储气库建设脱烃装置必要性判定方法研究.pdf

18第 26卷 2023年第 5 期四川化工0 引言储气库储层里面含有原始地层水、残余的原油、凝析油和注入水等物质。在采气期，重烃类物质会随着天然气一并采出在地面设备或管道大量聚集，其主要成分为 C5+烃类的混合物。如果凝析油在地面设备或管道大量聚集，会造成外输气质量不达标、管道积液、压缩机水击、三甘醇污染等，而建设脱烃装置可以有效解决上述问题。此外，储气库建成之后，随着注气压力的增大，地层内的一部分凝析油会再次蒸发，液态凝析油因气体溶解于其中而流动性增强，最终会随着采气过程被带出地层和井筒。因此，需要建设脱烃装置来处理采气中带出的凝析油。但建设脱烃装置存在设计难度加大、投资费用增加、占地面积扩大、能耗上升、运行成本增加等一系列的问题，盲目建设会造成资源的巨大浪费。目前国内已建成的储气库，对于是否建立脱烃装置没有相应的建设标准和判定准则，因此，研究储气库建设中是否需要建设脱烃装置具有重要的现实意义。1 脱烃装置建设必要性的影响研究1 1 油气藏类型对脱烃装置建设必要性的影响 研究目前储气库建设的选址主要为枯竭油气藏，主要分为油藏、气藏和凝析气藏三大类，其中气藏又分为干气藏和湿气藏，盐穴和含水层作为库址的比较少。油气藏类型决定了储层内剩余油和地层水的含量，也决定了储气库建设的设计思路和配套的生产装置。枯竭油藏内的流体主要为注入水、聚合物和残余油，不含气体组分。当储气库在采气期时，大量的原油将随着天然气一并带出，尤其是注水开发时低孔低渗储层内的滞留原油，在采气过程中会因为天然气的驱动而流动，从而增大产油量。因此，该类型枯竭油藏改建储气库必须建设脱烃装置。干气藏和湿气藏储层内的流体及组分见表 1。干气藏由于 C5 以上烃类物含量很少，且储气库注入气均为干气，少量的重烃组分将重新进入不饱和的天然气中，在地面不会形成凝结，故干气藏生产与应用储气库建设脱烃装置必要性判定方法研究王旅丽 魏晓彤（濮阳石油化工职业技术学院，河南濮阳，457000）摘 要：储气库建设过程中是否需要建设脱烃装置，国内外一直没有相应的判定标准。通过研究影响储气库脱烃装置建设的油气藏类型、开采方式、烃露点、分离效率和建设成本五种因 素，分析每种因素中影响设计的主要考量，提出储气库建设脱烃装置必要性的量化评价判定标准，并以 W 储气库为例检验判定标准的现场应用情况，其结果得到了地质人员和设计人员的共同认可，为设计提供了参考依据。关键词：储气库；脱烃装置；建设必要性；影响研究；判定标准；现场应用通讯作者：王旅丽，硕士、助教，主要从事油气储运及石油天然气地质研究，邮箱：290535021 qq com19储气库建设脱烃装置必要性判定方法研究第 5 期不需要考虑脱烃问题。表 1 不同气藏储层内的流体及组分气藏类型储层流体C5 以上烃类物 含量mL m-3凝析油含量 g m-3干气藏气态，无凝析油 100湿气藏气态，无凝析油 10 50凝析气藏按含烃量不同分为低、中、高、特高四种类型。部分凝析气藏开发初期主要为注气开发凝析油，后期改为储气库，如大张坨储气库、大涝坝储气库等；大部分凝析气藏采用衰竭式开发，达到废弃压力后改造为储气库，如白 9储气库、板南储气库。凝析气藏因为存在反凝析作用，开发方式比较特殊，不同的开发阶段开展注气对凝析油的采收率影响较大。目前再建的枯竭气藏型储气库，地层压力都已达到废弃压力，储层内油气水的赋存状态同开发初期和注气开发期相比已经完全不同，由于砂岩气田岩石的高比表面，在表面张力和毛细管力的作用下，凝析油赋存于砂岩气田岩石的小孔隙和孔隙相连的喉道处，造成凝析油无法采出。国内多家研究机构开展了凝析油注干气抽提试验。汤勇等1利用 PVT 筒试验模拟发现，注入气对地层凝析油有较强的蒸发和抽提作用，前两个周期作用最显著，且注气压力越高越有利于凝析油的蒸发和抽提，多周期注采能有效提高凝析油采出程度和增加库容。陈雷等2利用全观测无汞高温高压多功能地层流体分析仪和长岩心驱替对柯克亚凝析气田开展试验，得出相同的结论，且指出衰竭式开发凝析油采出程度仅为 17 5，重新注气后采出程度仅提升 3。这些试验得出的结论意味着，如果是采用衰竭式开发的凝析气田改建储气库，因为凝析油增产极其有限，是没必要建设脱烃装置的。12 烃露点对脱烃装置建设必要性的影响研究天然气的烃露点不达标，会造成输送管线积液、影响外输气热值等危害，输气管道工程设计规范 （GB 502512015）规定：在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气中应不存在液态水和液态烃；进入输气管道的气体烃露点应低于输送条件下最低环境温度。上述标准对外输天然气的产品质量提出了要求，同时也是储气库工程设计中确定天然气烃露点及脱烃工艺方案的依据。13 凝析气藏开发方式（即不同露点压力）对脱 烃装置建设必要性的影响研究凝析气田在地层压力降低到临界凝析压力之后，储层中的气体开始出现凝结现象，即反凝析现象。凝析气田开发方式有衰竭式开发、保压开发和部分保压开发三种。国内外采取衰竭式开发的凝析气田，凝析油的采收率一般在 1560之间，表明还有大量的凝析油滞留于储层之中。当凝析气藏地层压力接近露点压力时，开始循环注气开发（即保压开发），凝析油采收率可以达到85以上。部分保压开发凝析油的采收率介于衰竭式开发和保压式开发之间。不同的开发方式会造成储层内剩余流体的数量与组分以及储层的相渗透率不同，但只要地层压力露点压力，则宜考虑增建脱烃装置。14 分离效率对脱烃装置建设必要性的影响研究储气库的分离设备一般为卧式重力分离器+过滤分离器。饱和气体在降温或加压过程中，一部分可凝气体组分会形成小液滴随气体一起流动，重力分离器是利用气液比重的不同，在一个突然扩大的容器中流体流速降低且主流体转向的过程中，气相中细微的液滴下沉而与气体分离。影响重力分离器分离能力的参数有入口气体流速、分离器内径等，这些参数可换算为分离器的日处理量。分离效率的高低主要取决于气体的流速，当气体流速超过一定值后，分离效率会急剧下降。一般根据日采气量与分离器日处理气量来判断分离器处理效果的好坏，当日产气小于日处理气量时，判定气质处理效果为合格。储气库中的天然气在采出过程中，由于气体流量较高，常会混杂地层水、凝析油等副产物，这些流体经地面流程输送至分离器，地层水及大多数凝析油可从天然气中分离出来。若分离器的最大日处理量大于最大产气量则无需建设脱烃装置，否则储气库应考虑增建脱烃装置。15 建设成本对脱烃装置建设必要性的影响研究脱烃装置工艺流程复杂、操作难度大、设备价格昂贵，增加设备必然增加投资费用，造成内部20第 26卷 2023年第 5 期四川化工收益率降低。对于储气库，回收凝析油的价值要大于脱烃装置的建设成本加上其运维成本，才有建设脱烃装置的必要。储气库目前要求为 50 a 的安全运行期，如投入产出比，即（工程建设费用+运维费用 50）剩余可采凝析油储量的总价 值 1，则无投资价值，如储气库能满足输送气质要求，建议选择投资较少的设计方案，不用增建脱烃装置。2 储气库脱烃装置建设判定标准综合上述脱烃装置建设必要性的影响因素研究与分析，储气库脱烃装置建设判定标准如表 2。表 2 储气库脱烃装置建设判定标准影响因素判定标准结论油气藏类型油藏宜建设脱烃装置干气藏无需建设脱烃装置凝析气藏无需建设脱烃装置烃露点高于最低环境温度宜建设脱烃装置露点压力地层压力露点压力宜建设脱烃装置分离效率采出量处理量无需建设脱烃装置建设成本投入产出比 1宜建设脱烃装置3 判定标准的现场应用以 Z 油田 W 储气库为例分析建设脱烃装置的必要性。31 气藏气质特征W 储气库主要含气层位为沙三段中 45 砂组，气层埋深 3 0403 221 m，甲烷含量均在8085之间，乙烷含量 4 72，气体密度在670 kgm3左右，凝析油含量一般在 180 gm3，属于中含凝析油凝析气藏。32 气藏烃露点计算W 储气库按预计原始气藏气与总垫底气比例为 2 412 37 进行拟合处理，气体组分采用气藏生产时的取样化验结果及管道气的取样化验结果，模拟计算结果如表 3 所示。表 3 模拟计算结果项目原始气藏气总垫底气混合后气体温度 404040压力MPa101010流量m3h-12 412 374 78水露点 40-1040（按饱和水）烃露点 28 020 0-63 380 0-0 276 3通过工艺拟合，经过计算得到该储气库的烃露点为-0 276 3，而该地区的最低环境温度为 0，烃露点低于最低环境温度，无需单独设置脱烃装置，但可在采气装置设计中适当增加分离器的尺寸，以将重烃类物质进行分离或净化，避免重烃类物质污染三甘醇脱水。33 露点压力计算W 储气库气藏试油测压及 RFT 测试资料表明，该区原始地层压力为 53 2554 44 MPa，压力系数 1 721 76，平均压力系数 1 74，为异常高压系统，目前气藏平均地层压力为 6 30 MPa。据气体组分、天然气地质储量和凝析油地质储量，利用 pipesim 软件计算出地层温度为 110 时气藏露点压力为 12 10 MPa，气藏停产前平均地层压力仅为 6 98 MPa，已远低于气藏露点压力，也就意味着储层中已发生反凝析现象并残余大量的凝析油。34 分离效率计算气井的合理采气量主要以建立的产能方程为基础，结合气井管流方程联立，进而确定气井的合理采气量，也就是 IPR 与 OPR 曲线交汇方法确定气井合理采气量。在高压条件下，即高井底流压时，气井的最大产量取决于气井冲蚀流量，随着井底压力的降低，气井的最大产量取决于气井的产能。据 W 储气库运行参数设计，运行期间地层压力在 15 747 0 MPa 之间变化，按照 62 mm油管评价，经计算，采气期间单井的采气能力为（7 5547 64）104 m3d，小于对应临界冲蚀流量（39 6068 53）104 m3d，高于对应临界携液流量（7 2724 76）104 m3d，据 W 储气库气藏 IPR 曲线-冲蚀流量，气井处于合理采气区间。气库日采气能力在（84 40445 04）104 m3d，2 台 重 力 分 离 器（气 体）处 理 量 为2250104 m3d，过 滤 分 离 器 处 理 量 500 104 m3d，均超出气库最大采气量。35 投入产出比计算截至气藏废弃停采时，凝析油地质储量 242 7 kt，累 计 采 出 54 8 kt，地 质 采 出 程 度21储气库建设脱烃装置必要性判定方法研究第 5 期22 5，采收率符合凝析气藏衰竭式开发规律。按陈雷等2的试验结果，低于露点压力后注气开采采收率仅可提高 3左右，即可生产凝析油 7 3 kt，产值约 2 000 万元。据分离器的分离效率可知，凝析油 98以上已通过卧式分离器和过滤分离器分离出来，经过脱烃设备的重烃已剩余很少。而据 W 储气库地面条件，依托已建脱烃装置，改造工程费约需 200 万元，运行中丙烷压缩机电费、制冷剂费用、润滑油和人工成本测算为 101 3 万元a，计算得投入产出比为 2 631，不具备投资价值。36 结果判定据判定标准，Z 油田 W 储气库建设脱烃装置必要性的综合判定结果如表 4 所示。表 4 Z 油田 W 储气库建设脱烃装置必要性的综合判定结果影响因素需建设脱烃装置的判定标准计算结果是否建设 脱烃装置油气藏类型油藏中含凝析油凝析气藏否烃露点高于最低环境 温度（0）-0 276 3 否露点压力地层压力 露点压力地层压力 露点压力否分离效率采出量 处理量采出量 处理量否投入产出比 12 63否Research on the Method of Determining the Necessity of Dehydrocarbon Device Construction WANG Lvli，WEI Xiaotong（Puyang Petrochemical Vocational and Technical College，Puyang 457000，Henan，China）Abstract：There has been no corresponding judgment standard at home and abroad for whether a hydrocarbon removal device needs to be built during the construction process of gas storage By studying the five factors that affect the construction of hydrocarbon removal devices in gas storage，including oil and gas reservoir types，mining methods，hydrocarbon dew points，separation efficiency，and construction costs，the main considerations affecting the design of each factor are analyzed A quantitative evaluation and judgment standard for the necessity of constructing hydrocarbon removal devices in gas storage is proposed，and the on-site application of the judgment standard is tested using W gas storage as an example The results are jointly recognized by geologists and designers Provide a reference basis for designKey words：gas storage；dehydrocarbon unit；necessity of construction；impact research；judgment criteria；on site application通过比较可得，W 储气库不需要建设脱烃装置，该结果得到了地质人员和设计人员的共同认可，最终决定不再建脱烃装置，节约了大量的投资成本和人工工时，同时也减少了直接作业工作量，降低了施工安全风险。4 结论通过研究影响储气库脱烃装置建设设计的油气藏类型、开采方式、烃露点、分离效率和建设成本五种因素，分析每种因素中影响设计的主要考量，提出储气库建设脱烃装置必要性的量化评价判定标准，并以 W 储气库为例检验判定标准的现场应用情况，其结果得到地质人员和设计人员的共同认可，为设计提供了参考依据。参考文献1 汤勇，龙科吉，王皆明，等 凝析气藏型储气库多周期注采过程中流体相态变化特征J 石油勘探与开发，2021，48（2）：337-3462 陈雷，罗辑，饶华文，等 凝析气藏开发中后期注气提高采收率J 新疆石油地质，2019，40（1）：98-102