2003年)和稳产阶段(2004年~至今)。6.29MPa;若根据容器标定压力则计算为6.71MPa。靖边气田地面工艺采用高压多井高压集气、多因此,可能导致当集气站运行压力超过设计压力时井加热、节流、常温分离、单井间歇计

4、量、集气站安全阀还没有起跳,影响集气站安全运行。集中注醇、三甘醇橇装脱水工艺流程,已形成具有2.2集气站冬季供气高峰期运行压力偏高长庆气田特色的含硫常温集输工艺模式,概括为对于处于气田集输系统末端且产能较好的集气“三多”:多井集气、多井注醇、多井加热;“三简”:站,在冬季供气高峰期时由于产量较大,集气站运简化井口、简化布站、简化计量;“两小”:小型橇行压力较高,一般达到约6MPa。而对于定压为装脱水、小型发电机;“四集中”:集中净化、集中6.29MPa的安全阀,当集气站运行压力大于其90%甲醇回收、集中监控、集中污水处理。即5.66MPa时,便开始泄露。因

5、此,需对集气站进截至2011年底,气田建成气井838口,集气站行限产,使其运行压力低于5.66MPa,从而限制了周艳杰,男,工程师。2007年毕业于西南石油大学建环专业,获学士学位。现就职于长庆油田公司规划计划处从事油气田规划计划工作。地址:陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区长庆油田综合办公楼1802室,710018。E-mail:zhouyanjie1985@163.corn42周艳杰等:靖边气田滚动建产时期集气站设计压力浅析2013年11月冬季产能优势的发挥。备有可能超压运行而危及安全。为此,应使设计压力和最高工作压力小于安全阀开启压力规定值加上3集气站

6、设计压力影响因素定压时的偏差值。3.1压力系统根据GB50350-2005《油气集输设计规范》要靖边气田初期单井生产压力高达25MPa,合理求,安全阀的定压应小于或等于受压设备和容器的的压力系统构成对降低气田的建设成本,提高开发设计压力,定压值(eo)应根据操作压力(P)确的经济效益具有非常重要的意义。定,并应符合下列要求:靖边气田与下游用户的交接压力为45MPa,当P≤1.8MPa时,=P+0.18MPa根据管线管径及长度反算确定了集输系统终端至净当1.8MPa

7、>7.5MPa时,eo=1.05P究集气站外输压力。靖边气田集气站操作压力一般为5~6MPa,位集气站外输压力对集气支、干线的管径影响很于1.8—7.5MPa操作区间,因此,安全阀定压应为大,确定合适的集气站外输压力比较复杂。由于集操作压力的1.1倍,即为6.29MPa。输系统终端至净化厂压力为4.8~5.4MPa,压降最大因此,正常情况集气站设计压力至少不能低于按0.4MPa考虑,最终确定集气站外输压力为安全阀定压6.29MPa。5.72MPa。在此情况下,由于输送压力高,所需建设集气站在冬季运行时,部分管网末端集气站最的集气支线及干线管径较小。大运行压

8、力达到6.1MPa。若集气站最大运行压力以靖边气田压力系统可概括为

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