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涪陵页岩气田天然气流量计量技术适应性分析

时间:2018/06/18来源:未知

摘要:涪陵页岩气田为国家级页岩气建设示范区。天然气站场主要采用4井式、6井式和8井式等标准化集输工艺;天然气计量采用间歇式轮换计量和单井连续计量流程。连续计量流程可实现气井长期不间断计量, 有利于全程跟踪气井生产动态;间歇式轮换计量流程在控制建设投资及用地面积方面较有优势。实践证明, 6井式及以下集气站采用连续计量流程, 8井式及以上集气站采用间歇式轮换计量流程, 既可以保证正常生产, 又可以减少设备数量和占地面积, 节省建设投资。

2012年11月28日, 焦页1HF井获日产20.3×104m3高产工业气流, 实现了该区块海相页岩气勘探新突破。2013年开展试采试验, 集气站采用1口气井对应1台计量分离器的“一对一”流程进行气井连续计量。

2014年开始实施一期产能建设, 部署63个平台, 钻井253口, 新建集气站36座。根据各平台所部署气井的数量, 集气站分别设置2井式、4井式、6井式、8井式、10井式和12井式集气流程。2井式集气站延续使用试验井组的“一对一”连续计量流程, 其余集气站均采用混合气液分离和间歇式轮换计量流程, 即在集气站内设置相应数量的带自动切换功能的集气汇管橇和带计量功能的分离器实现间歇式轮换计量。

1页岩气集输流程

页岩气单井计量分离流程由集气汇管橇上的计量切换阀门、计量汇管和计量分离器构成。计量切换阀门负责将加热、节流、降压后的计量井来气切换至计量汇管, 由计量汇管输送至计量分离器完成单井气液分离和气、水计量。混合计量分离流程由集气汇管橇上的生产切换阀门、生产汇管和带计量功能的生产分离器构成。生产切换阀门负责将加热、节流、降压后的各生产井来气切换至生产汇管, 各生产井来气在生产汇管混合并输送至生产分离器完成气液分离和气、水计量。各井来气在集气站完成气、水分离, 经计量后自压输送至集气支线, 常用的4井式集输流程见图1[1]。

图1 4 井式集气站天然气集输流程

图1 4 井式集气站天然气集输流程

 

2计量流程特点

连续计量流程1口井对应1台加热炉和1台计量分离器, 可实现单井连续计量;间歇式轮换计量流程2口井对应1台加热炉, 2~4口井对应1套集气汇管橇, 通过集气汇管橇自动切换功能将来自井口的天然气分配到计量汇管和生产汇管, 分别进入单井计量分离流程和混合计量分离流程。间歇式轮换计量流程与连续计量流程相比, 主要区别在于加热炉、集气汇管橇和气液分离器的数量及单井计量周期不同。涪陵气田为山地地形, 弯急坡陡, 为降低设备在山区运输难度, 减少模块间关联藕合, 集气汇管固化为4井式和2井式标准化模块, 根据集气站气井数量选用以上两种模块灵活拼装成橇, 可适应4~12口气井的生产需要。按照开发技术要求并考虑建设投资的最佳平衡, 6口井共用1台计量分离器, 单井计量周期控制在6天以内, 一个集气站共用1台生产分离器。生产分离器直径为1 200mm, 设计处理能力150×104m3/d, 计量分离器直径为800 mm, 设计处理能力35×104m3/d。生产、计量分离器橇按6.3 MPa压力等级设计, 均在橇内集成计量装置, 计量流程主要设备见表1[2]。

通过该表数据对比可知, 间歇式轮换计量流程设备总数比连续计量流程少。

表1 计量流程主要设备

表1 计量流程主要设备

3适应性分析

3.1技术适应性

目前涪陵页岩气田单井每天计量时间通常为24 h, 连续计量流程不受计量时间影响, 能实现单井长期、连续计量。间歇式轮换计量周期与井数相关, 4井式和8井式计量周期为4 d, 10井式计量周期为5 d, 6井式和12井式计量周期为6 d。涪陵页岩气田大部分气井地层能量较为充足, 天然气产量较稳定, 产量波动性小, 间歇式轮换计量流程和连续计量流程都能满足气田开发需要, 其中FL1井日度生产曲线见图2。

当页岩气井采用定压生产制度后, 天然气产量逐渐下降, 且开始出现不同程度的波动。一是随着天然气产量不断提升, 外输压力不断升高, 导致天然气产量波动 (图3) ;二是随着勘探开发的不断推进, 南区部分地层能量不足、产量低、出水量高的气井开始投入生产, 生产过程中连续或间歇出水, 气、水产量波动较大 (图4) 。因间歇式轮换计量流程的气井计量周期较长, 计量数据在气、水产量波动较大时准确度不高, 难以全面反映非计量周期内气井生产情况, 导致天然气输差波动, 影响后续的气井动态分析和生产措施制定工作, 急需解决气、水产量波动较大的气井准确计量问题。连续计量技术可实现气井长期不间断计量, 有利于全程跟踪气井生产动态[3]。

3.2经济适应性

连续计量流程配置的水套炉、分离器及配套计量装置与气井数量相同, 间歇式轮换计量流程根据气井数量配置集气汇管橇和计量分离器, 共用1套生产分离器, 连续计量流程加热炉和分离器的数量比间歇式轮换计量流程多出1倍。通过计算两种不同计量流程的投资金额来比较在控制建设投资方面的优劣 (表2) 。

图2 FL1井日度生产曲线

图2 FL1井日度生产曲线

 

图3 FL2井日度生产曲线

图3 FL2井日度生产曲线

 

图4 FL3井日度生产曲线

图4 FL3井日度生产曲线

 

表2 间歇式轮换计量与传统连续计量流程建设投资对比

表2 间歇式轮换计量与传统连续计量流程建设投资对比

通过表2数据对比分析可知, 随着井数增加, 连续计量流程与间歇式轮换计量流程的投资金额均不断上升, 但连续计量流程建设投资比间歇式轮换计量流程多, 并随着井数增加投资上升快。因此, 间歇式轮换计量流程在控制建设投资方面比连续计量流程有优势。

为了满足气井连续计量要求并且控制建设投资, 可在现有连续计量流程的基础上进行方案优化, 用双盘管400 k W加热炉代替单盘管200 k W加热炉, 由原来“一对一”流程调整为“二对一”流程, 即由原来的1台分离器对应1台加热炉调整为2台分离器对应1台加热炉, 可使建设投资得到有效控制 (表3) 。

通过表3数据对比分析可知, 改进型连续计量流程采用“二对一”设备配置方案, 设备数量大幅度下降, 投资金额也随之下降。8井式及以下集气站采用优化后的连续计量流程在控制建设投资方面有优势;10井式及以上的集气站采用间歇式轮换计量流程较为经济[4]。

3.3地面建设适应性

间歇式轮换计量流程和改进型连续计量流程所配置的水套炉、调压橇和水罐数量相同, 主要区别是集气汇管橇和分离器数量不同。不同集气站类型的改进型连续计量流程和间歇式轮换计量流程占地面积对比见表4[5]。

表3 间歇式轮换计量与改进型连续计量流程建设投资对比  表4 计量流程建设用地对比

 

根据表4对比分析可知, 6井式及以下的集气站采用改进型连续计量流程占地面积小于间歇式轮换计量流程, 8井式及以上的集气站采用改进型连续计量流程占地面积大于间歇式轮换计量流程。改进型连续计量流程随着井数的增加占地面积上升速度较快, 在与间歇式轮换计量流程相同面积的场地上无法布置足够数量的连续计量分离器。

随着二期产建工作的深入开展, 地形地貌条件越来越复杂, 施工难度越来越高, 控制集气站用地面积有利于控制施工费用。因此, 集气站建设应优先采用土地较为节省的方案, 以降低施工难度和节省建设投资。在地下和地形条件允许的前提下, 尽可能就近建站或与井场合并建站, 并将集气站井数控制在8口以下, 根据地层压力和生产情况灵活采用间歇式轮换计量流程或连续计量流程;当地下和地形条件受限, 必须集中建设8井式及以上井数的集气站时应优先考虑间歇式轮换计量流程。同时因4~8井式集气站占总集气站数的90% (表5) , 在气田所占比重较大, 应当大力优化这三类集气站平面布置, 在满足建设规范和保证安全生产的前提下尽可能减少集气站占地面积[6]。

表5 一期产建集气站分类统计

表5 一期产建集气站分类统计

3.4生产管理适应性

因气田SCADA系统尚未全部调试完成, 气田SCADA系统没有全程连锁, 间歇式轮换计量流程还无法实现全自动程控式计量切换功能, 目前依靠人工操作电动阀的方式完成气井生产、计量流程切换。与连续计量流程相对比, 采用人工方式倒换间歇式轮换计量流程操作人员工作量略有增加;连续计量流程的气井与计量分离器一一对应, 不需要人工倒换计量流程, 人工操作对生产流程的影响小, 这两种计量流程都能适应气田生产管理的需要。随着无人值守工作的进一步推行, 生产、计量流程自动切换是气田自动化、信息化的基本要求, 应进一步完善SCADA系统, 实现间歇式轮换计量流程全自动切换和远程操控, 并利用SCADA系统的安全容错机制实现流程切换互锁, 降低因人工误操作倒换计量流程引起的安全风险。

4结语

间歇式计量流程和连续计量流程均适应涪陵页岩气田生产开发要求。

在总结连续计量和间歇式轮换计量设计经验后, 主要在涪陵页岩气田二期产建中开展以下设计优化工作:

(1) 6井式及以下集气站采用连续计量流程, 该流程有利于对气、水产量波动较大的气井进行跟踪和动态分析, 可减少设备费用和占地面积, 节省建设投资, 且有利于无人值守后的管理。

(2) 8井式及以上集气站采用间歇式轮换计量流程, 可减少设备数量和占地面积, 节省建设投资。但要根据气井生产规律摸索气井轮换计量周期, 满足动态分析资料的录取。

(3) 对地层能量充足、气井生产稳定的区块建议采用间歇式计量流程;对地层能量差, 气、水产量波动大的区块建议采用连续计量流程。

(4) 完善气田SCADA系统设计, 可降低间歇式轮换计量的安全风险, 消除隐患。


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