牙哈凝析气田地面工艺技术特点

　　裴红，男，1958年生，高级工程师。1981年毕业于辽河油田职工大学，2002年获得大连理工大学工程硕士学位。现任辽宁辽河石油工程有限公司原辽河油田勘察设计研究院副总经理兼总工程师，长期从事大型或特大型油田、凝析气田、海上凝析气田陆上终端和深冷天然气处理厂的工程设计和项目组织工作。曾获2001年度石油天然气集团公司优秀设计一等奖，优秀设计二等奖。通信地址：辽宁省盘锦市兴隆台区石油大街93号，124010牙哈凝析气田地面工艺技术特点裴红等。牙哈凝析气田地面工艺技术特点。石油规划设计，2003，145：10～12**个采用循环注气保持地层压力开采的整装凝析气田。介绍了牙哈凝析气田地面工艺中高压注气、凝析气集输和凝析气处理等工艺特点。经过两年多运转实践，证明牙哈凝析气田地面工艺简单、实用、经济、可靠，取得了很好的经济效益和社会效益。

　　主题词凝析气田高压注气凝析气凝析油回收集输处理工艺设计牙哈凝析气田是目前已开发的国内陆上储量*大、压力*高的高产凝析气田，也是**个采用循环注气保持地层压力开采的整装凝析气田。

　　牙哈凝析气田确定了凝析气密闭集输，在集中处理站对凝析气和凝析油集中处理，天然气集中压缩回注，液化气和凝析油等产品管输至火车站，装车外运的总体工艺流程。工艺设施总体布局是除站外阀组、井口设施和铁路装车站设在集中处理站站外，其余所有的工艺设施均布置在集中处理站内。

　　高压注气技术1布站方式YH2－3区块的8口注气井呈带状分布。地面工艺采用了集中布站。注气压缩机组集中布置在集中处理站内一角，距集中处理站主体装置约0.2km；回注的天然气由集中处理站供给，经简易处理后的天然气在注气站经压缩机增压至52MPa，再经阀组分配、计量后由井站注气管网回注至各注气井。*大注气半径为7.5km，注气管线总长度为26.6km.

　　由于集中布站距部分注气井较远，造成高压管线过长，但它与分散布站相比具有投资低，公用工程可依托集中处理站，不必单独建设；各注气井的注气量可以统一调配，机动灵活，不会因为部分井或压缩机出现故障而影响注气，造成关井或天然气大量放空；能适应注气过程中各注气井注气量的调整与变化；压缩机型号相同，便于维修管理，节省投资等优点。

　　2管网敷设牙哈凝析气田高压注气管线采用了放射性管网敷设至各注气井，由注气站向8口注气井分别建8条注气管线。放射状管网与树状管网相比，虽然一次投资高出约670万元，但在循环注气期结束后，注气井转为生产井时，不必再建集输管网。此外注气计量可设置在集中处理站内，便于管理。

　　3机组排气压力、排量和台数的确定机组排气压力和排量的确定不仅是技术问题，而且也是经济问题。值得提出的是注气压缩机排出压力、排量和台数的确定不仅要考虑投资与安全因素，而且必须考虑到压缩机气缸现有的产品系列并与工艺参数组合进行优选。牙哈注气压缩机组排气压力、排量和台数是经过了多方案、多组合、综合可靠性、投资等多种因素优化确定的。其*终结果是地质方案要求井口注入压力为50MPa，而确定的压缩机组排气压力为52.0MPa，安全阀定压为56.0 MPa，这刚好是COOPER公司有使用业绩的大排量高压气缸的*高允许工作压力。排气压力、排量和台裴红＊郭野愚宋清平辽宁辽河石油工程有限公司设计石油规划设计2003年9月数合理选定的第二个好处是可以利用机组在不同转速下排量可调的特点来满足注气量要求。如选定的机组单台排量为45.2×10／d，6台机组并联运行无备用。当一台机组停运时，调整其它5台机组的转速，使其在高转速下运转，总排量为／d，满足总排量的要求；当机组全部运转时，使机组在低转速下运行，6台机组总排量为／d.这样避免了设置备用机组，不但机组平稳安全运转有保证，而且使得投资大大降低。

　　4管线安全配置牙哈凝析气田地面工艺中，首次运用气流脉动与管道振动分析方法对注气压缩机组及系统的安全性进行分析与研究，并根据研究结果采取了措施。

　　牙哈注气现场具有的特点是压力高、排量大、多台机组并联运行，机组固有的脉动使得机组及系统的振动问题尤为重要。主要是在两方面采取措施来消减机组和系统的振动，首先是限制机组本身的振动，通过在机组多处设置减小气流脉动的孔板等设施和改变气缸进出口缓冲罐结构尺寸等，来限制机组的脉动值；二是设计适宜的配管系统，使其固有频率避开机组激发频率并产生*小的位移和振幅。通过改变工艺管线走向，调整支架的设置点和加强支架钢度等措施来限制管道上指定点位移，使其满足API618的位移要求。经振动分析和实际生产运行，证明设备引进和安装设计是成功的，设备运行平稳，完全满足安装及振动规定要求。注气管线的弯头曲率半径全部采用10倍的管外径，三通、大小头等管件采用锻制并由国外引进，确保了注气系统的安全运行。

　　凝析气集输牙哈凝析气田YH2－3区块的特征是地面参数具有单井产量高、井口压力高、油气比高及井口温度低的特点，既具有油田特征又具有气田特征。地面凝析油具有低密度、低粘度、低含硫、高含蜡及高凝固点的特点。牙哈凝析气田井流物性质见表1.

　　表1牙哈凝析气田井流物性质项目数值备注单井产量10井口节流前温度℃井口节流前压力MPa水平井节流前温度℃井流物节流后温度℃凝析油析蜡温度℃天然气水合物生成温度℃凝析气集输技术关键是布站方式和集输流程。

　　针对牙哈而言，布站方式与集输流程的选择既要适应凝析油特点，也要适应天然气特点。在牙哈井流物井口温度低、凝析油析蜡温度高和水合物生成温度高等不利因素影响的情况下，我们打破常规，凝析气集输采用一级半布站方式、高压12～18MPa常温集输工艺获得成功。

　　1布站方式针对牙哈气田的特点，采取了牙哈凝析气田独特的一级半布站。在YH2－3区块的中部布置一座集中处理站，位于集中处理站西侧的节流后能够直接进站各井的物流直接进到位于站内的阀组；而对节流后直接进站有困难井的物流，采取了在站外设置阀组以加大液量，并在集中处理站二次节流的方式；液量大、温度高的水平井物流直接进站；*边缘的一口井设置加热设施。该布站形式*大集输半径为7.7km，突破了单井集输半径不大于5km的常规作法。

　　2集输流程牙哈凝析气集输压力为12.0～18.0MPa，采用了单管、常温不加热集输流程，该流程的确定具有一定的风险。一是天然气水合物生成温度高。从表1中可以看到，水合物生成温度在30MPa时为24.2℃，在12MPa时为19.7℃；二是凝析油析蜡温度高。凝析油析蜡温度为16℃，*高为22℃。就是说，无论井口是否节流，由于井口出油温度较低，在集输过程中，部分井口集输管线中的井物流温度总要低于水合物生成温度或凝析油析蜡温度。按常规设计，则采用井口加热集输流程。而我们在设计中打破常规，选用单管常温集输流程，设计中采用了在集中处理站内设置加药泵，在井口注入乙二醇，以降低水合物生成温度，抑制水合物的生成；在井口设置清管设施，定期清扫管内的结蜡，解决凝析油结蜡问题。图1为牙哈凝析气集输流程。

　　加热、节流生产汇管节流生产汇管节流加热、节流至进站阀组至进站阀组井口加热炉站外集气阀组站内集气阀组井物流共7口井流物图1牙哈凝析气集输流程集气管线至进站阀组井物流共5口凝析气处理工艺技术1凝析气压力级制凝析气压力级制指凝析气集输压力、凝析气进站压力、注气压缩机入口压力。压力级制的确定是整个凝析气田地面工艺设计的首要工作之一。牙哈凝析气集输压力12～18MPa井口节流后，进站压力12MPa，注气压缩机入口压力7.0MPa.该压力级制充分考虑了3点而确定的：首先是生产的可靠性，如确定的压缩机入口压力使凝析气节流制冷远离临界区，而且压缩机7MPa进气，低压气缸有余隙调节，可在一定范围内调节压缩机的排量，12 MPa进气，压缩机无余隙调节，如进行简单油气分离，很难保证气体不带液和生成水合物，并有损坏设备的可能；二是进行综合产品收率、能耗、操作费用和一次性投资等因素多方案比选；三是注气压缩机入口压力7.0MPa与转为衰竭开采期的天然气外输压力一致，对中、后期衰竭开采的适应性强。

　　2凝析气处理工艺根据牙哈凝析气田具有较高的压力能、且不要求轻烃收率，对凝析气的处理仅是满足注气要求的特点。在凝析气处理上采用了高压注醇、J－T阀节流制冷技术，使天然气得到净化，既回收了轻烃，又满足了对注气介质的要求。这种利用天然气自身压力能进行膨胀制冷回收轻烃是*简单的制冷流程和*节能的工艺方法。图2为凝析气J－T阀制冷流程。

　　利用凝析气的压力能进行节流制冷，制冷温度达到－33℃，起到了浅冷气体处理作用；不仅脱除了水分，而且使气体中C重组分含量达到0.1％。进注气压缩机的天然气质量有可靠的保证，不会带液和生成水合物，有利于压缩机的操作运行和延长使用寿命。为减缓天然气在制冷节流过程中的水合物生成趋势，采取有针对性的注入乙二醇，降低水合物生成温度。各级分离器分出的乙二醇富液再生循环使用。

　　高压注醇、JDT阀节流制冷这一*简易的处理工艺，简化了工艺流程和设备，避免了大型高压膨胀制冷和高压分子筛脱水工艺中的许多设备难题，大大节省了工程投资和运行费用。仅此一项就节省工程投资约1340万元。

　　凝析油稳定工艺技术1牙哈凝析气田采用了多级闪蒸加提馏的凝析油稳定工艺多级闪蒸稳定工艺多用于高压油田，是充分利用地层能量进行稳定的一种工艺方法。针对牙哈凝析油中轻组分含量高、集输压力高的特点，采用了多级闪蒸并加提馏稳定的工艺流程。凝析油分别在7.2MPa、2.5MPa、0.65MPa的压力下逐级闪蒸脱出大部分天然气，并在0.14MPa微正压的稳定塔中分馏脱出低压饱和气，稳定合格的凝析油外输。各级闪蒸罐和稳定塔顶的闪蒸气分别进入注气压缩机入口、中压气压缩机入口和稳定气压缩机一级和二级入口压缩利用。微正压提馏稳定与负压闪蒸稳定比较具有如下的特点：1效益显著。提馏微正压馏稳定的运行费用比负压稳定高47.72万元／a，但投资比负压稳定低176.21万元，产值比负压稳定高出552.00万元。

　　2压缩机运行可靠性强。提馏稳定压缩机二级压缩，压缩气缸参数无外界干扰。负压闪蒸稳定气压缩机为四级压缩，各级进气量均不相同，且每级进气都是来自各级闪蒸分离器，其生产波动会对压缩机的平稳操作带来影响。且提馏稳定压缩机对中后期凝析油产量变化引起的稳定气气量的变化具有较大的适应性和灵活性。图3为凝析油多级闪蒸提馏稳定流程。

　　下转第48页凝析气二级分离器气凝液闪蒸罐液回收冷量液至脱乙烷塔至凝析油一级闪蒸罐罐液凝析气一级分离器换冷气井流物图2凝析气J－T阀制冷流程气至注气系统至站内燃料气系统凝析油一级闪蒸罐液凝析油二级闪蒸罐液凝析油三级闪蒸罐液凝析油稳定塔液油外输凝析气分离器来液相气换热器中压压缩机稳定气压缩机至注气压缩机气图3凝析油多级闪蒸提馏稳定流程西气东输管道工程采用在线水露点分析仪对天然气中的含水量进行分析，计算出操作压力下的水露点值，信号传送到SCS并上传至调度控制中心进行显示与报警。

　　西气东输管道工程采用在线H S分析仪对天然气中的H S含量进行分析计算，并将其信号传送到SCS并上传至调度控制中心进行显示与报警。

　　3计量标定中心西气东输管道工程的流量计标定工作非常重要。根据《中华人民共和国计量法》第九条规定：部门和企业、事业单位使用的*高计量标准器具，以及用于贸易结算的工作计量器具，实行强制检定。因此，西气东输工程用于贸易结算和内部流量计量的流量仪表应定期检定，以保证其准确度与正常使用。

　　目前，我国具有天然气实流离线标定能力的有两家：成都华阳天然气流量分站和重庆计量测试所。

　　其他测试所，包括大庆计量测试研究所的标准装置，均属于在线移动式标准装置。成都分站可以对中低压、小流量的气体流量计进行标定，但尚不能满足西气东输工程的需要。鉴于目前国内天然气流量计量检定机构流量计量站，不具备对西气东输管道工程这种大口径、高压大流量的流量计的标定能力，为此，拟在南京建设计量测试中心以下简称计量中心，该计量中心还将建有对西气东输管道工程所用压力、温度、气体组分、硫化氢、水露点等量进行测试的实验室。该计量中心的主要功能：一是标定用于贸易结算和测量的流量仪表，并进行压力、温度、组分等量的测试与标定；二是为社会高压、大口径、大流量的流量仪表实流标定服务；三是开展天然气计量测试技术的研究。

　　该计量测试中心主要是为西气东输管道工程中的贸易交接和检测流量仪表服务。由于拟建的测试中心标定能力强，其流量范围、压力等级等技术性能指标都优于目前国内水平，达到了国际水平。这样既可以满足高压、大流量天然气流量计量仪表标定的需要，也有利于开展天然气流量计量测试技术的基础研究工作，提高国家在高压、大流量天然气流量计量测试技术上的水平，填补国家在大管径、高压、大流量的实气标定技术上的空白。

　　编辑：郭洁敏上接第12页2转动设备少，降低能耗牙哈凝析气田地面工程，除必须的压缩机和机泵外，无大型的制冷压缩机组、膨胀机和大型高压脱水设备。这在国内同类装置中非常少见。利用介质自身的压力能这一主线条，始终贯穿于设计的全过程。大型转动设备的减少，不但提高了系统的可靠性，而且降低了投资，减少了能耗，减少了操作费用和人员投入。能耗指标对比见表2.

　　表2能耗指标对比牙哈凝析气田国内先进水平国际水平凝析气集气能耗MJ／10凝析气处理能耗MJ／10单位集气处理总能耗MJ／m牙哈凝析气田工程主要从5个方面降低能耗，提高效益：一是实现凝析气高压单管不加热常温集输，取消了井口加热炉，并为充分利用介质压力能创造了条件；二是确定合理的操作参数，如压缩机入口压力等，减少天然气回注的压缩机动力消耗；三是凝析油稳定采用多级闪蒸、微正压分馏工艺，能量得到梯级及*大限度地利用；四是低温冷量梯级合理利用，处理深度恰到好处；五是选用高效节能设备，如高效除油器、高效换热器等。

　　编辑：马三佳