涩北气田（共4篇）
涩北气田 篇1
1 概述
近年来, 随着青海油田勘探开发力度的加大和技术水平的不断提高, 青海柴达木盆地的天然气储量有了大幅度的增长。截至2007年底, 柴达木盆地东部涩北一号、涩北二号和台南三大气田的累计探明天然气叠合含气面积145.6km2, 地质储量3056.39×108m3, 可采储量1626.01×108m3。台南气田探明天然气地质储量951.62×108m3, 占盆地总探明地质储量的31.1%;探明可采储量536.72×108m3, 占盆地总探明可采储量的33.1%, 是青海油田公司的主力气田。
台南气田于2007年已完成建设规模为20×108m3/a地面工程, 根据涩北气田最新产能的安排, 对台南气田的采气、集气、计量外输、脱水、增压等工程进行调整, 以完善地面配套工程, 实现台南气田36×108m3/a规模、持续开发。
台南气田产能调整后, 天然气经脱水、增压后输送至涩北一号气田5号集气站脱水站, 满足涩北气田外输指标, 即:10MPa下水露点-5℃、起点输气压力大于等于5.30MPa、温度大于10℃。目前已建成1条台南气田15号集气脱水站至涩北一号气田5号集气脱水站输气管线, 长36.0km, 规格为D559×6.3, 材质X60, 起点输送压力5.30MPa, 终点压力4.7MPa, 设计输气能力为20×108m3/a。
因此, 在不提高起输压力, 增加输气量的情况下, 目前的输气管道已不能满足调整后36×108m3/a的输气规模。
2 天然气性质
台南气田天然气类型为干气, 组份以甲烷为主, CH4平均含量98.73%, 仅含有微量乙烷、丙烷和氮气, C2H6平均含量0.05%, C3H8平均含量0.02%, N2平均含量1.20%, 几乎不含丁烷以上重烃成份, 无CO2、H2S等酸性气体成份, 属于高热值天然气。气体密度小, 气体平均相对密度0.56, 拟临界压力高, 拟临界温度低。天然气物性参数见表1。
资料来源:《青海省柴达木盆地台南气田36亿方产能开发方案》中国青海油田公司2008.01。
3 线路
3.1 线路走向
复线管道起点位于台南气田东端的5号集气脱水总站, 终点位于涩北一号气田5号集气脱水站, 长36km, 线路走向同已建管道平行敷设。
3.2 线路沿线等级划分
复线管道进出站 (包括台南和涩北一号气田5号集气脱站) 上、下游各200m内, 为三级地区;其余部分均为一级地区。
3.3 沿线自然条件
线路所经地段为高原干旱荒漠, 主要为盐碱地 (盐渍土、盐壳、盐岩) , 全线自然交通条件差, 沿线地貌形态大致为盐湖平原、湖积冲积平原。
3.4 地震评价
管道大地形变测量年速变率为3～4mm/a, 沿线未通过活动断裂带, 但经过两条隐伏断裂带, 因埋藏在全新统地层之下, 故对管道工程建设危害不很严重。地震裂度7度。
4 输气规模
台南气田产能调整后, 规模为36×108m3/a (最大年产量为33.00×108m3/a/2009年) 。输气管道总的输气能力按年最大集气量计算, 每口气井年生产天数按330天计算, 输气管道的设计能力为最大年配产量/330d×1.2, 计算结果为:总的输气能力为1200×104Nm3/d。2005年台南气田已建成的1条台南气田至涩北一号气田5号集气脱水站输气管道, 设计输气能力为700×104m3/d。因此, 需要新增输气能力为500×104m3/d。
5 输气管道方案
根据上述确定的输气规模, 对输气管道的调整有方案一、方案二共两种方案。
方案一:利用已建输气管线、提高起输压力、增加输气量
管道末端压力为4.7MPa, 水力计算的最大输气能力 (与台南气田设计的集气能力一致) 为1200/1000×104m3/d, 沿程最大压力降为1.42/1.13MPa, 则起输压力6.11/5.83MPa。
方案二:新建1条输气管道复线、增加输气量
根据管线的设计优化, 需要新建1条新建复线, 其管径采用DN500, 设计压力为6.4MPa, 具体论证见下述输气工艺计算部分。
方案比选
目前台南气田采气管道节流后的天然气流程按6.4MPa设计的, 因此其最高操作压力应小于或等于5.8MPa, 根据水力计算, 方案一在正常的的输气情况下, 起输压力需要5.83MPa, 在高峰期起输压力需要6.11MPa, 因此, 方案一将不能满足已建集气站的压力级制。如采用方案一, 需要对已建外输起点前的流程进行全面压力级制的升级改造, 投资估算费用为6420万元, 同时影响生产。因此方案一技术、经济不可行。
通过对台南气田的已有天然气场站的设计压力级制分析, 台南气田的起输压力控制在5.2MPa较合适, 因此推荐方案二, 即新建1条输气管道复线、增加输气量。
6 输气工艺
6.1 主要工艺参数
1) 天然气设计输量16×108Nm3/a (500×104m3/d) 。
2) 天然气出站温度20℃
3) 天然气进5号集气脱水站压力4.7MPa
4) 进管道天然气水露点-10℃ (5.5MPa)
5) 管道埋深处平均地温0℃
6) 管道长度36km
7) 年输送天数330d
6.2 输气工艺计算
根据年输气量和外输压力选择Φ406.4mm、Φ457mm、Φ508mm、Φ559mm、Φ609mm、Φ660mm五种规格进行试计算比选, 输气管线管径按《输气管道工程设计规范》GB50251-2003的规定, 采用如下计算公式:
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式中:qV——天然气流量 (0.101325MPa, 20℃状态) , m3/d;
P1, P2——管道计算段的起终点压力, MPa;
d——输气管道内直径, m;
E——输气管道效率系数。
Z——气体压缩系数;
Δ——气体相对密度;
T——气体平均温度, K;
L——输气管道计算段长度, km。
根据上述计算参数, 进行试算, 成果见表2。
6.3 输气管道管径的确定
在输气量一定时, 选择的管道管径越大, 其压损越小, 未来管道上压缩机时能耗少, 运行费用低, 但一次性投资大;反之, 选择的管道管径越小, 其压损越大, 未来管道上压缩机时能耗高, 运行费用高, 但一次性投资小, 因此, 必定有一最佳管径, 使得一次性投资和运行费用的总和最低。具体见表3、4。
注:将耗费的功率折算成天然气 (以0.3072m3/kW·h计) , 再将天然气折算为费用, 天然气的价格以0.45元/m3计。
注:1) 评价期按10年计算;2) 各管线规格为:D406.4×4.5、D457×5.0、D508×5.6、D559×6.3、D610×7.1、D660×7.1。
根据以上的论证, 虽然DN450管径的一次性投资与压缩机运行费用总和最少 (见表4) , 但起输压力大于已建管道的起输压力0.15MPa, 同已建设施不匹配, 因此, 推荐采用DN500管径。
7 管材选择
复线输气管道长36km, 管道工作环境和施工环境差、运行管理不方便等许多因素, 要求管材的选用要兼顾到安全可靠性、施工可行性、经济合理性等方面。根据当前我国制管工艺和油气管道建设及管理应用情况, 国产钢管用作长输管道的钢管主要有输送流体用无缝钢管、直缝电阻焊钢管和螺旋缝埋弧焊钢管三种类型。无缝钢管只能生产较小口径钢管, 且价格较高。国产 (或合资) 直缝电阻焊钢管通过近几年的技术改进, 焊缝可靠性大大提高, 技术已经成熟;有利于机械化防腐作业, 并且价格较低, 但尚无适合于本工程的规格型号。螺旋缝埋弧焊钢管由于价格较低曾广泛用于国内石油天然气输送管道。本工程推荐螺旋缝埋弧焊钢管。管道材质按照X52、X60、X65、X70四种类型进行壁厚和耗钢材计算理论计算和比选。
管道强度设计压力为6.4MPa, 输气起点温度20℃。管线壁厚按照《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 直管段公式进行计算。
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式中:δ——钢管的计算壁后, mm;
P——设计内压力, MPa;
D——钢管外径, mm;
F——强度设计系数;
φ——焊缝系数, 取1.0;
σS——钢材的屈服强度, MPa。
根据上述公式和参数进行计算, 其结果见表5。
从表5可得出结论:推荐采用X60材质, III地区选用508×8, I选用508×5.6。
8 结束语
通过从技术上、经济上优化了台南气田至涩北一号气田 (复线) 输气管道, 指导实际工程, 相信在未来的生产中, 将给建设单位带来良好的经济效益。
参考文献
[1]李长俊.天然气管道输送[M].
[2]王正华, 杨军涛.台南气田36亿方产能调整实施方案[Z].CPE青海分公司, 2008.
[3]GB 50251-2003.输气管道工程设计规范[S].
涩北气田 篇2
1 工艺流程的演变情况
1.1 试验探索阶段 (1996—2001)
从1996年3月到9月之间, 涩北气田先后建成了1#、2#、3#、4#、9#共5座集气站, 这5座集气站均采用的井口注醇防冻, 先节流后加热的低温集气流程 (见图1) 。2001年在建设新2#集气站时, 集气站工艺建设结合气田实际, 经过反复论证研究, 将新2#集气站建成了先加热后节流的常温工艺流程, 但仍然保留了井口注醇的流程。
早期的常温流程在2001年涩北一号气田二号集气站所做的先导性试验已见雏形, 根据流程使用效果评价等生产状况, 前期的常温流程探索为气田后面的大规模开发打下了坚实基础。
1.2 常温流程的推广阶段
2001年新2#集气站建设完毕后, 涩北气田出现了第一套常温集气流程, 经过生产对比之后, 在以力求简化工艺流程、高效、安全、环保运行的基础之上, 公司上下普遍认为常温工艺流程相对适合涩北气田的生产实际, 因此从2001年以后改扩建及新建设的场站全部采用了常温工艺流程 (图2) 。至今涩北气田已建成集输站15座, 在2011年的涩北一号气田8.5亿方产能结束后, 总共建成产能99亿。历经多年的气田产能建设就即将结束, 气田也将由产能建设阶段进入气田的高效开发及管理提素阶段, 确保气田长期稳产、堵水、治砂已经成为今后很长一段时间气田面临的重大挑战。
1.3 流程统计
涩北气田目前有三大气田共15个集气站, 各种流程分布如下:
1.3.1 低温流程站
涩北一号气田:老一号、老二号、老三号、老四号、新四号站
涩北二号气田:老九号站
1.3.2 常温流程站
涩北一号气田:新一号站、新二号站、新三号站、五号集气总站、六号集气站
涩北二号气田:七号集气站、八号集气站、新九号站、十号集气站、十一号集气站
台南气田:十二号集气站、十三号集气站、十四号集气站、十五号集气站
1.3.3 低压集输工艺站:涩北一号气田一号集气站
一号集气站低压井进站后走低压集输管网, 经过常温流程处理, 从生产分离器出来后同其余小站低压井走低压集输干线来气一起进入压缩机进行增压处理后, 与高压来气一起进入高压集输干线往总站进行深度脱水后进入长输管道。
2 几种工艺流程的比较
2.1 低温流程工艺
井口压力8.0M P a以上的井进站后经一级节流降压至6.4M P a左右, 温度降至-5~-20℃, 经井排阀组进入高压生产分离器或计量分离器, 低温分离出甲醇富液, 计量单井产量, 然后进入加热炉。升温至45℃经二级节流将至4.5MPa左右, 温度降至25℃外输至集气总站脱水。
此种分离工艺同时产生两种效果:⑴增加液烃的回收量。⑵降低天然气露点。为了防止在一级节流后形成水合物, 堵塞管线, 所以通过甲醇泵作为动力源在井口注入甲醇, 通过降低天然气的露点来达到预防水合物的目的。
低温分离工艺流程的优缺点:
优点:天然气在进入加热炉以前, 天然气已经经过节流、分离, 故对加热炉内盘管的冲蚀较小;天然气进入分离器时的温度较低, 可以使得天然气中的水更加容易被分离出去, 此流程充分利用地层能量, 一级节流后低温分离, 天然气的水露点可达-5—-20℃, 减少了集气管线中形成水合物的可能性。
缺点:一级节流后温度很低, 容易形成水合物, 所以在一级节流后较容易出现冰堵现象;甲醇消耗大。
2.2 常温流程
2001年新2#集气站建设完毕后, 涩北气田出现了第一套常温集气流程, 经过生产对比之后, 在以力求简化工艺流程、高效、安全、环保运行的基础之上, 公司上下普遍认为常温工艺流程相对适合涩北气田的生产实际, 因此从2001年以后改扩建及新建设的场站全部采用了常温工艺流程 (图2) 。至今涩北气田已建成集输站15座, 在2011年的涩北一号气田8.5亿方产能结束后, 总共建成产能99亿。历经多年的气田产能建设就即将结束, 气田也将由产能建设阶段进入气田的高效开发及管理提素阶段, 确保气田长期稳产、堵水、治砂已经成为今后很长一段时间气田面临的重大挑战。
气井来气进站后首先进入加热炉内进行加热, 然后进行一级节流, 节流后进入集气阀组, 集气阀组由单井计量汇管、代表井计量汇管和混合集气汇管组成, 在分别进入单井分离器、代表井分离器和混合分离器, 最后再通过气田内部集气干线输送到集气总站。目前各集气站包括新九号站普遍采用此流程。随着气田的不断发展工艺流程也在不断的更新中但总的来说先加热后节流的常温集输工艺通过其简单实用, 方便操作, 节约投资及减少维护使用费用等突出优点已在气田建设生产中占主导地位。
常温工艺流程的优缺点
优点:不用甲醇泵和不消耗甲醇;流程简单, 操作简便。
缺点:水耗、电耗、天然气消耗较高, 投资比较大、天然气露点相对较高天然气中含水量较高, 给脱水设备造成负荷较高。
2.3 低压进站增压集输工艺
由于气田的持续开发, 尤其是中、浅层气井已经出现了不同程度的压降, 考虑到气田在开发生产后期面临的诸多问题, 2010年为了满足气田可持续发展需要, 率先在涩北一号采气作业区对所辖各站的流程进行了高低压分输改造, 以满足各站低压井在1#集气站集中增压外输的目的。主要是对低压井增压后达到管输要求进高压集气干线供气。目前涩北一号天然气增压机共有两台, 分别为美国库伯公司的PC-2802/YKCD5.75×11和四川石油天然气压缩机厂生产的ZTY265MH5.75×5.75-B天然气压缩机。现安置在一号站场站内, 自购入该两台设备起只是进行了简单的调试及试运转, 并未进行过长时间的投用。随着一号气田地层压力的不断下降, 低压井的逐步增加, 我们应及时启用压缩机, 以最大限度的挖掘低压井的产能。
增压集输优缺点:
优点:充分利用增压设备使低压低产井达到复产的目的, 增加气井采收率, 延长气井采气周期。采用先分离后压缩的工艺可有效防止天然气中的水、砂等杂质进入压缩机, 延长设备使用寿命。
缺点:由于压缩机的抽吸作用, 增加了气体流速, 导致地层出水、出砂加剧, 对场站集输管网和设备造成隐患。
3 结论
经过多年的发展完善, 通过上述讨论涩北气田地面集输工艺已经确定为先加热后节流的常温工艺流程。不难得出在今后涩北气田的地面集输工艺建设中, 将一直会沿用常温工艺, 并且随着工艺技术的不断完善, 在建设中工艺主体管网将会以撬装化流程为主, 现场安装只需要关键部位如:外输管网、高低压干线碰头等需要现场施工, 其余可同项目建设同步进行, 大大的节约了施工时间, 能够高效率、高质量的完成工艺安装。
采气工艺的发展到气田的开采中后期后, 随着地层压力的下降, 出水、出砂的日益加剧, 后期的排水采气工艺势在必行, 如:泡沫排水、高压井反注低压井等排水采气工艺将在气田逐步展开。
在地面工艺上开采中后期将会以低压井增压进站生产工艺为主。所以气田未来气田的发展将会以排水采气同低压增压生产为主。
参考文献
涩北气田 篇3
1 PNN测井识别气层的原理
由于天然气和原油的元素成分比较接近, 均为碳 (C) 和氢 (H) , 而水是氢 (H) 和氧 (O) 。当储层含气时, 其密度比原油和水小得多, 含氢量也大大减少, 含氢指数会远小于油层和水层。另外, 岩石孔隙中的天然气也会引起热中子俘获截面值减小, 热中子的总计数也会因为氢含量的降低而有所减少, 因此, 可以利用不同探测器的热中子计数来反映地层含气的特性。
脉冲中子中子 (P N N) 测井是通过远、近两个3H e计数管来探测未被俘获的剩余热中子数, 由热中子的时间谱求出地层的宏观截面进而求取含水饱和度的套管井储层评价方法。因此可以利用P N N测井仪的近探测器的热中子时间谱以及远近探测器的热中子计数率比值来识别和评价天然气地层。
2 PNN测井识别气层的影响因素分析
由于蒙特卡洛方法研究核测井问题具有节省经费、考察范围广和可以重复利用等优点[1], 因此, 常常被用来探讨地层性质如孔隙度、岩性、含气饱和度以及不同井眼条件上升。
2.3 泥浆侵入对识别气层的影响
由于天然气的S小于泥浆滤液的S, 随着侵入深度的增加, 地层的S也在增加, 增加至15cm左右时几乎不再变化, 石灰岩地层比砂岩地层的S受侵入深度的影响较砂岩相对稍小一些。
随着侵入深度的增加, 交会点沿着直线滑动;且侵入越深, 离泥岩点的位置越近, 计数的变化越小, 砂岩对应的直线斜率大, 受侵入影响比石灰岩地层要大。
3 PNN测井识别气层方法研究
3.1 成像处理技术
所谓成像处理技术, 就是P N N通过其独有的数据处理软件包中的Sigma成像以及校正功能, 可以成功的识别出多重管柱及井眼流体的影响, 并避开这些井眼 (存在的气、水、砂等多相流体介质) 影响的数据, 选择真正来自地层信息的数据进行地层Sigma的计算[3]。
3.2 利用多种交会图法识别、判断气层
由于天然气与油、水的物理性质不同, 因此可利用P N N测井多种判别方法来综合识别气层, 其中长、短源距的热中子计数交会图的方法识别气层简单也最有效。
3.2.1利用获得的俘获截面曲线识别气层
当地层含气时, 地层宏观俘获截面 (S) 和短、长计数率比值曲线 (RATIO) 的数值, 明显要小于岩性和孔隙度与其相同时的水层。通过对工区3口井分析, 发现在气层处, RATIO大约为2.6一3, 储层含气越多, 其值越小, 而在水层中其值一般约为3.7 (致密层除外) , 地层宏观俘获截面 (S) 在气层处
P N N测井作为一种新的饱和度测井技术, 可为气田开发后期的剩余气饱和度评价提供了一种新的可靠的监测手段。
4.1 准确识别气层
A井在测量井段1386米-1412米处共有5个小层, 2、3、4号层为气层, 1号层为水层, 5号层为气水同层, 曲线特征明显, 和裸眼井测井解释结果吻合。
4.2 识别水淹气层
B井PNN测井资料显示, 生产层段79号小层饱和度几乎没有衰竭, 而80号小层却衰竭十分明显, 两者从静态的裸眼井资料比较, 后者明显较前者物性、含气性好, 反映到动态的产气剖面资料来看, 80号小层为主产层。而当气层水淹后, P N N曲线显示为俘获截面曲线变大, 伽马曲线高值反向, 剩余气饱和度明显变小, 产气剖面结果显示, 该层日产气16633.2方/天, 产水32.42方/天, 验证了P N N的剩余气解释结果准确性, 为强水淹气层。
5 结论
(1) 利用蒙特卡罗方法可以充分了解地层性质如孔隙度、岩性、含气饱和度以及不同井眼条件对PNN测井的影响。
(2) 利用PNN测井的成像处理技术, 可以成功的避开井眼 (存在的气、水、砂等多相流体介质) 的影响, 能够获取真实反应地层的俘获截面曲线来求取剩余气饱和度。
(3) 提出的利用多种交会图快速、直观识别气层方法, 解释符合率较高, 可为涩北气田的过套管剩余气饱和度测井评价提供了可靠的技术保障。
摘要：涩北气田作为国内最大的第四系生物气藏, 具有沉积时间短、埋藏浅、成岩性差, 胶结疏松、原生孔隙发育、泥质含量高的特点。通过在该区块3口井的测井实践表明, PNN测井仪器直径小, 无须动管柱可直接过油管进行测量, 并且通过蒙特卡罗方法可以了解孔隙度、岩性、含气饱和度和不同井眼条件对PNN测井的影响。
关键词：涩北气田,PNN测井,蒙特卡罗方法,成像处理技术,剩余气饱和度
参考文献
[1]吴文圣.Monte Carlo方法在核测井中的新应用[J].测井技术, 2001, 25 (6) :412～416[1]吴文圣.Monte Carlo方法在核测井中的新应用[J].测井技术, 2001, 25 (6) :412～416
[2]张峰, 王新光.利用PNN测井资料确定含气饱和度的蒙特卡罗模拟方法研究[C].中国石油学会第十五届测井年会论文集, 2007年[2]张峰, 王新光.利用PNN测井资料确定含气饱和度的蒙特卡罗模拟方法研究[C].中国石油学会第十五届测井年会论文集, 2007年
涩北气田 篇4
涩北二号气田现有生产井127口, 自1998年开发至今采用的都是Φ76Χ7.5mm (8mm) 的单井采气管线。伴随气田开发中后期的到来, 地层压力在逐渐降低, 大量的气田水进入采气管线, 流体在采气管线中呈气、液两相混输, 动力的不足已经严重影响到单井的产气量和气田的采收率, 在很大程度上限制了气井产能的发挥和产量的提高。而且气井生产很不稳定, 经常出现管线内积水导致气井无法正常生产, 单井管线在冬季运行2～6小时便出现冻堵。只能靠频繁地吹扫管线来保证生产, 很大程度上制约了气井的产能发挥, 增加了工人的劳动强度。涩北二号气田目前正处在无人职守方案实施的重要阶段, 气井能否正常生产将严重制约无人职守方案的正常运行, 解决此问题势在必行。
2 涩北气田常见采气工艺
涩北气田是我国石油陆上第4大含气区, 也是青海油田分公司的主力气田区, 地处柴达木盆地东部, 距格尔木市西北190Km, 平均海拔2750m, 涩北气田区是由涩北一号, 涩北二号和台南3个主力气田区和其他3个小气田组成的气田群。终年干燥少雨, 属典型的高原大陆性气候, 昼夜温差极大。涩北气田截止目前主要采用了低温分离和常温分离两种工艺。低温分离流程是采用注醇防止水合物形成完成天然气处理的采气工艺;常温分离流程是利用加热炉先对天然气进行加热, 然后节流降压完成天然气处理的采气工艺。由于涩北气田特殊的地质和气候特征, 导致这两套较成熟采气工艺应用的局限性, 造成单井不能完全发挥理想产能, 在基于这两种成熟工艺基础上, 我们提出采用小管径单井管线采气工艺来弥补一些不足。
3 可行性的论证计算
3.1 流体流速的计算
目前涩北二号采气作业区有个别井存在频繁冻堵的情况, 在综合考虑地质、施工等因素的影响, 确定涩7-5-4井为实验井。在流量确定的前提下, 选用较大流速则所需管径较小, 固定投资少, 但流动阻力增大, 动力费用增大;反之, 采用流速小的大管径管路, 则固定投资大, 但动力费用小。所以从投资最省出发, 选择适当的流速, 非常有利于得到最大效益的收获。下面对各种管径下流体的流速进行计算:
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式中:
D-钢管的内径 (mm) ;
Q-流体一天的流量 (m3/s) ;
V-流体的流速 (m/s) ;
实验井涩7-5-4井目前井口压力为10MPa, 出于安全因素考虑, 计算时取12MPa,
Q=3×104m3/d=0.347m3/s, 目前采用的Φ76× 8mm的单井采气管线:
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3.2 采用Φ60、Φ48单井管线流体流速的计算
3.2.1 采用Φ60的单井采气管线
按《气田集气工程设计规范》SY/T0010-96的规定, 采气管道壁厚按下式计算:
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式中:
δ—钢管壁厚 (mm) ;
δt—钢管计算壁厚 (mm) ;
P—设计压力 (MPa) ; (取15MPa)
D—钢管外径 (mm) ;
σS—钢管最低屈服强度 (MPa) ;
D—焊缝系数 (1.0) ;
F—设计系数 (野外地区取0.6) ;
T—温度折减系数, 当温度小于120℃时, t值取1;
C—腐蚀裕量附加值 (mm) , C=1.5mm。
C1—钢管壁厚负偏差 (mm) (δ≤20mm时, C1=0.15δt;δ>20mm时, C1=0.125δt) 。
带入已知数值,
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可以得出Φ60× 4mm的单井采气管线:
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3.2.2 采用Φ48的单井采气管线
按《气田集气工程设计规范》SY/T0010-96的规定, 采气管道壁厚按下式计算:
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式中:
δ—钢管壁厚 (mm) ;
δt—钢管计算壁厚 (mm) ;
P—设计压力 (MPa) ; (取15MPa)
D—钢管外径 (mm) ;
σS—钢管最低屈服强度 (MPa) ;
D—焊缝系数 (1.0) ;
F—设计系数 (野外地区取0.6) ;
T—温度折减系数, 当温度小于120℃时, t值取1;
C—腐蚀裕量附加值 (mm) , C=1.5mm。
C1—钢管壁厚负偏差 (mm) (δ≤20mm时, C1=0.15δt;δ>20mm时, C1=0.125δt) 。
带入已知数值,
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可以得出Φ48× 4mm的单井采气管线:
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3.3 计算结果
现分析若采用3m/s, 4m/s的流速应采用的单井管线内径值:
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按照《气田地面工程设计手册》对采气管线推荐流速 (第41页:一般宜为4～6m/s, 最小不宜低于2～3m/s) 的要求, 若采用内径为30mm, 35mm的单井管线可以大大增加气体流速, 但考虑涩北气田储层岩石疏松, 成岩作用差, 流速过高可能会导致气井出砂, 较细的管线又可能引起砂堵。综合涩北气田地质情况, 建议先期使用Φ48Χ 4mm规格的单井采气管线, 单井管线内径减少了20mm, 流速提高了1.28m/s, 可以有效的提高气体的携液能力, 也可以防止流速过高导致气井的出砂, 从而避免更为复杂的防砂作业。
4 作业施工前后效果对比
涩7-5-4井实验前后分别采用Φ76Χ7.5mm和Φ48Χ 4mm规格单井采气管线, 下面分别对两种规格单井管线下的生产数据做一比较:
注:数据来源涩北气田采气生产报表
综合对比表1、表2:涩7-5-4井在改变单井采气管线后基本无冰赌现象, 日产量稳定控制在2.6万方, 产水比实验前有所增多, 说明减小管径对提高气流的携液能力有明显的作用, 油套压基本控制在稳定值。生产过程钟检查气嘴等附件没有发现因气井出砂所造成的损伤, 可见此工艺改造对气田生产的安全性没有造成任何影响, 此实验取得确实可行的效果。
5 结论、推广
在涩北气田的天然气开采生产中, 气井的平稳生产是衡量气田开采工作的重要指标, 但伴随冬季生产高峰的到来, 气井的生产会随气温降低出现不同程度的冰赌现象, 严重制约了涩北气田气井的正常生产。鉴于以上问题, 经过长期观察目前采用的小管径单井管线采气工艺取得了良好的效果, 生产至今基本杜绝了冰赌现象, 产量保持稳定, 并且没有因提高气体流速携带出地层砂。为了更好的发挥所有井的产能, 建议在涩北气田针对地层压力较低、由于产水较多堵塞采气管线的生产井推广此工艺, 对单井管线进行更换, 最大程度地发挥气田产能并且有效地降低工人劳动强度。
参考文献
[1]中国石油青海油田分公司, 中国石油勘探开发研究院廊坊分院, 中国石油集团工程设计公司青海分公司.青海柴达木盆地涩北二号气田开发实施方案.2005.