气液常温分离工艺在涩北一号气田的应用

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一,于1995年开始试采。试采期间气液分离采用井口注醇、站内节流降温的低温分离工艺。随着气田开发规模的不断扩大,地层能量衰减速度加快,导致压力急剧下降,仅靠低温分离工艺已不能适应气液分离要求,必须依靠外部脱水装置进行深度脱水,导致生产运行费用急剧增加。为解决该问题,通过技术改进和理论计算,提出了站内先加热后节流再脱水的常温分离工艺,并在2号集气站进行了现场试验。通过试验,取消了注醇工艺,简化了操作流程,彻底解决了由于甲醇泄漏带来的安全隐患,并使综合运行费用降低了38.8%,取得了很好的经济效益和社会效益。该工艺技术的成功应用,说明在气田开发中后期,当井口压力下降,采用节流膨胀制冷无法满足天然气外输要求时,气液分离采用常温分离工艺要优于低温分离工艺。

两种气液分离工艺的应用与比较——以涩北一号气田为例

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一,1995年投入试采以来一直采用传统低温分离工艺来进行气液分离。但随着气田开发规模的不断扩大与地层能量衰减速度的加快,井口压力急剧下降,低温分离工艺已不适应气液分离要求。针对开采压力降低后低温分离工艺的缺点,提出采用在站内先加热后节流的常温分离工艺,并将这一工艺与低温分离工艺进行了技术经济比较,得出常温分离工艺在气田开发中后期优于低温分离工艺的结论。