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逆流式换热器在气水井上的应用情况点击：1977 日期：[ 2014-04-26 21:39:38 ] |
| 逆流式换热器在气水井上的应用情况 喻 宁1, 2,高泽立2, 3,刘从箐4 (1四川科宏石油天然气有限公司2西南石油大学研究生院3西南油气田分公司蜀南气矿4西南油气田分公司采气工程研究院) 喻 宁等.逆流式换热器在气水井上的应用.钻采工艺, 2009, 32(5): 117-118 摘 要:气水井在开采时,高温带水天然气从地下储层沿井筒流至地面进行分离,分离后的天然气进入输气管道。随着输送距离的延长,输气温度逐渐降低,天然气中的饱和水蒸气冷凝下来,聚集在管道低洼处形成积液。这种积液不仅增加输气阻力,降低输气能力,而且腐蚀管道,缩短管道的使用寿命,影响管道安全运行。蜀南气矿在气水同产井H-19井上应用逆流式换热器,将输入干线的天然气温度从70℃降至20℃,使每日进入干线的凝析水量减少388. 8 kg。该工艺装置采用冷水强制循环,换热面积大,冷却效果好,能耗低,操作管理方便,适宜在产水气井上推广,能有效降低输气温度,减少天然气含水量,对保护输气管道,提高输气效率有现实意义。 关键词:气水井;换热器;降温;技术应用 中图分类号:TE 965 文献标识码:A DOI: 10. 3969 /.j issn. 1006-768X. 2009. 05. 040 气水井开采时,由于地层温度高,水的热容量大,使得气水流至地面经降压分离后仍保持较高的温度。以蜀南地区为例,在3 000 m井深处,地层温度一般高达90℃~110℃,而分离后的天然气温度可达50℃~70℃。 管道在土壤中的埋深一般为0. 6~0. 8 m,蜀南地区常年平均温度为18℃左右。气水井天然气温度比管道沿线土壤温度高得多,高温天然气输入集输气管道后,随着输送距离的增加,输气温度逐渐降低,输气温度从管道起点至终点的变化可用苏霍夫公式描述: 式中:Tx—管道沿线任意一点的气流温度,℃; T0—管道周围土壤的温度,℃; T1—管道起点气流温度,℃; x—起点至计算点的管道长度,m; a=62. 6KD /(qΔCp) 其中:q—气体通过量,m3/d; D—管道外径,mm; K—从管道内气体到土壤的总体传热系数,千卡/(m2时℃); Cp—气体定压比热; Δ—气体相对密度。 管道沿线气流温度变化如图1所示。 降温后,天然气中的饱和水凝析下来,聚集在管道低洼处。如果输气量大,管道中气流速度达到3~5 m /s以上,则部分液态水可被气流带至下一个站场,再次分离除去,如果输气量小,气流速度低,则管道中水带不走,就会在管道低洼处越积越多,不仅增大输气压力损失,降低输气效率,而且造成管道内壁腐蚀,缩短管道使用寿命,对低压气水井的生产造成极为不利的影响。 例如:合13井~合28井的集气干线由于天然气温降形成的积液就非常严重。该管道规格为D219×6 mm,长14. 7km,输送合10、16、31和004-1等井所产天然气。这些井均为气水同产井,日产气(20~21)×104m3,日产水280~300m3,天然气经分离器分离后进入集气干线,井口天然气温度50℃~60℃,输入管道后温度降至18℃~20℃。该管道从2008年1月至8月共通球清管5次(表1),排出积液182m3,污物17 kg。以第一次通球排液60 m3计算,相当于Φ219×6 mm的管道内积液长度达1 784 m,通球前始端输气压力3. 2MPa,通球后压力降至1. 4MPa,降低了1. 8MPa。 要减少天然气中的含水量,可采用气体干燥脱水的办法,但对于分散气井来说,由于投资大,生产成本高,因而并不适用。而通常在有清管装置的地方,采用的方法是定期清管(如灵鸿线每月进行4~5次清管,每次排出积液50~60m3);在无清管装置的地方,增加线路分水器或放喷排液,这些方法有一定效果,但可能损失天然气量,有的还会造成环境污染。 近年来,逆流式换热器在H-19、W-5等气水井生产中开始应用,有效降低了输气温度,对减少天然气中的饱和水含量起到了很好的作用。 二、换热器系统组成及工作原理 换热器系统主要由换热器、冷却塔、水泵、控制电路,管路、水池、分离器等组成。采用常规管壳式换热器并配备相应冷却塔和水管路来实现天然气的降温,将气态水变为液态水。 具体流程如图2:天然气经管壳式换热器内管流进,被冷却水冷却降温,然后经分离器分离后进入集输管道;冷却水经水泵(与天然气逆向)流入换热器管壳吸收天然气的热量后,经水泵流入冷却塔喷淋在空气中散热降温冷却,然后收集于水池中再循环利用。由于高温天然气与冷却水在换热器中热交换面积大(10 m2),对流换热效果非常好。 以H-19井为例,设计参数为: 1.天然气 流量(3~5)×104m3/d,平均为3. 6×104m3/d; 气流温度:换热前: 68℃~72℃;换热后:夏季T(30℃,冬季T(20℃。 2.循环冷却水 流量25 m3/h; 循环水温(进装置前)夏季(25℃,冬季(10℃。 3.水泵(2台) 流量: 25 m3/h; 扬程: 12. 5 m; 电动功率: 1. 5 kW。 四、运行效果分析 H-19井2006年10月采用逆流式换热器对天然气进行降温处理。天然气平均产量为3. 6×104m3/d,产水量为487 m3/d,输气压力为2MPa。换热前天然气温度为70℃,经换热器冷却后气温为20℃,温降50℃。 根据《不同压力、温度条件下天然气含水量》图查得:在2MPa70℃条件下,含水量为12 kg/103m3;在2MPa20℃条件下,含水量为1. 2 kg/103m3。经过降温,天然气含水量减少了10. 8 kg/103m3。也就是说,在此条件下,每日少带入输气管的水量达388. 8 kg,这是冬天的数据。夏天,由于循环冷却水温高一些(25℃),降温效果也要差一些,降温到30℃,则此时天然气含水量为1. 6 kg/103m3,天然气产量仍保持不变,则每日少带入输气管道的水量为374. 4 kg。按冬夏平均计算,仅此1口井,每年少带入输气管道的水量达126 t。 五、生产成本分析 1.工程费用(按H-19井实际费用算) (1)设备投资12万元; (2)安装调试费用0. 85万元; (3)运输吊装费0. 35万元; (4)其他费用1. 0万元; 工程总费用14. 2万元。 设备按照10年使用期算,年折旧费1. 42万元。 2.运行费用 逆流式换热器的运行,主要是耗电,以2台水泵每台1. 5kW计算,日耗电72 kW /h,以每kW /h 0. 8元的电价计算,日花费电费57. 6元,年电费为2. 1万元。 冷却水循环使用,耗量很少,每月补充3~5 t就足够,按年耗水60 t, 2元/ t计算,水费仅120元。 根据上述数据折算,天然气的冷却处理费用仅3. 23元/103m3。1口日产气3×104m3的气水同产井,年产气约1050×104m3,天然气的冷却处理费每年仅需2. 91万元。 3.运行管理 该装置自动运行,可由井站采气工一并管理,不需专人管理。由此可见,经过逆流式换热器处理后,天然气含水量的减少非常明显,这种工艺花钱少,运行成本低,值得在气水井生产中应用推广。 参考文献 [1]李长俊.天然气管道输送[M].石油工业出版社. 2000.11. [2]张良鹤.天然气集输工程[M].石油工业出版社,2001.4. [3]四川石油管理局编.天然气工程手册(上、下).石油工业出版社, 1982.(编辑:黄晓川) |
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