天然气烃水露点控制问题探讨

烃水露点为管输天然气的重要指标,其高低对管道输送有较大影响,因此如何控制露点在气田处理工艺中成为最主要的内容。目前,我国高压气田大多采用节流注醇控制烃水露点,但发现有些气田低温分离器入口温度偏离设计值加大,低温分离器出现堵塞以及外输干气存在反凝析现象、管道末站有液烃析出等问题。经研究得知:这些问题主要是换热器、低温分离器选型不合理以及外输干气烃露点控制要求存在不足造成的。对于上述问题,分别从工艺流程设计、低温分离器及换热器选型上提出解决方案。     

凝析气田开发后期处理厂工艺改进

凝析气田处理厂通过节流制冷脱水脱烃来控制天然气的露点,气田开采中后期由于压力逐年递减,导致外输气不能满足烃露点要求。通过HYSYS软件模拟计算和工艺比较,得出"JT阀前增压+丙烷制冷脱水脱烃工艺"可以满足气田中后期的外输气烃露点要求。     

雅克拉凝析气田地面集输与处理工艺技术

雅克拉凝析气田于2005年正式投入开发，建成处理量为260×10⁴m³/d的集气处理站。该站系统压力高、工艺简单可靠、压力等级确定合理、轻烃回收率高、适应性强、能耗低，自2005年11月一次投产成功后长期平稳运行，C³回收率已达95％，创造了巨大的经济效益和社会效益。为此，介绍了有关凝析气集输与处理工艺，其中处理装置应用的高压分子筛脱水工艺、直接换热工艺回收轻烃、多级闪蒸+精馏凝析油稳定工艺、凝析液烃梯级回收等工艺技术先进、成熟、可靠，具有参考应用价值。     

凝析气藏循环注气开发中后期重力分异特征

Y凝析气藏经多年注气开发后,气藏在不同产层剖面上呈现出不同的气油比变化和产出烃组分分异现象。利用井下取样方式取得最新的地层流体,通过相态实验,发现随着深度的加深,气油比逐渐增加,露点逐渐增大,凝析气相对分子质量逐渐增大等分异现象。通过干气-凝析气非平衡扩散实验,发现注入的干气并未马上与凝析气混为一相,试验压力为露点压力时,干气注入凝析气后呈现出上层干气、中层凝析气、下层凝油三种地层流体从上到下的分布现象,而实验压力大于露点压力时,呈现出上层干气、下层凝析气两种气体共存的现象。对长期注气开发、气窜等原因导致的重力分异现象有了清晰认识,对注气层位优选等开发方案调整具有重要意义。     

克拉气田某处理厂干气烃露点问题的探讨

克拉气田某处理厂采用三甘醇脱水工艺对原料气进行脱水处理,脱水后的干气水露点合格,但烃露点较高。由于天然气具有反凝析现象,随着干气在输送过程中压力的降低,会有液态烃析出,从而对管道、设备、下游用户造成不同程度的危害。为了达到合格的烃露点,避免液态烃的析出,根据我国国家标准对烃露点的不同规定,提出了烃露点控制的改进流程及两种烃露点的控制方案。使用HYSYS软件进行模拟比较,确定采用GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的控制要求,以保证处理厂至轮南首站的外输管线内无液态烃析出。同时,对气-气换热器和低温分离器进行初步选型,并提出了反凝析现象的控制措施。     

天然气相包线计算及其在烃露点控制领域的应用

天然气的相态特性参数是凝析气田开发、长输管网运营尤为关注的基础数据。基于立方形状态方程,建立了天然气临界参数、临界凝析压力、临界凝析温度,以及相包络曲线的计算方法。与天然气烃露点测试值的对比结果,验证了天然气相包络曲线计算方法的准确性。基于建立的计算方法,预测了满足不同烃露点指标要求的外输天然气相包络曲线,结果表明,在国内现行标准规定的烃露点指标下,天然气在长输管道上游交接点满足要求,不能规避其在中下游析出液烃的风险,不利于天然气输配系统的平稳高效运行;最后,建议以临界凝析温度为重要参考,明确量化天然气的烃露点指标要求。     

柯克亚凝析气藏注气前缘突破判断、调整及注气效果

柯克亚凝析气田西五一（3）凝析气藏循环注气先导试验区从1994年9月开始注气，至1999年8月结束，因所用注采井网多是利用现有老井组成，各单井注采井距、储层物性等方面都存在较大差异，各采气井气窜时间也不同。为提高循环注气的整体开发效果，如何判断注气前缘是否突破并对采气井进行调整显得尤为重要。在西五一（3）先导试验区注气实践中，通过对井口油压、气油比、井流物中C^＋₅的变化进行规律性总结，结合干气波及系数归纳出了4种方法，并对单井、井组气窜进行综合了判断。根据判断结果，进行注气量、采气量和井网调整，地层中的反凝析现象得到了明显改善，气油比上升减缓甚至下降。试验区注气期间累积采凝析油7.0183×10⁴t，凝析油采出程度达39.2%，比衰竭式开采的采收率21％提高了18.2个百分点，采收率得到了明显的提高。     

大涝坝天然气处理装置工艺改造研究

大涝坝天然气处理装置采用膨胀制冷工艺,其设计天然气日处理量为25×10^4m^3。自2005年投产以来,随着大涝坝凝析气田不断开发天然气的日处理逐渐增加至30×10^4m^3左右,超过了设计处理能力,装置处于超负荷运行,造成C3及C3＋收率降低;另外还存在大约每天10×10^4m^3未经过严格脱烃的天然气直接进入了外输管网,造成外输气烃露点无法保证以及C3＋资源未能充分回收。针对大涝坝天然气处理装置超负荷运行问题,在原有流程的基础上将分子筛脱水系统改造为四塔流程;制冷系统改造为副冷箱加双膨胀机流程,并进行了计算机模拟。结果表明：改造后装置的处理能力增加了15×10^4m^3/d,外输干气的烃露点下降了25℃,C3的收率增加了17.4%,C3＋收率增加11.8%;液化气产量增加了18.6t/d,稳定轻烃产量增加了2.6t/d。     

高温高压含水凝析气相态特征研究

通过独立设计的含水凝析气相态测试方法，研究了含水凝析气相态特征及气态水对凝析气体系相态特征的影响。在高温、高压地层条件下，凝析气中气态水含量随压力的降低急剧增大，当压力降至7.5 MPa时，气中的气态水含量高达539 m³／１０^４ｍ^３。气态水的存在使凝析气体系的露点压力降低了2.5 MPa。随着定容衰竭过程地层压力的降低，地层水以气态形式被蒸发而进入凝析气中的含量不断增加，由于水相的强极性，气态水不但使凝析气中重质烃更多地发生反凝析，也使凝析气中较轻烃类组分发生反凝析。虽然气态水的存在降低了凝析气体系的露点压力，但是一旦突破露点压力，气态水明显地增大了反凝析液量，加重了凝析油的损失。定容衰竭实验结果表明，富含气态水的凝析气样反凝析液量大于无水凝析气样，含气态水的凝析气中凝析液的采出程度低于不含水的情况，并随压力降低，两组样品的反凝析液量和凝析液采出程度的差别越来越大。     

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天然气偏差系数是气田和凝析气田开发中一项非常重要的基础数据，主要用于油气藏储量计算等油气藏工程、采气工程和地面工程中，近年来天然气偏差系数的测试越来越受到重视，但目前我国还没有建立天然气偏差系数的测定标准。针对干气、湿气和凝析气的特点，利用高压物性PVT分析仪，分别给出了干气、湿气和 凝析气偏差系数的实验测定方法，对于凝析气还考虑了露点压力以上和露点压力以下偏差系数实验测定方法的差别，同时给出了实验步骤。采用该方法对我国几个气田和凝析气田的天然气偏差系数进行了实验测试，并与四种常用计算方法的预测结果进行了比较，结果表明该测试方法用于干气较准确，误差在1％以内，用于凝析气误差较大，在7．02％以内，平均相对误差1．61％－1．98%，最大相对误差6．67％－7．02％，最小相对误差－0．04％－0．2％。这说明该方法是行之有效的。     

凝析油地下反蒸发的实验研究

针对一富凝析气藏,在有介质和无介质、保持压力和部分保持压力条件下进行了一系列注气实验。实验结果表明,注入气体与原始凝析气藏流体进行组分交换使凝析现象明显,注入干气不仅能在地下反蒸发凝析油中的中间烃类,而且也能有效蒸发C₂₀+以上的重烃。作者首次采用实际凝析气藏流体和岩心进行长岩心注气实验,研究凝析油地下反蒸发的情况,对富含凝析油气田开发方式的优选,具有实际的指导意义。     

输气管道内凝析液对流动参数的影响分析

在天然气的输送过程中，当天然气的水露点或烃露点高于管线埋设处的最低地温时就会有凝液析出。凝析液的存在不仅会增加通球扫线的次数，而且还会影响到管输效率。在有凝析液存在的气液混输管路中，凝液量、管径、流量、管线倾角等都会对压降产生影响。为此，利用HYSYS的流程模拟功能建立模型，分析了凝液量、含水率、管径、管线倾角、流量等因素对压降的影响；并以中原油田文柳线630管线为例进行了计算与分析，对比了凝析液存在与否对压降的影响，并计算得到了管线内的积液量。利用该方法可对管线的清管作业提供指导，并根据管线的运行情况给出合理的清管周期。     

雅克拉凝析气田高压脱水工艺的成功应用

雅克拉凝析气田位于新疆阿克苏境内，2005年11月29日建成投运的260×10⁴m³/d雅克拉集气处理站是目前中石化最大的高压凝析气处理装置。该站的高压分子筛脱水工艺为两塔流程，采用差压再生（吸附压力5.9 MPa、再生压力2.8 MPa）、再生气自动回收工艺技术，并采用时序控制程序自动切换，具有工艺简单可靠、自动化程度高、热能利用率高、脱水露点深度高、操作维护简单、投资较少、运行成本低等优点，自建成投产以来运行稳定，效果十分显著。该工艺装置的成功应用，对类似脱水装置设计、操作具有一定参考价值。     

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循环注气是提高凝析气藏开发效果及凝析油采收率的有效措施，而循环注气能否使已经存在于地层中的凝析油重新蒸发是人们普遍关注的问题。作者以柯克亚凝析气藏Ｘ４２—Ｘ５１层系为例，对循环注气开采过程中注入气对凝析油的再蒸发作用进行了数值模拟研究，并对Ｘ５１（３）循环注气试验区现场注气后的情况进行了具体分析，得出了凝析气藏循环注气可以使地层中的部分凝析油重新蒸发采出地面的结论。建议当地层压力低于露点压力时，采用保持压力循环注气开采，可提高凝析油的回收率。     

一种碳酸盐岩凝析气藏储量的计算方法

碳酸盐岩凝析气藏地层压力下降到露点压力以下时,凝析油在地层及井筒内析出,井口产气量、产油量与井底产气量、产油量之间存在差异,导致储量计算存在困难。通过经验公式拟合得到露点压力,当地层压力大于露点压力时,将井口产油折成气,按单相气求取凝析气储量,再通过气油比折算凝析油储量和干气储量;当地层压力小于露点压力时,地层出现多相流,分别计算干气储量和凝析油储量;实例对比分析表明,该方法的计算结果准确可靠。     

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凝析气藏循环注气开发注干气受气源及天然气价格因素影响较大；注氮气则可以节省宝贵的天然气资源，但会引起凝析气藏露点压力升高而造成一定量的凝析油损失。文章以实际凝析气藏为例，提出干气—氮气交替注入方法开发凝析气藏的方法，可发挥干气对析出凝析油的反蒸发作用，而将氮气作为一种单纯的驱替介质，减小因氮气与凝析气接触后导致露点压力升高而引起的凝析油损失。文章还利用数值模拟方法研究注气时机、储层非均质、段塞尺寸等因素对开发效果的影响，结果表明利用干气—氮气交替注入开发凝析气藏，其凝析油采收率分别比枯竭式和注氮气高31.8%和2.8%，同时可以减少50%的干气回注量，极大地提高了凝析气藏开发的经济效益。     

多孔介质对凝析气露点的影响讨论

关于多孔介质对凝析气露点的影响 ,不同学者实验研究得出的结论各不相同 ,有的结论甚至相反 ,但目前还没有一种理论能较好地解释这种矛盾现象。文中建立了一种考虑多孔介质毛管压力和吸附作用影响的露点压力计算理论模型 ,针对实验室和实际地层两种条件进行了计算和分析 ,说明了造成实验结果差异的原因 ,并阐述了地层条件下多孔介质对凝析气露点的影响趋势。     

大港油田深层凝析油气藏配套开采技术

深层凝析气藏的开发与一般油藏或纯气藏不同 ,如何配套开采技术来提高凝析油气藏油、气采收率是所有凝析油气藏的重点工作 ,通过对大张坨凝析气田、大港板桥凝析气田、千米桥潜山凝析气藏开发采用的开采工艺实例介绍 ,重点论述了大张坨凝析气田的循环注气工艺以及板桥凝析气田小泵深抽技术和千米桥潜山凝析气藏的酸压改造、防腐防垢技术及在高温深井排水采气工艺上的一些探索和试验 ,从而为国内深层凝析气藏的开发提供了有益的探索。