提高MH气田整体开发效益地面工艺优化探讨

东静波 滕卫卫 汪涵 曲鹏

新疆油田公司

MH 气田位于准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带上，构造体系复杂，具有断裂解释多解性强和边、底水活跃等特点。采用井口高压集气、气液混输，集气站加热节流、轮井计量，以及处理站集中处理工艺。

MH气田现有集气站2座、处理站1座（图1），设计集气规模300×104m3/d，天然气处理能力300×104m3/d，凝析油处理能力200 t/d，属于高产、高丰度、中深层的中型气藏。随着开采时间延长，单井含水率上升，压力下降，已建集输系统适应性变差，严重影响气田平稳运行。

图1 气田平面布局Fig.1 Flat layout of the gas field

1 生产工艺现状

1.1 气田集输工艺

气田集输采用井口高压集气、集气站集中加热节流、轮井计量、气液混输工艺[1]（图2）。集输管线设计压力为10.0MPa，目前运行压力为7.5～9MPa。

图2 集输工艺流程Fig.2 Gas gathering and transportation process

1.2 天然气处理工艺

集气站来原料气（7.5～9.0 MPa、20～25 ℃）先进入段塞流捕集器，分离后的天然气进生产分离器分离出游离的烃、水，由生产分离器分离出的天然气通过注醇物化器注入乙二醇后进气气换热器壳程，与低温天然气换热到-2～0 ℃。然后通过注醇雾化器再次注入乙二醇，经J-T阀节流制冷（4.0～6.4 MPa，-13～-15 ℃），进低温分离器分离出温降析出的凝液，分离后的天然气进气气换热器管程与原料天然气换热，温度升至7～9 ℃后，进凝析油换热器换热后计量外输（图3）。

图3 天然气处理工艺流程Fig.3 Natural gas processing process

1.3 凝析油处理工艺

凝析油采用二级闪蒸+稳定塔加热稳定工艺，段塞流捕集器分离出的液相与生产分离器分离出的液相混合后进入一级闪蒸分离器进行气液分离，分离出的凝析油进凝析油闪蒸换热器的壳程换热(40～50 ℃)，然后进入二级闪蒸分离器进行油、气、水三相降压分离，分离出的凝析油减压后进凝析油稳定塔进行稳定。低温分离器分离出的凝液进导热油换热器加热（25～30 ℃）后进液烃分离器进行油、气、水三相分离，分离出的凝析油去凝析油稳定塔进行稳定。凝析油稳定塔塔底重沸器出口的稳定凝析油进入凝析油闪蒸换热器的管程，与一级闪蒸分离器来的未稳定凝析油换热（80～100 ℃），再进油气换热器的管程换热（25～35 ℃）后进稳定凝析油储罐储存（图4）。

图4 凝析油稳定工艺流程Fig.4 Condensate oil stabilization process

2 气田开发后期产量预测

依据《MH 气田产量预测》（表1），气田产量150×104m3/d，可稳产至2026年，后续几年产量逐渐降低至100×104m3/d，因此气量是有保障的。

表1 MH气田产量预测Tab.1 MH Gas Field production forecast

3 高附加值产品用途分析

天然气中所含C2+烃类组分经回收后，可以分离得到乙烷、液化石油气和稳定轻烃产品。其中，乙烷主要用于裂解制乙烯，乙烯下游产品包括聚乙烯、乙二醇、苯乙烯和环氧乙烷等；液化石油气除用于裂解制乙烯外，还可进一步分离得丙烷、丁烷，并可用于合成丙烯等产品；稳定轻烃除用于裂解制乙烯外，还可以进一步分离得到溶剂油或芳构化制芳烃等（图5），都是宝贵的化工原料。

图5 天然气凝液回收产品价值链Fig.5 Value chain of natural gas condensate recovery product

4 天然气集输处理系统改造思路

依据《MH 气田产量预测》及气质组分分析（表2），MH 气田开发过程中，天然气中C3+以上组分呈上升趋势，采用J-T阀节流处理工艺，受制冷温度限制，轻烃收率低，未实现气田开发效益最大化，因此有必要对处理系统进行深冷工艺改造。依据MH气田产量预测，新建一套规模为150×104m3/d的深冷LPG回收装置，采用分子筛脱水，膨胀机制冷深冷处理工艺（图6），回收井区产气中的C3+以上组分，提高轻烃等高附加值产品收率和气田开发综合效益[2-8]。

图6 天然气处理系统改造后工艺流程Fig.6 Process flow of natural gas processing system after transformation

表2 MH气田气质组分分析Tab.2 Analysis of the gas components in MH Gas Field 摩尔分数/%

4.1 集气系统改造

结合MH气田现有工艺及产量预测，充分考虑利用底层能量，节约工程投资，待气井压力较低时，在1号集气站新建120×104m3/d增压装置1套，对中、低压气井产气进行集中增压，高压集输至处理站处理。

4.2 处理系统改造

天然气进入生产分离器进行油、气、水分离，气相直接进分子筛脱水装置后进入深冷LPG回收装置；生产分离器油相进入一级闪蒸分离器，一级闪蒸分离器闪蒸出的气相进入中压天然气压缩机增压，油相进入二级闪蒸分离器；二级闪蒸分离器闪蒸出的气相进入中压天然气压缩机增压；经过凝液回收后，干气由膨胀压缩机压缩复增压至4.0～4.5 MPa后外输[9-10]。J-T阀节流处理工艺作为备用流程，深冷LPG装置出现故障时切换至浅冷工艺运行。

5 结束语

MH 气田集输系统采用集中增压，能够有效降低工程投资，确保中、低压气井正常生产，提高天然气采收率，预计可累计多采天然气25×108m3；采用分子筛脱水、膨胀机制冷深冷处理工艺，对处理系统进行深冷工艺改造，可实现C2+以上组分充分回收，C2收率不低于95%，C3收率不低于99%，C4收率不低于99%，预计可新增乙烷产量1.5×104t/a，新增液化气产量1.3×104t/a，新增稳定轻烃2 500 t/a，能有效提高工艺技术适应性、轻烃等高附加值产品收率和气田开发综合效益[11]。