低压天然气的开采、利用及前景

3国外油田工程第20卷第12期( 2004.12)低压天然气的开采、利用及前景翻译:高蓉吕拴录董保胜B. H. Pe3yHeHKo u op.(中国石油天然气集团公司管材研究所)校对:李发荣(大庆油田工程有限公司)摘要西西伯利亚 北部油田在向输送干天然气的利用条件变得非常复杂,而且开采成本升线供气时已达到最大的经济界限,而其剩余高。天然气的开采及其向输送干线的供应在经济效天然气储量的预测量仍然相当巨大,为提高益上都变得很低,由此出现了低压天然气的开采和储藏中碳氢化合物的开采程度,解决低压天利用问题。然气开采和利用问题具有重要的意义。问题，这个问题首先在全俄天然气研究院和前苏联科的关键是在低压天然气开采地区创建其有效学院C9I CO的著作中被明确提出2。利用的开采工艺。对于西西伯利亚的塞诺曼天然气气藏,从向输主题词低压天然气开采利用西送干线供气的可能性和经济合理性出发,目前其可西伯利亚预测的最终供气率不会超过90% ~ 92%。这种情况下,气藏中可能还残留着大量的天然气储量,被前苏联天然气工业发展的第一阶段一直延续到开采的4个油气田一MerBexbe、 BararypoBc20世纪70年代,这一阶段与分布于工业发达和农roe、ypeHroickoe 和SHM6yprckoe油气田的塞诺曼业基础较好地区的HIoBonKb、乌克兰和北高加索矿藏中残留的天然气储量就超过15000 x 10*m。等相对较小油气田(与现代的油气田规模相比较如果不考虑迅速增长的开采和运输费用,这些储量而言)的开发紧密相关。对此阶段, -本专著曾的一半以上在目前的开采工艺下都能够从储层中被多次提到天然气田的合理利用范围和最低油层压力开采出来。总之, SIMaro-HereukHi自治区仅探明问题。最低油层压力是指在达到该压力后所进行的油气田中的剩余天然气储量就达40000 x 10* ~开采从经济角度上讲都是无效益的，即报废压50000 x10*m'。所以,如何经济地开采和利用剩余力。但对于欧洲的部分油气田,实现天然气的天然气储量的问题具有广泛的意义。还应指出这一开采和利用能够达到非常低的井口压力一直至几问题的社会意义:延长这些主要油气田的生命周期个大气压。同时,在向输送干线供气效率很低的情可以保证在那些专为开采而建设的城市里继续有人况下,所开采的天然气只能供应给当地的消费者。居住。还应该指出,在很低的油层压力和井口压力下,这目前, MerBexbe和BrrarrypoBcroe油气田更些油气田的天然气储量和开采量都比较低。接近低压天然气的开采期,这两个油气田的油层压从20世纪70年代至今,俄罗斯天然气工业的力都降到2 ~ 3MPa。将来像Yperoicroe和发展一直与西西伯利亚北部大型天然气田HM6yprckoe这样的油气田也将面临着低压天然气Menbekbe、YpeHroicroe 和SIM6yprckoe 油气田的的开采和其工艺创建的问题。开发和开采密切相关。建设了强有力的天然气运输但是,直到今天还没有关于低压天然气这个概系统(统一的天然气供应系统)以向俄罗斯的欧念的确切且被普遍接受的定义。以经济标准为基洲部分、独联体国家和西欧供应天然气。天然气工础,低压天然气是指由于很低的油层和井口压力使业发展该阶段的显著特点:基础油气田位置偏远，天然 气的开采和后期输送变得不经济的天然气。但当地天然气的消费需求呈现相对较小的增长趋势目前采用这一经济标准有难度 ,因为天然气的价格(尽管天然气开采地区的工业基础在进一 步发展)。与其他任何一种燃料源相比都较低且由政府机构调目前，已经对AMaro-Hereknit自治区主要的控，而且在将来很长时间内都具有不确定性。很明塞诺曼天然气藏在很大程度上进行了开采。这些气显,在确定天然气的合理开采范围时必须考虑到油高蓉:低压天然气的开采、利用及前景在确定停止向输送干线供气的时间时,应该考油气田为例。在近25 ~30年内,将要确定这些油虑到在油气田采用的天然气开采和预处理工艺及设气田低压天然气的储量和开采水平。预测将以研究备安装系统,还要考虑到低压天然气利用的规划工及其外延到设计预算范围外的设计指数为基础。艺。在秋明地区北部主要的塞诺曼油气田基本上都近10年来在BsrHranypoBckoe和MeBexbe油采用两级天然气压缩系统IKC。最初的设计压缩气田已经开始进行低压天然气的开采,根据预算等级为1.44,目前没有规划在开发后期建设第三2010年以后,其年开采量可达到50x10°~70 x级的IKC。文献3中根据能量特性对天然气储量10*m3 ,也就是说可达到OAO" ranpoM” 公司天进行了分类,根据该文献中所推荐的分类,低压天然气年开采总量的10%以上。应该指出,根据已然气是指在输气干线的公称压力为7.5MPa条件下经完成的评估, Ilm6yprckoe 油气田的低压天然气.向其供气时要求使用超过两级的IKC、压缩等级开采将比Yperroicroe 油气田早。与Ypeuroicroe为1.44的天然气。这与IKC入口处的压力油气田相比, SIM6yprckoe 油气田开采天然气的速3.6MPa及中等油层压力约5MPa相匹配。度更快。到2030年,HITP地区塞诺曼气区的低该文献评估秋明省Hanbim-Ilyp-Ta3oBCKui地压天然气可达到其总的可开采量,这些气区的岩层区( HIITP )的低压塞诺曼天然气储量约为75000天然气中甲烷的含量超过98%。x10*m',其中包括供当地需求使用的2000 x目前,在世界范围内包括俄罗斯的天然气开采108 m。活动中有各种不同的低压天然气的利用工艺,包括应该指出,根据文献[3]中所推荐的分类，在发电、化学合成(主要针对油田中含重成分的伴主要的塞诺曼气藏正在进行低压天然气的开采。对生天然气)甲醇的生产等。但是,现有的工艺主于低压天然气的开采和利用还没有成熟的技术办法要用于距离用户较近、规模相对较小的油气田。和工艺,同时与计划开采的新的、复杂的、偏远矿在距离消费中心较远的西西伯利亚油气田，塞区相比,其开采成本还比较低,尽管在不远的将来诺曼气区大量的低压甲烷气的利用问题在性质上要成本将迅速增长。复杂得多,所涉及的范围也更广。目前,还没有适目前,已经在使用或计划采用压缩等级为1.7合这种大规模低压天然气利用的有效工艺。和2.2的IKC增压器混合流通部分，以后还要研与此相关,对在油气田开采之前实行工艺的可制压缩等级达到3的设备。根据ECr入口的位置能性进行了研究,这样可以避免在当地使用低压天和输气干线的运行机制,进气压力能够达到4 (或然气的必要性。以MerBexbe油气田为例,设计的更低)至7MPa(甚至更高)。所以, IKC入口处开采指数作为今后计算的基础\，这不止一次地由能保证向输气干线供气的压力,在两级压缩系统条设计压力预算和开采实践加以确认,对于西西伯利件下,实际上可低于评价低压天然气储量时所采用亚油气田的塞诺曼浮游气藏，每年在开采后期进入的压力。气藏的岩层水量基本上是由断面上气体饱和部分和为了评估HITP地区低压天然气的储量和开含水部分之间的压力差决定的,实际上是稳定的且采量,制定了更加严格的标准。将天然气划分为低很少依赖于目前的年开采量。所以,如果目前的年:压天然气的界线标准带有- -定的条件性,通常采用开采量能够完全由进入气藏的水量进行平衡的话矿区的中等油层压力2MPa或更低。在这种情况则在气藏的气体饱和部分的实际年开采量将会得到下,气井分布区的油层压力不超过1.5~ 1.7MPa,稳定的油层压力的支持。开采前的这种机制可以支井口处的压力不超过1.2~1.4MPa。在这样的井口持相当长的一个时期,目前水进入气藏的条件没有压力和压缩等级为1.44和2.2的两级JIKC条件发生变化。满足该原则的年开采量可以称为”平下,在干线运输系统入口处的压力约为4MPa。对衡开采量”. ,而推荐的开采前的机制则应称为”能于塞诺曼气藏，考虑到水的进入，在油层压力为源保护型机制” (不应与IO. II. Koporaeboit提出的2MPa的条件下,岩层中剩余天然气储量将接近初“能源保护产量”相混淆)。以上述前提为基础所始储量的10% , 这符合上述的在完成向输气干线完成的评价预算表明,向开采量平衡机制的过渡要供气的工业利用后所作的供气评价。求根据其完成的时间将设计可采量降低至%~ %。38国外油田工程第20卷第12期( 2004.12)腐蚀性及其输送条件, 安全运行10年的期限,推荐ncrBo. - 1998. -No7 ,-C.43-45.列在表1的管材选择方案。在有多种管材方案的情4 CocroHHe okpykanouuert cpetbI H upupOIHbIx pecypcoB B况下,必须根据技术经济指标的计算结果加以HHKHBAPTOBCKOM paioHe// AHaJHTHHeCKHR 0630p.选择。2000. - Bbm.4. - 103c.5 CHTeHKOB B. T. ,IlepeBo3ueHKO B. M. ,OcrtnoB E. r. yuer参考文献HepaBHOMepHoi poCalKH OCHOBaHHi pH CrpOIT/IbCTBe1 Oco6eHHoCI skcluryaralpr CKBaKH1 c ALH Ha IIo3ruHenCTEKIOIHNACTHKOBBIXTpy6onpoBoIoB//HeqpraHoeCraJmm pa3pa60TKH CaMoTIOpCKOrO MecropoKIneHus/M. B.xO3nicTBO. - 2001. -No6. -C. 66-67.TeHepaoB , B. H. HoHINH I0. B. 3eirmaH M. K. PorayeB//6 TeroeBa T. B. OCHOBHbIe HHutst paspa6oTKHHeqpraHoe XO3iCrBo. - 2001. -No10. -C.72 -73.TEXHOIOTHIPOH3BOICTBaTpy6，CTOfKHXnpoTHB2 TepcneKTHBbI HCInO/Lb3OBaH8 6HMeTaJuHHeCKHX Tpy6 HaKOPO3HH. MarepHarbi KoHOepeHIut IPOH3BOICTBO TPy6poMbICIOBbIX Hepreraorpoporax 3anarHoi Cu61pw/H. H.HepTHHorO coprameHta IoBbIlHi 9KcnuIyaTalnoHHOiPepopMaTCKaR ,B. B. 3aBBHJIOB ,H. r. PomuoHoBa H p.//HaneKHocTn". - Bonkckuin :BHHM 1997. -C.8- 10.3awura erauoB. -2000. -T.36. -No1 , -C.51 -57.OcHOBHbIC HaIpaBJeHHa pa6or Io 6opb6e C KoP03HeN资料来源于俄罗斯《HeprHoe XosaniCrBo》2003 年3月HeprenpOMbICJoBorO o6opyIoaHux/P. L. TareeB ,II. φ.(收稿日期2004-07 -20)TaxayTAHHOB ,A. φ. MaraHMoB H IP. //HeqrHoe X031(上接第33页)✧为了保证在停止向输气干线供气后能够最大算的基础上进行确定。在这种情况下, 天然气开采程度地开采出剩余的天然气储量,必须给予开采者量的降低,或许要求减少目前天然气井的数量,目优惠的税收政策。的是保护不必要的产量和流量,保证将积聚水和岩<>必须针对西西伯利亚气田开采和利用低压天层水排出,并保证可开采的温度范围。甚至要求对然气剩余储量的工艺和方法,制定跨行业政府开采进行有效的控制和调整,包括对所选择的对象计划。按照面积和尺寸进行重新分配。然而,对于解决类似的问题,在天然气工业中已积累了大量的经验,YpHHcOoH I. C ,TBuuwup M. C ,Xou M. M. KroHOMIKa而且其工艺解决办法不会引起任何的疑虑。应该指papa6oma1 ra3OBLDX Mecropoxrennt. -M Henrpa J973. -304c.出,采用推荐的开采前工艺,在开采当地利用低压2 IprueHko A. H. Jo6poBOIbCKI r. II. JepeulllBe IO.天然气,可能是非常有吸引力的,可以保证稳定的A. H up. Bo3MOKHble HanpaB/eHna HCIO/Ib3OBaHHA HH3K开采和压力水平。oHaopHoro raa// To3oBan HIpoMIIuIeHOCTrb. - 1988.将来甚至不能排除采用向气藏的含水部分注水No.3. -C.51 -53.或非烃类气体的途径来保证岩层压力,其间可以利3 Tep-CapKIcoB P. M. ,Amypckni r. H. ,CrenaHoB H. r.用已开发井的闲置资源。目前,全俄天然气研究院Kraccnupruau 1I3B/ICKaCMbIX oCTaTOuHbIx 3anacoB rasa//To3OBaR mpomiuetocrnb. - 2000. -No.12. -C.32 -33.正在P. M. Tep-CapKucoB的领导下,对在塞诺曼气TloIoK B. r. ,Tep-CapKHcoB P. M. ,HnkomaeB B. A.区的开采后期注入氮气以提高天然气的最终开采水PaccoxHH C. r. BbrrecHeHue 3emreHHoro rasa a3OTOM H3平进行设计前的可行性研究工作4]。o6BOHBero IIacra//To30Ba IPOMIIHOCTrb.-在上述基础上可以得出以下结论:2000. -No.12. -C.33-35.<在制定西西伯利亚大型气田开采后期的设计和调整原则时,应该从根本上考虑如何完全地从气资料来源于俄罗斯《TasoBan IlMIluHHocr》2002 年5月藏中开采出碳氢化合物。(收稿日期2004-05 -20) .