河坝区块外输管线积液问题及其对策.pdfVIP

学兔兔 2012证 天然气技术与经济 Vo1．6．NO．1 第6卷·第1期 Natural Gas Technology and Economy Feb．2012 doi：10．3969／j．issn．2095—1132．2012．O1．013 河坝区块外输管线积液问题及其对策 杨 宇 姚麟昱 孟庆华 付先惠 (1．中国石化西南油气分公司，四川 成都 610016； 2．中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川 德阳 618000) 摘 要 中国石化川东北重点勘探开发区块河坝区块外输管线河一 巴管线 (河坝1井一 巴中配气站)，在 管输过程中有大量冷凝液析出，管线积液严重，导致河一 巴管线运行效率降低和管道运行成本提高。为此，介 绍了地面分离系统的流程，利用Hysys软件模拟分离流体温度及状态参数对管线积液的影响，并提出了天然气外 输温度控制及天然气三甘醇法脱水两套解决方案。经技术经济对比，认为应优先采用外输温度控制方案．该方案 现场可实施性和操作性强。 关键词 积液 分膏效果 外输沮度 技术对策 中图分类号：TE832．3 6 文献标识码：B 文章编号：2095—1132(2012)O1—0054—03 离。分离污水经自动排污系统排至污水罐，并在卧 O 引言 式分离器污水出口计量，过滤分离器和聚结器均无 中国石化川东北重点勘探开发区块河坝区块目 污水计量，目前产液量为220 m ／d左右[11，见图1。 前有生产井2口，分别为1井和2井。目前1井日产 气量9×10 m ，日产水225 m ；2井日产气量5× 10 m ，日产水40 m 。生产运行中发现，河一 巴管 线(河坝1井一巴中配气站)积液严重，目前需半年 l污水 清管1次，清管液量40m 左右。 图1 河坝1井分离系统流程图 2009年清管前，单位压损达到0．007 MPa／km； 清管后，单位压损降到0．001 MPa／km，管线积液大 2井气液分离系统为常温一级分离，采用卧式分 大增加了管线的压力损耗，降低了管线运行效率， 离器分离，分离计量后输至1井，在1井分离系统前 加重了管道内腐蚀，而增大清管频率，大量人力、 接入，目前产液量为30 m ／dE右[21，见图2。 物力的投入会造成管线运行成本提高。因此，寻找 天然气外输 减少河坝区块外输管线积液的技术对策，是安全生 产和提高生产效益的迫切要求。 l 气液分离现状 图2 河坝2井分离系统流程图 l井和2井均为飞三段储层井，产出的天然气组 2 流体温度对河一巴管线积液影响分析 分表明，甲烷含量为96％以上，基本不含C4及C4 以上的重烃组分，含有一定量的CO：，含微量H S(最 1井站场集气工艺为多级节流降压集输，但由于 高2 ppm)。 产液量大，节流时无显著膨胀制冷效应发生，气相 1井气液分离系统是常温三级分离，即1级卧式 在节流降压降温后，天然气流体迅速被液相温度加 分离器分离+2级过