潜山气田天然气高效处理系统的制作方法

1.本发明涉及海上潜山气田开发装置技术领域，尤其涉及一种潜山气田天然气高效处理系统。


背景技术：

2.潜山气田的主要地质特征在于埋藏深、低孔低渗，其开发模式往往伴随高压、高气量的回注气需求，往往具体有以下特点：1、采气井与注气井需要定期切换功能；2、注气结束后各井压力衰减，外输难度大；3、回注气要求在井口注入条件下不含液滴；4、回注气温度不宜过低，一般在40℃左右。
3.在相关技术中，一般将井口平台的井流物集中输送到中心平台取进行分离、脱水处理，干气增压后返回井口平台，与井口井流物换热升温后再用于回注；生产后期压力下降后，井口平台与中心平台之间的海底管道变为低压运行，在中心平台上统一配置增压系统，若存在多个井口平台，易出现压力等级不一的情况，给中心平台的增压系统配置带来挑战。


技术实现要素：

4.针对上述问题，本发明的目的是提供一种潜山气田天然气高效处理系统，旨在能够统筹解决注气气源的处理和输送问题，同时兼顾生产后期的低压输送问题，提升生产效率。
5.为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
6.一种潜山气田天然气高效处理系统，包括：设置于同一井口平台的采油树、阀门组件、气液分离模块、脱水模块及增压模块；其中，所述阀门组件连接于所述采油树的输出端且适于通过生产管汇输送井流物至所述气液分离模块进行气液分离；所述气液分离模块分离出的部分湿气适于输至所述脱水模块，液体及余量湿气输至外输管道去往下游平台；所述脱水模块对湿气脱水干燥而输出干气至所述增压模块，经所述增压模块增压得到的增压气体适于通过注气管汇注回至采油树以及输至外输管道去往下游平台。
7.根据本发明的一些实施例，所述潜山气田天然气高效处理系统还包括设置于所述同一井口平台的液相增压泵，所述气液分离模块分离出的液体经所述液相增压泵增压后输至外输管道而与湿气及增压气体汇合去往下游平台。
8.根据本发明的一些实施例，当生产中后期注气结束且井口压力下降，所述脱水模块停用，经所述增压模块增压后的全部增压气体输至外输管道去往下游平台。
9.根据本发明的一些实施例，所述潜山气田天然气高效处理系统还包括设置于所述同一井口平台的计量模块，在需要进行测试时，井流物经所述阀门组件节流后通过测试管汇输至所述计量模块，经所述计量模块进行流量测试后返回至所述生产管汇而输至所述气液分离模块。
10.根据本发明的一些实施例，所述阀门组件为生产角阀。
11.根据本发明的一些实施例，所述采油树与所述注气管汇连接的输入端设置有注气
角阀。
12.本发明由于采取以上技术方案，其具有至少以下优点：
13.一、采油树、阀门组件、气液分离模块、脱水模块及增压模块等集中设置于同一井口平台，实现天然气就地脱水回注，避免超高压注气海管的使用；
14.二、通过脱水模块与气体增压模块的处理调节，实现注气温度、流量精准可控，进一步地，由于回注气体温度可调可控，从而能够避免增设换热器用于海管来气的升温；
15.三、井口压力降低时可以实现源头增压，根据末端需求实现精准压力匹配；
16.四、生产管汇与注气管汇实现连通，使开井操作更为便利。
附图说明
17.图1是本发明一些实施例的潜山气田天然气高效处理系统的结构示意图。
18.附图中标记：
19.1为采油树；
20.2为生产角阀；
21.3为生产管汇；
22.4为测试管汇；
23.5为注气管汇；
24.6为计量模块；
25.7为气液分离模块；
26.8为脱水模块；
27.9为增压模块；
28.10为液相增压泵；
29.11为注气角阀。
具体实施方式
30.为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
31.在本发明的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”、“前”、“后”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的系统或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
32.在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“装配”、“设置”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
33.本发明提供一种潜山气田天然气高效处理系统，井流物通过注采一体化采油树的
阀门组件，进入井口平台的生产管汇，然后由气液分离模块完成气液分离，气液分离模块分出的湿气一部分经脱水模块处理后，再经增压模块增压，返回注气管汇满足注气开发需求，余量湿气直接进入外输管道；气液分离模块分出的液相可以直接输入至外输管道或者经过增压后输入至外输管道。所述气液分离模块分离出的部分湿气以及经所述增压模块增压得到的增压气体输入至外输管道去往下游平台，从而能够适应井口压力下降导致的低压输送情况。
34.下面，结合附图对本发明实施例提供的潜山气田天然气高效处理系统进行详细的说明。
35.请参照图1所示，根据本发明实施例的潜山气田天然气高效处理系统，包括设置于同一井口平台的采油树1、阀门组件、气液分离模块7、脱水模块8及增压模块9。
36.其中，阀门组件连接于采油树1的输出端且适于通过生产管汇3输送井流物至气液分离模块7进行气液分离；气液分离模块7分离出的部分湿气适于输至脱水模块8，液体及余量湿气输至外输管道去往下游平台；脱水模块8对湿气脱水干燥而输出干气至增压模块9，经增压模块9增压得到的增压气体适于通过注气管汇5注回至采油树1以及输至外输管道去往下游平台。
37.在上述实施例中，阀门组件可对进入生产管汇3的井流物节流。
38.进一步地，根据本发明实施例的潜山气田天然气高效处理系统，通过设置于同一井口平台的脱水模块8与增压模块9，完成所需回注气的脱水和增压处理，从而能够避免设置超高压注气海底管道与平台换热器。
39.可选地，在一些实施例中，潜山气田天然气高效处理系统还包括设置于同一井口平台的液相增压泵，气液分离模块7分离出的液体经液相增压泵增压后输至外输管道而与湿气及增压气体汇合去往下游平台。在本实施例中，通过统筹考虑选型的增压模块9与液相增压泵，可以在注气结束后实现井流物的增压外输，避免在下游中心处理平台上设置复杂的多级增压流程。
40.进一步地，在一些实施例中，当生产中后期注气结束且井口压力下降，脱水模块8停用，经增压模块9增压后的全部增压气体输至外输管道去往下游平台。
41.不失一般性地，在一些实施例中，潜山气田天然气高效处理系统还包括设置于同一井口平台的计量模块6，在需要进行测试时，井流物经阀门组件节流后通过测试管汇4输至计量模块6，经计量模块6进行流量测试后返回至生产管汇3而输至气液分离模块7。
42.进一步地，在一些实施例中，阀门组件为生产角阀2。相对于其他阀门，角阀具有以下优点：在关闭状态下密封性好，能够有效地防止管道泄漏；由于角阀可以安装在管道转角处，相比于直通阀和闸阀等其他阀门类型，所占用的空间更小；结构简单，维护方便，可以快速更换阀门部件，降低维护成本；调节灵活，可以通过旋转阀门来调节流量和压力，灵活性好，适于精确控制。
43.可选地，在一些实施例中，采油树1与注气管汇5连接的输入端设置有注气角阀11。
44.更进一步地，上述实施例的潜山气田天然气高效处理系统，通过采油树1、生产角阀2、生产管汇3、注气管汇5以及注气角阀11实现采气与注气流程的自动化统一调配管理，使开井操作与注采切换更为便利，同时节省大量隔离阀门。
45.示例性地，请参照图1所示，根据本发明一些实施例的潜山气田天然气高效处理系
统的技术特征及工作方式如下：
46.井流井流物经采油树1进入平台处理流程，在正常生产时，井流物经生产角阀2节流后进入生产管汇3，然后由气液分离模块7完成气液两相分离，根据注气需要，分离出的湿气一部分进入脱水模块8进行脱水干燥处理，脱水干燥处理得到的干气由增压模块9增压至注气所需压力从而得到增压气体，增压气体进入注气管汇5，再通过注气角阀11调节后进入注气井井筒。剩余的湿气与气液分离模块7分离出的液体汇合，而直接进入外输管道去往下游平台进行处理。
47.在井流物需要测试时，井流物经生产角阀2节流后进入测试管汇4，经计量模块6进行流量测试后，返回生产管汇3下游，而进入生产分离器。
48.当生产中后期注气结束时，井口压力下降，井流物通过生产管汇3进入生产分离器完成气液两相分离，此时，脱水模块8可以停用，湿气由气体增压模块9进行增压处理后得到的增压气体以及气液分离模块7分离出的液体由液相增压泵进行增压处理，汇合后去往下游平台进行后续处理。
49.其中，增压模块9的设计范围涵盖注气和外输的压力与气量需求，液相增压泵可以作为预留设计，在生产中后期井口压力下降时投用。
50.通过上述方式，本发明能够实现三个可控：通过脱水模块8与增压模块9的处理调节，实现注气温度、流量精准可控；通过增压模块9与液相增压泵的整体化设计选型，实现下游平台登陆压力的精准可控，利于下游处理设备的选型与操作；注气与生产系统贯通，实现一体化操作，注采转换与井筒操作精准可控。
51.值得指出的是，在上述实施例中，由采油树1、生产角阀2、生产管汇3、测试管汇4、注气管汇5、计量模块6、气液分离模块7、脱水模块8、增压模块9、液相增压泵以及注气角阀11等组成的一体化处理系统，在单一井口平台上兼容井流物采出、气液分离、湿气脱水及增压回注、液相增压等功能，能够统筹实现潜山气田天然气的集输、计量、脱水回注、增压外输等处理过程，避免超高压注气海管、超高压换热器的使用，在物流的增压模式上更加灵活便利节能，总体上提升生产效率。
52.最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

技术特征：
1.一种潜山气田天然气高效处理系统，其特征在于，包括：设置于同一井口平台的采油树、阀门组件、气液分离模块、脱水模块及增压模块；其中，所述阀门组件连接于所述采油树的输出端且适于通过生产管汇输送井流物至所述气液分离模块进行气液分离；所述气液分离模块分离出的部分湿气适于输至所述脱水模块，液体及余量湿气输至外输管道去往下游平台；所述脱水模块对湿气脱水干燥而输出干气至所述增压模块，经所述增压模块增压得到的增压气体适于通过注气管汇注回至采油树以及输至外输管道去往下游平台。2.根据权利要求1所述的潜山气田天然气高效处理系统，其特征在于，所述潜山气田天然气高效处理系统还包括设置于所述同一井口平台的液相增压泵，所述气液分离模块分离出的液体经所述液相增压泵增压后输至外输管道而与湿气及增压气体汇合去往下游平台。3.根据权利要求2所述的潜山气田天然气高效处理系统，其特征在于，当生产中后期注气结束且井口压力下降，所述脱水模块停用，经所述增压模块增压后的全部增压气体输至外输管道去往下游平台。4.根据权利要求1至3任一项所述的潜山气田天然气高效处理系统，其特征在于，所述潜山气田天然气高效处理系统还包括设置于所述同一井口平台的计量模块，在需要进行测试时，气体经所述阀门组件节流后通过测试管汇输至所述计量模块，经所述计量模块进行流量测试后返回至所述生产管汇而输至所述气液分离模块。5.根据权利要求4所述的潜山气田天然气高效处理系统，其特征在于，所述阀门组件为生产角阀。6.根据权利要求1至3任一项所述的潜山气田天然气高效处理系统，其特征在于，所述采油树与所述注气管汇连接的输入端设置有注气角阀。

技术总结
本发明公开一种潜山气田天然气高效处理系统，包括：设置于同一井口平台的采油树、阀门组件、气液分离模块、脱水模块及增压模块，其中，阀门组件连接于采油树的输出端且适于通过生产管汇输送井流物至气液分离模块进行气液分离；气液分离模块分离出的部分湿气适于输至脱水模块，液体及余量湿气输至外输管道去往下游平台；脱水模块对湿气脱水干燥而输出干气至增压模块，经增压模块增压得到的增压气体适于通过注气管汇注回至采油树以及输至外输管道去往下游平台。本发明在同一井口平台集中设置采油树、阀门组件、气液分离模块、脱水模块及增压模块等，能够统筹解决注气气源的处理和输送问题，且兼顾生产后期的低压输送问题，提升生产效率。产效率。产效率。


技术研发人员：静玉晓 衣华磊 杨天宇 陈子婧 张明 郝蕴 郭欣 胡冬 刘人玮
受保护的技术使用者：中海石油（中国）有限公司北京研究中心
技术研发日：2023.04.10
技术公布日：2023/7/12