大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用

大牛地气田地面配套工艺技术及优化应用

大牛地气田分布面积大，属致密低渗气田，具有“低孔、低渗、低丰度”的特点。气田地面建设经历了开发先导试验和成熟应用两个阶段，形成了适合气田产能建设需求的配套工艺，多井高压集气、站内加热节流、常温分离、间歇轮换计量、多井注醇、甲醇回收等工艺技术。随气田开发形势的变化，对站内脱水工艺、污水处理和防垢等工艺进行了优化，保证了气田生产的高效平稳运行。

标签：大牛地气田;集输工艺;优化

1 气田概况

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，地跨陕西和内蒙两省区，面积200km2。该地区常年干旱缺水，最高气温达40℃，最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，地表为沙漠、低缓沙丘、草原，地面海拔一般为1230～1360m，平均海拔为1300m。

大牛地气田储层主要为太原组滨海相障壁砂坝、山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。孔隙度值分布在0.3%～22.20%之间，平均值为7.80%，渗透率分布在0.01～15.3mD之间，平均值为0.54mD，储层为低孔、低渗及特低孔、特低渗透率。

截止2012年底，气田累计生产井1090口，集气站49座，输气站4座，建成集气干线38条，长度200.5km，外输管线3条，长度近300km，建成污水处理厂3座，处理能力520m3/d。气田历年累计产气150，通过大杭、榆济管线销往北京、郑州、济南等地。

2 气田地面配套工艺技术

根据大牛地气田面积大、丰度低的特点，在2003-2004年先导开发试验基础上，借鉴成熟的地面集输工艺[1]形成了辐射枝状组合管网、单井高压集气、站内多井加热节流、8井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、低温分离、含甲醇凝液回收集中处理、污水集中回注的地面配套工艺。

2.1 单井高压集气工艺。大牛地气田面积大，单井分散，为简化井口流程，减少井口操作员工，采用了高压集气工艺。该工艺是从气井井口出来的高压天然气通过采气管线直接输送到集气站，在站内集中加热、节流、分离、计量、脱水后进入集气干线。集气半径一般控制在5km以内。

2.2 多井集中加热节流工艺。高压天然气由采气管线进入集气站，必须降低压力以满足站内设备的运行，节流降压会产生温降，容易在站内管线中形成水合物堵塞。集气站内采用水套加热炉进行加热，提高节流前天然气温度，为了减少加热设备的数量和投资，大牛地气田采用了8井式水套加热炉，可同时对8口井进行加热。

2.3 多井轮换计量工艺。单井油、气、水计量数据是气藏动态分析的重要依据，为了获取丰富的生产数据资料，同时降低投资，气田采用了多井轮换计量的方式，站内配置计量分离器和生产分离器，单井计量时通过计量分离器分离后由高级孔板计量单井产量，不计量井通过生产分离器混合后分离脱水。

2.4 单井集中注醇工艺。大牛地气田最低气温达-30℃，年平均气温为7.2℃，生产过程中井筒500m以上及采气管线容易形成水合物，堵塞采气管线，因此需注入水合物抑制剂防止水合物的生成。气田采用了多井高压注醇工艺，站内配置高压注醇泵，通过注醇管线可向油管、套管环空和采气管线注醇。同时也可向站内管线注醇，两台备用注醇泵满足产水量大单井的注醇要求。

2.5 甲醇集中回收、污水集中处理工艺。气田采用甲醇作为水合物抑制剂，产出的含醇污水通过集气站分离后集中拉运至污水处理厂。为节约成本，循环利用甲醇，同时满足回注地层水环保要求，通过污水预处理系统、甲醇回收系统和污水回注系统达到回收甲醇、处理回注水水质的目的，回收的甲醇浓度超过80%，节约甲醇购买成本30%。

3 气田地面配套工艺技术优化应用

生产实践表明，大牛地气田初期建设形成的地面配套工艺，满足了气田开发和生产需要，保证了气田生产的安全平稳运行。同时，在气田开发建设过程中出现了新问题，针对出现的新问题，不断优化地面配套技术，积极开展新工艺、新技术的推广应用，保证了气田的高效、经济开发。

3.1 地面集输工艺存在的问题

3.1.1 气井压力降低，节流膨胀、低温分离工艺不能满足天然气水露点要求。随着生产时间延长，气井压力不断降低，站内气嘴节流压差变小，温度下降幅度降低，不能满足低温分离工艺的技术要求，造成天然气水露点不达标。

3.1.2 低压串联集输工艺试验存在局限性，气井堵塞频繁。为了试验低压集气、不注醇工艺，同时为气田开发中后期增压集输工艺积累经验，气田在33号集气站进行了低压串联、增压集输工艺试验[2-4]，试验过程中发现气井堵塞频繁，特别是冬季仍然需要通过注醇防止气井堵塞，由于站内无注醇泵，增加了大量的解防堵工作量。

3.1.3 气田污水性质多样化、水量大，污水回收工艺适用性需进一步优化。随着气田开发方式的转变和开发储层的变化，污水来源多样化：①气井压力降低，部分低压井夏季不需要注醇，产出污水不含甲醇;②高压气井冬、夏季注醇量变化大，产出污水含醇浓度差异大;③水平井规模化应用，压裂规模大，单井平均入地液量3000m3，大量压裂液返排混入污水;④气田下古生界碳酸盐岩酸化压裂，压裂液量大、pH值低、矿化度高。不同来源和性质的污水混合进入净化厂，造成水质预处理效果变差，甲醇回收装置运行效率低，回收甲醇产品浓度不达标。

3.2 气田地面工艺技术的优化应用

3.2.1 小压差换热器低温脱水工艺。为了解决气井压力降低后不能利用节流膨胀常温分离工艺脱水的问题，气田应用了小压差板翅式换热器低温脱水工艺，通过站内二级节流产生的小压差节流使天然气产生一个小温降，以此温降作为换热器的冷端温差，选取足够大的换热面积，使原料天然气在此冷端温差下经过换热产生足够大的温降，以满足天然气脱水的要求。现场应用表明：二级节流压差0.5MPa时，换热效率为90%以上，温度较安装换热器前降低20℃;在相同的节流条件下，起始压力和温度越低，温降越大，效果越好。3.2.2 气动泵注醇工艺。为解决低压集输工艺气井频繁堵塞的问题，应用了气动注醇泵工艺。气动注醇泵由柱塞泵、储液罐、供气压力调节阀、分水器、压力表、转换接头及相关阀门和管线组成。甲醇自动泵注系统的吸入端为气动柱塞泵，该泵与储液罐相连接。而它的排出端则直接与管线相连接。由柱塞泵打入井口加注区喷射到井下或管道内，对气井进行注醇预防。气动注醇泵的优点：依靠天然气直接驱动，取代了传统的电动机驱动，节能效果明显;泵工作压力25-35MPa，密封可靠、无泄漏;体积小、质量轻，便于运输、搬移和安装。现场应用总结了不同供气压力下不同调节旋钮开度下气动泵的冲次和排量。

3.2.3 油浮选污水处理工艺技术。原油浮选污水处理技术是通过向污水中投加原油，在污水处理过程中产生的矾花结合原油，其密度变小，小于污水的密度，使矾花上浮，形成污泥并排出，污水得到净化。排出的污泥经过处理后，原油得到回收，并重复使用。气田2号和3号处理站采用了油浮选污水处理工艺技术。污水卸车后，先提升至污水罐，将游离油及部分乳化油回收，含有少量乳化油的污水经转水泵提升进入原油浮选罐，在进入浮选罐之前加入氧化剂，以氧化污水中的二价铁、降解部分大分子有机物;加入pH值调整剂，调节pH值大于7，以利于污水的净化;加入混絮凝剂，以吸附水中杂质，净化污水;适当投加凝析油，促使产生的污泥上浮。现场应用效果明显（表1、表2）。

表1 油浮选与自然沉降工艺对比表

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表2 油浮选处理前后的水质对比表

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3.2.4 污水预处理系统物理防垢技术。变频电磁物理防垢技术利用磁场共振原理作用在管道上，引起管道内水分子产生共振，使氢键断开，使水分子变成单个的极性水分子，因而提高了水的活化性和对水垢的溶解度，极微小的水分子可以渗透、包围、疏松、溶解、去除各种冷凝器、蒸发器、热水器、管道、锅炉等系统内部的老垢。同时，浮在水中的钙离子和碳酸根离子相互碰撞，形成特殊的文石碳酸钙体，其表面无电荷，因此不能再吸附在管道上，从而达到阻垢除垢的目的。现场在易结垢点和关键装置前安装了物理防垢器，对应用效果进行了跟踪