采气井集输加热与注醇工艺适应性分析
井筒加热法排水采气工艺研究
井筒加热法排水采气工艺研究摘要：气井井筒积液问题一直是影响气井产量的不利因素。
加热井筒方法是预防气井积液的一种新方法，对井筒加热，使其温度达到甚至超过地层温度，可以提高井筒的压力，减小底层气体向地面输送的阻力，将水蒸气带出，从而防止井筒积液。
文中引用第一个使用加热井筒工艺的迦太基油田的Pettit组某井为例子，介绍了此种工艺的原理、设备和现场施工基本过程。
使用此工艺后，井筒积液明显减少，大大的增加了气井产量。
通过此次试验证明此种工艺的现场应用价值很高。
关键词：排水采气热力学模型井筒加热一、苏20气井积液情况目前的节流器节流和针阀节流生产工艺导致这两处均易产生大量水生成。
如果气体产量足够高，能够保持临界流速，这些冷凝下来的水就会依靠粘滞阻力被带到地面而不会落入井中。
如果气体不能保持临界流速，液态水就会堵塞井眼限制气体流动，甚至使气井停产。
特别是在生产后期大部分气井产能不足，大量液体蓄留，最终导致不能正常生产。
二、理论性研究1.热力学模型这个数学模型可以用来计算露点、温度和压力梯度，从而预测出液体开始冷凝的深度。
当气流沿着油管向上流动，温度和压力都会下降，越来越多的水就会冷凝成为液态。
如果气体产量足够高，能够保持临界流速，这些冷凝下来的水就会依靠粘滞阻力被带到地面而不会落入井中。
如果气体不能保持临界流速，液态水就会堵塞井眼限制气体流动，甚至使气井停产。
为了防止水冷凝，气体混合物的温度必须在井筒中的任何深度都保持高于露点温度。
一旦这个露点温度已知，就可以用标准的传热模型来计算。
加热器电缆必须满足以上的两个必要条件：①对气体的加热要使温度高于或接近水的露点温度。
②加热时要有一部分气体通过气体和加热电缆传到地层中而损失掉。
2.积液严重井系统模型设计对于已不能正常生产的积液严重井，由于这些井已无生产气流，井筒内已无气流及携带液体，不能产生对流交换热量，建议设计为供电电缆对高效率加热器供电，把加热器下至井底对积液直接加热。
萨曼杰佩气田采气工艺适应性分析
摘
Байду номын сангаас
要 萨曼杰佩 气 田于 １ ８ ９ ６年投入 开发 ，９ ３年停产 封存 ，０ ９ 复产 。对 萨曼杰佩 气田 １９ ２０ 年
采 气工艺现 状进行 了介 绍 ， 对采 气工 艺的适应 性及 存在 的 问题 进行 了分 析 ， 出了改进 建议 。 并 提
关键 词 萨曼杰佩 气 田 采 气工 艺 适应 性 分析
℃ ， 气量 ２ ×１ ｍ。 ｄ １ ０ ０ 产 ０ ０ ／ ～ ２ ×１ ｍ。 ｄ 产 液量 ／，
１ ５ｍ。 ｄ １ ／ 。 ． ／ ～ ０ｍ。 ｄ
天然气 在各 井 口节流 降压后 通过 采气 管线气 液
混输 至集气 （ ） ， 口设 置放 喷管线 ， 于生产 初 总 站 井 用 期 的气井放 喷 、 提液及 开井 时解 除水合 物堵 塞 （ 艺 工
产封存 ， 产气 ３ 年 ３×１。ｍ。 开 发 期 间 地层 压 力 由 ０ ， ２ ． ０ＭＰ 下 降到 ２ ． ９ＭＰ 。该 气 田于 ２ ０ ７２ ａ ３ ４ ａ ０ ９年 复产 ， 至 目前 投产 气井 ３ 截 １口， 天然气 中 Ｈ Ｓ平均
含量 为 ２ ６ ， Ｏ。 均 含 量为 ３ １ 。单 井 生产 ． Ｃ 平 ．９ 油压 １ ． ４ＭＰ １ ． １ＭＰ ， 口温度 ６ ３ ９ ａ ５ ６ ａ 井 ３℃～７ ２
ＤＯＩ ０ ３ ６ ／．ｓｎ １ ０ — ３ ２ ． ０ １ ０ ． ０ ：１ ． ９ ９ ｊ ｉｓ ． ０ ７ ４ ６ ２ １ ． ７ ０ ３
萨曼杰 佩 气 田于 １ ８ ９ ６年 投 入 开 发 ，９ ３年 停 １９
蚀 剂 等药剂 。井 口采 用 ３ ． ８ ＭＰ ４ ４ ａ和 ６ ． ５ＭＰ ８ ９ ａ 压 力 等级 的井 口装置 ， 为保证 气井 的安全 ， 用带 自 采 动关 井系统 的井 下安全 阀和井 口安全 阀 。
苏东41—33区块下古气井合理注醇量研究
苏东41—33区块下古气井合理注醇量研究对苏东41-33区块下古气井在集输过程中产生堵塞进行分析研究，发现天然气在高压、低温状态下很容易形成水合物，造成地面管线堵塞。
依据水化物生成原理，主要采用加入甲醇防止水化物形成。
从甲醇预防天然气的原理入手，根据目前注醇工艺现状研究下古高压进站单井注醇量与产量、压力、温度的关系，建立合理注醇量的计算方法，减少了井堵频次，同时大大降低了甲醇浪费，为气田气井的合理注醇提供参考依据。
标签：下古高压进站；天然气水合物；注醇量1 引言苏东41-33区块下古气井采用高压集气工艺流程，从井口至进站为高压段。
在低温高压集气过程中，管线内很容易形成天然气水合物，天然气一旦形成水合物，易造成阀门、管线弯头等的堵塞，严重影响天然气集输和正常生产。
为了防止水合物的形成，天然气生产中通常向管线中注入甲醇，抑制水合物生成。
本文将从甲醇防堵原理入手，确定合理的甲醇日注入量，使其在避免管道堵塞的前提下，尽可能减少甲醇使用量，从而达到节约的目的。
2 预防水合物生成的方法为防止天然气水合物的生成，通常有三种方法：向气流中加入抑制剂；提高天然气流动温度；脱除天然气中的水分。
苏东41-33区块下古气井目前为高压进站，经过站内加热、节流、分离、脱水然后外输。
从井口至进站为高压段，加之冬季最低气温-40℃，很容易发生冻堵现象。
甲醇是抑制水合物最常用的化学剂，将足量甲醇注入集输管线中可降低天然气水合物生成温度。
甲醇可适用于任何操作温度，甲醇通常用于致冷过程或气候寒冷的场所。
甲醇与其他抑制剂相比具有很多优点：水合物生成温度降低幅度大；沸点低，蒸汽压力高；水溶液凝固点低；在水中溶解度高；水溶液的粘度小；能够再生；低腐蚀性；容易买到且价格比较低廉。
3 合理甲醇注入量的计算方法3.1 水合物形成温度的确定波诺马列夫对大量实验数据进行回归整理，得出不同密度天然气水合物生成条件方程。
当T>273.1K时：lgp=-1.0055+0.0541（B+T-273.1）（1）当T≤273.1K时：lgp=-1.0055+0.0171（B1+T-273.1）（2）式中：p—压力，MPa；T—水合物平衡温度，K；B，B1—与天然气密度有关的系数。
“三低”气田地面集输工艺适应性分析
“三低”气田地面集输工艺适应性分析【摘要】针对鄂尔多斯盆地“低渗、低丰度、低产”气田，地面集输系统主要采用单井高压集气、集中加热、站内节流、轮换计量、节流制冷低温分离脱水，站内集中注醇的集输工艺。
与传统直井生产相比，水平井具有“井口回压高、含水量高、单井产量高以及气体流速快”的特点。
集气站内节流降压脱水工艺对水平生产井仍具有较好的操作适应性，进站压力范围15～8MPa时，外输压力可达5.3MPa；当进站压力为7.0MPa时，加热炉停止；当进站压力为6.0MPa时，出站压力为2.4MPa，即现有集输工艺的操作下限。
【关键词】“三低”气田地面集输工艺节流降压脱水1 前言鄂尔多斯盆地天然气储备丰富，但总体属低渗、低丰度、低产的“三低”气藏。
进过多年开发与建设，现已形成整套符合低产、低渗气田的天然气生产和滚动开发模式的建设要求的地面集输工艺流程，具有管网输气、集气站高压集气、水套炉加热节流、多井轮换计量、集中注醇、预冷换热、低温分离的工艺特点[1]。
随天然气开发技术的不断发展，近年来该区域气田开发主要以水平生产井开采为主，相对于传统的直井，水平井具有“井口回压高、含水量高、单井产量高以及气体流速快”的特点。
本文着重针对新建水平生产井特点，充分分析现有地面集输工艺流程对水平井的操作适用性。
2 “三低”气田地面集输工艺现状针对“三低”气田气藏及气质特点，集气站采用多井加热节流、多井轮换计量、站内集中注甲醇、预冷换热、节流膨胀制冷、低温分离，分离后甲醇凝液由汽车拉运至甲醇处理厂集中处理。
气井天然气进站后进入多盘管水套炉加热，再经一级节流阀进行节流，节流压力控制为不低于5.0MPa，控制温度0～-10℃。
需计量的单井天然气进入计量分离器进行轮换分离，经差压式流量计计量后进入分离后汇管；不计量的天然气进入生产分离器，生产分离器的气相也进入分离后汇管。
经分离后的天然气进一步节流降压以实现深冷脱水，以满足下游用户对外输气质水露点的要求。
大牛地气田集输系统复温外输工艺适应性分析
换 热器 后 ，站 场 出站 压 力可 由 ２ ． ４ ＭＰ ａ 提高至 ４ ． ９ ５ ＭＰ ａ ，出 站水 露点 １ ３ ． ２ ６ ℃ ，满 足外 输气 质 水露 点控制 深 度要 求 。说 明复温 外输 工 艺科
一
有 效利 用节 流 天然气 冷 量 ，实现 对天 然气 的小 压 差脱 水 。随着进 站压 力 的降低 ，至 ５ ． ７ ＭＰ ａ 时 ，集 气站 内一级节 流流程可 以停止 。 根据 ２ ０ １ ３年 新 建 气 田 增 压 设 施 中 压 缩 机 入 口 压 力 范 围 为 ２ ． ０ ～ ４ ． ５ ＭＰ ａ 进 行 计算模 拟 ：当气井 进站 压力 降 低至 ２ ． ７ ＭＰ ａ 时 ，出站 压 力达 到 ２ ． ０ ５ ＭＰ ａ ，进 一 步降 低压 力降 无法 满足 集输 管 网增压 的 压力 要求 。因此 ，２ ． ７ ＭＰ ａ 即为气 田集气站 内复温 外输 工艺操作 下限 。 四、结论
关键词 ：地 面集输 工艺
一
节流降压脱水
复温外输
天然气水露点
、
前 言
大 牛地 气 田地 处鄂 尔 多斯 盆地 东北 边 际 ，鄂尔 多斯 盆地 天 然气 储 备丰 富 ，总 体属 低渗 、低丰 度 、低 产 的 “ 三低 ”气藏 。 自 ２ ０ ０ ３ 年 以来 大牛地 气 田 已形 成整 套 完全符 合 大 牛地低 产 、低 渗气 田的天 然气 生产 和 滚 动开发 模 式 的建 设要 求 的地 面集 输工 艺 流程 ，具 有管 网输 气 ，集 气 站 高压集 气 、水 套 炉加 热节 流 、多井 轮 换计 量 、集 中注 醇 、预 冷换 热 、低 温分 离 的工 艺特 点 。 同时 ，在集 气 站 内充分 利用 站 内节 流 降压 操 作冷 量 ，采 用复 温外 输 工艺 ，满 足天 然气 外 输气 质水 露 点控 制深 度 的同时 …，大大 降低 了天然 气处理 的投 资和运 行费 用。
气田稳产末期气井注醇制度优化效果评价
气田稳产末期气井注醇制度优化效果评价夏玉琴;刘小江;折文旭;李君;常玉婷【摘要】随着气田生产到达稳产末期,压力低且较为稳定,天然气水合物形成条件受压力影响程度明显减小,形成规律较开发初期发生明显变化.本文结合目前开发现状,重点从天然气集输过程中气流的温度变化研究出发,分析气井在低压条件下水合物形成规律,着重从注醇方式、注醇节点两方面进行优选,同时考虑保温、加热等辅助措施,综合评价气井防堵效果和注醇制度合理性,以保证气井产能.同时对比分析不同注醇制度下管网运行效果.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)010【总页数】4页(P80-82,93)【关键词】稳产末期;低压;注醇制度;注醇方式;气流温度【作者】夏玉琴;刘小江;折文旭;李君;常玉婷【作者单位】中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西西安 710018【正文语种】中文【中图分类】TE377随着气田生产处于稳产末期，压力低且压降缓慢，因此在目前较低的生产压力下，其对水合物形成的影响程度较气田开发初期降低，而地层温度和环境温度却几乎作为恒定条件而存在。
气流在集输过程中随单井管线长度增加，气流温度变化幅度增大；针对产液气井，在生产过程中由于液相较气相对温度变化敏感度低，因此气体在携液运输过程中温度变化幅度相对较小，但受地形起伏影响较大。
总结归纳主要分为以下三种情况：（1）当井口距离集气站较近时，气流温度变化幅度小，进站温度接近井口温度；（2）当井口距离集气站较远时，气流温度受环境影响使进站温度接近环境温度；（3）当地形起伏较大时，管线易积液，积液温度接近环境温度，低温时若积液发生冻堵，在此过程中会产生节流效应，形成水合物（见图1）。
浅谈彩31气田地面工艺适应性
浅谈彩31气田地面工艺适应性引言：彩31气田于2005年11月30日投产，2006年3月计划关井，于2006年9月复产后运行至今。
经过8年生产运行，6口老井井口压力已从05年的17MPa 下降至3～4MPa，井口油压与井口节流后压差逐年减小，目前彩31气田日产气量已递减至10×104m3/d，气田稳产形势非常严峻。
为了保证气田稳产，彩31气田预计新增井9口，产能接入彩31处理站处理。
1 集输工艺分析1.1 集输工艺现状[2]彩31井区井口采用注乙二醇防冻、节流降压工艺。
集输工艺采用单井油气混输进彩31集气站，轮井分离计量，经加热炉集中加热后油气混输至彩31处理站。
单井及集气站流程框图见图1-1。
图1-1 集输工艺流程框图1.2 存在问题新增产能井7口，井压力高（平均11.5MPa），而生产井压力低（平均4.5MPa），导致高、低压气同时进集输系统困难。
2 处理工艺分析2.1 彩31处理站处理工艺现状彩31处理站现有工艺采用注乙二醇防冻，J-T浅冷脱水、脱烃工艺。
处理站流程框图见下图2-1。
图2-1 处理站工艺流程框图2.2 处理工艺存在问题单井压力下降较快，2013年后J-T阀已经没有足够的节流压差来获得较低的节流后温度，从而无法保证产品气在外输压力条件下的烃露点和水露点达标。
3 地面工艺适应性优化3.1 集输工艺优化[3]根据彩31气田开发预测数据，新增井压力较高，平均井口压力11.5MPa；而生产井平均井口压力 4.5MPa，若采用已建集气管道输送，新增井将节流至4.9MPa，与生产井混输去处理站，这样将浪费单井压力能。
因此才用高低压分输方式，新建低压集气管道。
高压井来气混合通过已建集气管线混输至处理站；低压井来气混合通过新建低压集气管道混输至处理站。
当高压井压力降低到一定程度，通过阀组调节使之切换到低压汇管。
天然气集输工艺框图见图3-1。
图3-1 天然气集输工艺框图3.2 处理工艺优化[4]大于4.4MPa的单井来气经调压进入高压汇管汇合后集输进入已建装置流程，通过节流阀节流至4.2MPa；小于4.4MPa的单井来气经调压进入低压汇管汇合后集输进入处理站新建低压分离器橇，气相经过新建压缩机增压至4.2MPa后与节流后高压气混合，经压缩机出口分离器分离后注入乙二醇（0.39m3/d），与气气换热器换热到0℃，进入丙烷换热器冷却至-15℃进入新建低压低温分离橇，分出的气相经气气换热橇复热后，在压力为4.11MPa、温度5.72℃、露点<-12.8℃下外输。
天然气集输工艺及处理方案研究
天然气集输工艺及处理方案研究摘要：天然气集输是继气藏勘探、气田开发和气田开采之后的一个非常重要的生产阶段。
本文首先阐述了天然气集输工程工艺流程，其次，分析了气层气地顶集输工艺。
最后，以苏里格气田为例，对其进行实例分析，具有一定的参考价值。
关键词：天然气；集输工艺；处理方案；研究1. 引言天然气是埋藏在地下的一种可燃气体，是以多种低碳饱和炔为主的气体混合物，其主要成分为甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷、戊烷及微量的重碳氢化合物和少量的其它气体，如氟气、氧化碳、氧化碳、氦气、硫化氢、蒸汽等。
天然气集输是继气藏勘探、气田开发和气田开采之后的一个非常重要的生产阶段。
它是从井口开始，将天然气通过管闷收集起来。
经过预处理，使其成为合格产品，然后外输至用户的整个生产过程。
2. 天然气集输工程工艺流程应根据气藏工程和采气工程方案、天然气物理性质及化学组成、产品方案、地面自然条件等具体情况，通过技术经济对比确定，并符合下列原则：第一，工艺流程宜密闭，降低天然气损耗。
充分收集与利用天然气井产出物，生产符合产品标准的原油、天然气、液化石天然气、稳定轻烃等产品。
第二，合理利用天然气并流体的压力能，适当提高集输系统压力，扩大集输半径，减少天然气中间接转，降低集输能耗。
合理利用热能，做好设备和管道保温，降低天然气处理和输送温度，减少热耗。
第三，天然气集输工艺设计应结合实际情况简化工艺流程，选用高效设备。
3.气层气地顶集输工艺气层气生产主要采取枯竭式开采工艺，即靠自喷生产。
随着气田天然气的不断外采．气井大然气的压力逐步降低，当降至低于集气管线压力时，便不能进入集气管网。
这种低压气在我国开采较早的天然气气田正在逐年增多。
对于气井压降不一致的气田，如果条件许可时，应尽量实行高、低压管分输，低压气输给当地用户，高压天然气进入集气干线；若因种种原因，气田气以建一个系统为宜时，则需要建气田天然气增压站．将低压气增压后进入管网。
天然气从气井采出后，在流经节流元件时，由于节流作用，使气体压力降低，体积膨胀，温度急剧下降，这样可能生成水化物而影响生产。
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气体流向改变引起的搅动 ,以及微小水化晶核 的存在都能加速水化物的形成 。
收稿日期 : 2007 - 11 - 30 作者简介 :刘德青 (1964 - )男 , 2000年毕业于石油大学 (华东 ) ,工程师 ,从事采气科研工作 ,现担任采油三厂采气研究所所长。
41 /42
日产气量 104m3 日产液 t
2316 /3014 11119 /1214
1018 /810 5112 /917
2212 /3013 1015 /1119
2215 /2514 1017 /1015
2318 /2916 1113 /1211
2512 /2914 11195 /12
2316 /2510 1112 /1017
来源有地层水和地层条件下的气态水 。这些 气态的蒸汽随天然气产出时温度的下降而凝析成 液态水 。 21212 低温是形成水化物的重要条件
气流从井底流到井口 ,并经过节流阀 、孔板节 流降压而引起温度下降 ,低于天然气露点温度时 , 为生成水化物创造了条件 。 21213 高压也是形成水化物的重要条件
输送至克 82井区 ,与克 82 井来气汇合后 ,输送至 克 75集气处理站处理 。
表 4 水合物生成温度表
序号 1
天然气压力 (M Pa) 22
水合物生成温度 ( ℃) 2212
2
10
1711
3
6
1316
4
413
10
克 301井采气树开井初压为 33M Pa,生产压力 为 16M Pa,水合物生成温度 21℃,井口温度 25℃, 在水合物生成温度以上 ,在井口不会产生水合物 。 在井口先经过加热炉一级加热至 4010℃,然后经过 一级节流降温 ,压力下降至 10M Pa,温度为 2116℃, 经过加热炉二级加热温度至 6010℃,再进行二级节 流 ,压力下降至 7M Pa,温度为 4010℃;然后输送至 克 82井 ,采气管线设清管阀 (图 1) 。
1 问题提出
采气井集输流程的作用是将井口采出的天然 气输往天然气集气站 ,其流程范围从采气树节流阀 到集气站汇管 。气井采出物不仅是天然气 ,而且含 有油 、水及沙 、岩宵等固体杂质 ,同时有些油中含有 蜡 ,并且气井产出流体压力普遍较高 。
节流降压产生节流效应使天然气的温度降低 , 天然气在输往处理站的过程中温度的散失 ,都会导 致天然气的温度低于形成水化物的临界温度 ,在流 程中产生水化物冻堵管线 。当含蜡流体温度降到 析蜡温度以下时 ,会导致蜡的析出 ,堵塞管线 。采 气井集输工艺中采用哪种方法预防水化物形成和 析蜡 ,是工程技术人员研究的课题 。
产 。从表上对比可以看出 , 2001 年到 2006 年 6 年
中 ,各井的产水量有了大幅度的上升 ,总产水量由
2188 t/ d上升到 16155 t/ d。
②但由于水套炉高压盘管腐蚀 , 2006 年将 7
口井水套炉进行了更换 ;
③如果按 30%的乙二醇贫液浓度进行防冻 ,
全气田井口每天要注入乙二醇 5 t。特别是呼 2井 ,
图 1 井口加热节流工艺流程框图
克 301天然气与克 82天然气混合后输送至克 75集气站 ,压力为 411Mpa,天然气温度为 616℃, 高于此压力条件下天然气水合物形成温度 010℃, 能够满足天然气输送要求 ,这时需要调整克 82 井 的注醇量至 710kg / h。
②注醇节流工艺 单井集气采用注甲醇节流降压 ,油气混输至克 82
③降低集气管线压力法 :只是预防集气管线冻 堵的措施 ,会造成天然气处理装置得不到相应的压 力能量 ,增加天然气处理和输送的能耗 。 21313 方法优选
①含蜡 、含水气井选择加热保温法 。 ②含水少 ,不含蜡气井选择注防冻剂法 。 ③含水偏高 ,含蜡 ,集气半径偏大的气井 ,选择 加热保温法和注防冻剂法相结合的方法 。
井口温度 ℃
47 /49
32 /30
46 /41
48 /46
49 /48
47 /49
46 /49
外输压力 M Pa
718 /715
715 /619
710 /714
718 /713
718 /810
715 /715
818 /816
外输温度 ℃
34 /34
37 /50
23 /31
36 /33
36 /36
32 /35
108 m3 ,含气面积 2014km2 ,原始地层压力 3319M Pa, 平均孔隙度 1915% , 有效渗透率 7614 - 134μm2 。 单井平均无阻流量 216 - 228 ×104 m3 。试气证实 , 气藏存在边底水 ,气水界面海拔 3046m ,地层水氯 根含量 2758 - 9974mg / l, 总矿化度 12834 - 16188 mg / l, 为 Na2 SO4 型 。 气 藏 平 均 露 点 压 力 30112M Pa, 地 层 温 度 9219℃, 气 藏 中 部 深 度 3585m ,压力系数 0195。天然气具有“两低一高 ”和 不含硫的特点 ,即天然气相对密度低 ,平均 015999, 非烃含量较低 , CO2 平均含量 0148% ;甲烷含量高 , 平均 921142%。凝析油无色透明 ,含量 4713g /m3 , 密 度 0178g / cm3 , 30℃粘 度 11087mPa1 s, 高 含 蜡 (3166% ) ,低凝固点 ( - 14℃) ,低初馏点 (70℃) 。
2 水化物形成的原因和预防措施
211 水化物 水化物 (水合物 )是白色结晶固体 ,类似松散的
冰或致密的雪 。水化物的颜色跟气流中的杂质有 关 ,气流纯净时呈白色 ,气流脏时呈灰白色 。当放
在大气中可见气泡冒出 , 若用水冲洗 , 很快溶解 。 水化物是在一定压力和温度下 ,天然气中的某些组 分和液态水生成的一种不稳定的具有非化合物性 质的晶体 。甲烷水化物的分子式 CH4 16H2 O ,乙烷 水化物的分子式 C2 H6 18H2 O。 212 水化物形成的条件 21211 液态水是形成水化物的必要条件
( 2 )气井集输工艺的选择 根据天然气性质 、压力 、温度及脱凝析油的目
3 克拉玛依气田气井集输工艺适应 性分析
的 ,经研究论证 ,采用了井口加热节流 ,高压集气 , 节流膨胀制冷的低温分离工艺 ,在脱凝析油的同 时 ,降低天然气的水露点 ,满足外输要求 。1998 -
311 集输工艺现状
1999年建成投产的 7 口气井设计井口采用 315kw
39
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新疆石油天然气
2008年
213 水化物预防 21311 预防方法 : ①加热法 、保温法 ; ②注防冻剂 法 ; ③降低集气管线压力法 。 21312 方法优缺点对比
日产油 t
10174 /1017 4191 /2181 1011 /18 /912
日产水 t
0145 /1173 0120 /6186 0142 /1169 0143 /1134 0145 /1172 0148 /1174 0145 /1147
表 3 五八区气田克 301井凝析油物性表
分析项目
数值
密度 , kg/m3
30℃
粘度 , mpa1S
40℃
50℃
含蜡量 , %
凝固点 , ℃
初馏点 , ℃
76414 1175 1140 1116 0120 - 10 8315
(2)集输工艺研究 (表 4) ①加热节流工艺
克 301井采用加热炉对天然气升温 ,抑制天然 气水合物的生成和凝析油的析出 。升温后天然气
目前 ,新疆油田公司已开发大小气藏近 10个 。 和 500kw 常 压 水 套 炉 高 压 盘 管 二 次 加 热 节 流 ,
采油三厂自 1992年开发气田 ,目前管理着五八区 、 10M Pa天然气输往天然气处理站的工艺 。
呼图壁 、盆 5、莫 7 - 11四个气田 ,拥有气井 34 口 。
(3) 气井集输工艺运行情况 (表 1) 。
第 4卷 第 1期 2008年 3月
新疆石油天然气 Xinjiang O il & Gas
文章编号 : 1673—2677 (2008) 01—0093 - 05
Vol. 4 No. 1 M ar. 2008
采气井集输加热与注醇工艺适应性分析
刘德青 ,冯德宝 ,陈小艳
其中 23口气井采用加热保温集输工艺 ,两口采用
表 1 呼图壁气田生产工艺参数表
参 数 油压 M Pa
呼 001 2215 /1415
呼2 2016 /1012
呼 2002 2215 /1315
呼 2003 2217 /1417
呼 2004 2216 /1415
呼 2005 2213 /1414
呼 2006 2214 /1512
过正常最大集气半径 5km 的范围 。
试采气资料 : ①克 301井试采方案采用外排放
压方式 ,生产压力 29M Pa,产气量 8 ×104 Nm3 / d,凝
析油产量 11998m3 / d; ②克 82井试采方案采用外排
放压方式 ,生产压力 7M Pa,产气量 5 ×104Nm3 / d,
凝析油产量 019m3 / d。
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第 4卷第 1期
刘德青等 :采气井集输加热与注醇工艺适应性分析