天然氣論文油田群低壓天然氣綜合利用

所屬分類：建筑論文閱讀次時間：2017-03-21 15:38

本文摘要：某油田群低壓氣綜合利用改造項目是能源綜合利用項目，本篇天然氣論文總結這個項目具有：改造工作量小，操作簡單，日常維護費用低，回收周期短，經濟效益好等優點。對公司降低產品的單位能耗指標，促進分公司的增產增收具有積極作用。同時還減少了天然氣的

　　某油田群低壓氣綜合利用改造項目是能源綜合利用項目，本篇天然氣論文總結這個項目具有：改造工作量小，操作簡單，日常維護費用低，回收周期短，經濟效益好等優點。對公司降低產品的單位能耗指標，促進分公司的增產增收具有積極作用。同時還減少了天然氣的燃燒排放，降低對環境污染。《天然氣工業》重點反映天然氣工業在勘探、開發、鉆采、儲運、處理、加工方面的科學研究、工業生產和技術應用成果，并通過廣告促進天然氣工業界和相關產品和技術信息交流。讀者群主要為天然氣生產和使用領域各研究、設計、生產、管理部門的高、中級科研人員、工程技術人員和經營管理人員。與天然氣工業相關的產業界的科技和經營管理人才等。

　　【摘要】某油田群產出的油氣首先集輸至中心樞紐平臺進行初步的氣液分離、脫水處理，分離出的低壓天然氣通過天然氣壓縮機增壓輸送至下游陸岸終端進行處理和銷售。隨著邊際油田的滾動開發，低壓天然氣的產量遠超過天然氣壓縮機的處理能力，大量的天然氣因無法外輸而被放空至火炬燃燒。因此油田展開了低壓天然氣綜合利用的研究和改造，通過對流程的優化，實現了放空天然氣回收至某段塞流捕集器，并利用閑置的12寸海管輸送至陸岸終端。經過改造之后，計算每年可回收天然氣6336萬方，液化石油氣1.82萬噸，輕油1601噸。減少火炬放空量8000萬方，節能8.8萬噸標煤。有效達到了節能減排，提高資源利用率的目的。

　　【關鍵詞】低壓天然氣;流程優化;設備改造;節能減排

　　一、某油田群低壓天然氣綜合利用背景及現狀

　　某油田群在石油開采過程中，產生大量的伴生氣，這些伴生氣匯集到某油田群的中心樞紐平臺進行初步分離、脫液處理，再經過平臺上的天然氣壓縮機增壓后輸送到陸岸終端，陸岸終端處理后，再供給下游用戶使用。中心樞紐平臺天然氣外輸系統由天然氣壓縮機以及從平臺至陸岸終端的8寸輸氣海管組成。天然氣經過天然氣壓縮機增壓后直接外輸。天然氣壓縮機的實際排量約為37萬方/天，進口/出口壓力1.3MPaG/2.9MPaG。8寸海管在外輸壓力3.00Mpa，出口壓力1.90Mpa條件下，最大外輸量33萬方/天。目前中心樞紐平臺每天處理的低壓天然氣(壓力小于2.0MPa)有60萬方，這些氣體必須經壓縮機增壓后才能外輸，受天然氣壓縮機排量的限制目前僅能利用大約37萬方/天，剩余氣量必須通過火炬燃燒掉，產生大量的浪費，并對環境造成污染。天然氣壓縮機瓶頸效應導致陸岸終端用氣需求無法滿足，而導致天然氣在平臺大量放空。

　　二、某油田群天然氣綜合利用方案研究與設計

　　(一)研究內容某油田群低壓天然氣綜合利用項目研究內容主要包括以下兩方面：1.對海管的輸送能力進行核算，確定海管的輸送能力。2.放空天然氣通過12寸海管外輸方案的確定及風險評估。

　　(二)海管校核某油田群低壓天然氣綜合利用研究主要目的是將多余的伴生氣通過海管輸送到陸岸終端處理。因此海管的輸送能力決定了伴生氣的利用率。因平臺沒有脫水裝置，管道流量可根據威莫斯公式進行計算：Q=5031.22d38zrtlpP2221−Q——流量，m3/d;d——管道內徑，CM;P1，P2——計算段的起點和終點壓力，MPa;r——天然氣比重;Z——天然氣壓縮系數;T——計算段內天然氣的平均溫度，K;L——計算段的長度，Km。1.某油田群中心樞紐平臺到陸岸終端12寸海管數據海管管徑：12”管線壁厚：14.3mm管線全長：32500m平均溫度：25℃壓縮系數：0.8169(根據氣體組分及工作壓力，溫度查表可得)某油田群中心樞紐平臺處理低壓天然氣分離器的壓力在1.30～1.80MPa之間,因此12寸海管外輸壓力需控制1.20MPa以下才能保證所有分離器的氣體進入12寸海管。終端上岸壓力需控制在0.55MPa,根據威莫斯理論公式核算出12海管在以下工況的外輸量。

　　(三)利用12寸海管外輸天然氣改造方案為保證某油田群低壓天然氣綜合利用項目順利成功實施，2010年油田群決定重新疏通12寸海管，利用12寸海管把油田群的低壓天然氣輸送至陸岸終端進行處理、銷售。2010年11月12寸海管重新被疏通，并進行了2.00MPa水壓試驗，試驗合格。

　　1.地面工藝流程改造方案油田群中心樞紐平臺把接收上游油田來油緩沖分離器、一級分離器、二級分離器及井口平臺來油緩沖分離器放空至火炬的天然氣流程引入某段塞流捕集器，經段塞流捕集器緩沖脫液后通過12寸海管輸送至陸岸終端。陸岸終端把12寸海管輸送過來的天然氣接入中壓機進行LPG、輕油回收，并把商品天然氣銷售給下游用戶。

　　2.改造方案安全風險評估低壓天然氣改造方案最大的風險主要來自油田群中心樞紐平臺地面工藝部分，各分離器原設計放空的氣體排放至火炬系統，背壓為常壓。改造后氣體排放至12寸海管，存在背壓，因此需對分離器放空能力進行重新核算，保證應急情況下滿足壓力釋放要求。，在外輸壓力小于1.20MPa條件下各分離器壓力控制能滿足安全控制要求。加上改造后仍保留安全閥原有流程和功能，因此在異常情況下分離器能滿足緊急釋放要求，符合油田安全生產規范。為更好控制海管外輸壓力及各分離器的背壓，在下海管前的段塞流捕集器增加放空至火炬流程，通過壓力調節閥來控制段塞流捕集器的壓力。

　　同時還把段塞流捕集器的壓力安全閥設點調整至1.20MPa.當段塞流捕集器壓力超過1.20MPa時安全閥動作，這樣就達到了保護海管作用，確保分離器氣出口的背壓小于1.20MPa的要求。通過對分離器放空能力的校核和各種保護功能的增設，低壓天然氣通過12寸海管外輸的方案能滿足海上油田生產安全要求。