天然气回收装置的难点分析

天然气回收装置的难点分析

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王　俊

(吐哈油田公司鲁克沁采油厂,新疆鄯善　838202)

摘　要:天然气吞吐试验是鲁克沁采油厂稠油开采的重点试验项目,自2005年以来已进行了多次,主要针对玉西区块、玉东4区块的油层物性较差,低产低效油井,早期的注气地面工艺未考虑余气的回收,且注气吞吐焖井挂抽后,井口压力不稳,泄压靠向大气中排空来完成,使大量天然气白白浪费且存在安全隐患。注气回收工程的投运不仅可以回收利用大量天然气,而且还能确保注气单井的正常、稳定、安全的生产。

关键词:材料;结构;回收;安全

中图分类号:T E377 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0051—021　天然气回收装置的简介1.1　项目背景

鲁克沁油田属于稠油油田,平均井深在2500m,超深稠油开采历来是世界级难题,鲁克沁采油厂在探索稠油开采方面,先后才有了氮气吞吐、二氧化碳吞吐等试验,均因其融合性差,效果不明显而告终,2004年通过对天然气吞吐的初步试验,发现增产效果明显,累计增产已达万余吨,随于2005年以来先后在鲁克沁油田西区建设了两座注气站,开展注气吞吐试验。在2008年鲁克沁油田又对玉东区块开展了注气吞吐试验中,分别对玉东4区块和玉东2区块天然气吞吐井开展注气试验,从吐鲁番采油厂葡北采油工区引入一条天然气管线作为注气气源。

鲁克沁油田在吞吐开发时,吞吐完成后焖井后放喷,再进行混合液开采。在此过程中大量天然气被释放于大气中,针对这种情况,为有效地减少天然气相带好。塔X 井揭示铜钵庙组上段为扇三角洲前缘相砂砾岩(如图2)。

2.3　本井位于油气运移的有利指向区

中部次凹北洼槽生烃中心生成的油气向斜坡区运移,其断块是油气运移的有利指向区(如图3)

。

图3　塔X 井油藏运移示意图

2.4　储层物性好是高产富集的主要因素

此井区铜钵庙组以砂砾岩储层为主,根据储层砂岩厚度预测图和砂地比等值线图,砂砾岩累厚度300～400m ,砂砾岩呈长条状展布,分布范围较广,

在铜钵庙组累计钻遇砂砾岩148m 。2.5　根据薄片鉴定结果

岩石成熟度、结构成熟度为中等或低,自上而下岩石成分、结构成熟度均由中等逐渐变低。分选性好,磨圆度次圆。颗粒以薄膜-孔隙接触关系为主。孔隙度平均为11.3,渗透率为298.54,根据中国石油总公司储层评价标准,为低孔中渗储层。3　认识

此井区主要是受反向断层控制的断块层状油

藏,断层起沟通油源和改善物性条件的作用。鼻状构造背景是形成高产富集油藏的重要因素。储层物性相对较好是形成高产富集的主要原因,由此可见此井铜钵庙组是优质可动用储量。

[参考文献]

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地质特征及油气成藏规律[J].吉林大学学报(地球科学版),2006,36(4):527～534.

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　2012年第11期 内蒙古石油化工

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收稿日期35

作者简介王俊助理工程师,6年毕业于西安石油大学油气储运工程专业,现任吐哈油田鲁克沁采油厂地面工程室

地面监督。

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资源浪费、增加注气吞吐井单量,降低安全生产隐患,经采油厂研究决定对已建注气吞吐井所涉及的下游生产设施设置气液分离设施及单井计量设施进行改造,对天然气进行回收在利用,同时对注气单井产量进行计量。

1.2　项目简介

在玉东集中拉油站东侧(6头阀组处)建分离缓冲罐1座,对玉东4计量站、玉东204计量站、玉东202计量站来混合液进行气液分离;在计量站建称重式油井计量撬1座;建分离缓冲罐至已建锅炉(鲁中联合站、集中处理拉油站、玉东生活点)天然气管线。

2　天然气回收装置难点分析天然气吞吐是鲁克沁油田上产的主要措施之一,天然气吞吐完成后正常生产时存在着压力高、压力不稳定、含气量大等特点,对注气回收的正常、稳定运行造成了相当大的困难,主要体现在以下几点:

2.1　天然气回收压力不稳定

正常注气流程是通过压缩机对天然气进行增压至45兆帕将高压天然气注入吞吐井井底,向注气吞吐井注入天然气达到设计注气量后停注,进行焖井,焖井时间约为10～12天左右;闷井结束后放喷,放空至井口压力为0MPa时进行挂抽生产。

吞吐井挂抽正常生产时,由于溶解在混合油里面的天然气不断析出,导致输油管线压力不断上升,为整体系统注气回收利用造成了相当大的困难。2.2　天然气回收处理气液混合量不稳定

注气吞吐井挂抽正常生产时,混合液都要进入分离缓冲罐,由于各单井产液量不稳定,导致各计量站来混合液进入分离缓冲罐混合液量不稳定,所以对整体系统平稳运行以及注气回收利用造成了相当大的困难。

2.3　进入分离缓冲罐前析出天然气为湿气

混合液进入分离缓冲罐前析出天然气为湿气,能否将析出的天然气在分离缓冲罐内除湿,能否保证分离出的天然气经过输气管线分别输送至鲁中联合站、集中处理拉油站、玉东生活点锅炉,作为锅炉燃气。如果分离出的天然气为湿气,将为天然气回收有效利用造成了相当大的困难。

3　天然气回收应对措施

针对天然气回收存在的难点,为了保证天然气回收的正常、安全、稳定运行,设计、监理、建设单位、施工单位相关技术人员进行技术交流、积极拓宽思路,根据天然气回收自身特点从以下几个方面进行解决:

3.1　设置电动调节阀

在分离缓冲罐气、液出口分别设置2″和6″电动调节阀各台。

3　由于鲁中联合站、集中处理拉油站、玉东生活点锅炉已建燃气调压管线一级调压出口所需压力在0.2～0.4MPa,因此需要控制分离缓冲罐的气相出口压力在0.5MPa左右,才能保证回收的天然气进入已建的锅炉燃气系统。

为了确保回收天然气压力稳定,在分离缓冲罐气出口设置了2″电动调节阀1台,电动调节阀启动运行压力设置为0.5MPa,当分离缓冲罐分离出来的天然气压力高于0.5MPa时,电动调节阀自动打开运行,将多余的天然气经输气管线反方向通过分液罐、放空筒排出。电动调节阀的作用保证了分离出的天然气压力在0.5MPa以下,确保了燃气锅炉的正常运行。

3.1.2　2011年随着鲁克沁油田30万t产能建设实施,鲁克沁中区中区部署新钻井钻井64口,新投油井的增加,使玉东4计量站、玉东202计量站、玉东204计量站产量相应增加,分离缓冲罐设计处理能力1000m3/d,三座计量站来液进入分离缓冲罐,造成分离缓冲罐处理量大,正常稳定运行困难。

为了确保分离缓冲罐正常平稳运行,在分离缓冲罐液出口设置了6″电动调节阀1台,当分离缓冲罐液位高时,电动调节阀阀门开关自动调大;当分离缓冲罐液位底时,电动调节阀阀门开关自动调小。电动调节阀的作用保证了分离缓冲罐液位保持一定刻度不变,确保了分离出混合液通过六头阀组能够顺利进入集中拉油站2000m3原油储罐。

3.2　分离缓冲罐结构特殊设计

分离缓冲罐内径DN2200mm,筒体两焊缝间距离为8800mm,分离器两端采用椭圆形封头,筒体由双鞍式支座支撑。入口在容器的一侧封头附近,在其入口处设置了动能吸收器装置,当具有一定流速的气液混合物进入分离器时,其运动速度和方向突然发生改变,达到气液的初步分离。气体出口设在容器顶部,并在其出口处设置了除雾器,防止气液夹带。油水出口设在容器底部,并在其出口处设置了破涡器,防止气体吸出,而且在容器内部设有高效分离元件波纹板。分离缓冲罐结构特殊设计,极大的保证了气、液的有效分离,分离出的天然气不带液体,能够满足锅炉的正常使用。

4　结论

天然气回收装置是鲁克沁油田为节约能源、保证安全、保护环境而配套的一套装置,该装置的顺利投运实现天然气的再次利用,极大的降低了安全隐患,同时对保护环境也起到了积极地作用。

[参考文献]

[1]　白立文.吐哈油田天然气回收利用工程的完善

[J].油气田地面工程,2003,22(1):16～17. []　李俊,许多,郑杰油田放空天然气回收现状[]油气田地面工程,,(3)5～5

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