傅廣海 晁萌

中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司采氣分公司

徐深氣田地面工藝進(jìn)一步優(yōu)化簡(jiǎn)化措施

傅廣海 晁萌

中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司采氣分公司

大慶油田徐深氣田自2004年試采建設(shè)以來(lái),地面工藝采用了多井集氣、單井輪換的簡(jiǎn)化集氣工藝。隨著氣田開發(fā)的不斷深入,將陸續(xù)動(dòng)用一些高壓低產(chǎn)區(qū)塊,如果按照現(xiàn)有開發(fā)模式,已經(jīng)難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā),需要加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān),降低投資,控制成本,實(shí)現(xiàn)氣田開發(fā)效益的最大化。為此,以地下地上一體化技術(shù)為核心,結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際,提出了徐深氣田地面工藝進(jìn)一步優(yōu)化簡(jiǎn)化措施:①針對(duì)性地應(yīng)用井下節(jié)流技術(shù);②簡(jiǎn)化氣液分離工藝;③簡(jiǎn)化緩蝕劑注入工藝;④優(yōu)化地面系統(tǒng)壓力。上述配套措施將為高壓低產(chǎn)區(qū)塊的有效動(dòng)用提供技術(shù)支持。

徐深氣田 多井集氣 井下節(jié)流 優(yōu)化簡(jiǎn)化 地上地下一體化 效益最大化 儲(chǔ)量動(dòng)用

1 地面工程投資情況分析

目前,大慶油田徐深氣田已經(jīng)建成60多口氣井、11座集氣站、2座配氣站和1條集氣干線,氣田開發(fā)總投資由鉆井、完井和地面工程建設(shè)投資組成。其中,徐深氣田地面工程投資占總投資的35.8%,平均單井地面工程投資超過(guò)1 000萬(wàn)元。

地面工程投資主要由站外采氣系統(tǒng)、集氣站和集氣管道投資組成,占了地面工程建設(shè)總投資的86.45%,所占比例較高,分析有以下4個(gè)方面的原因:

1)集氣干線輸氣規(guī)模按照氣田總體規(guī)劃規(guī)模建成,為后續(xù)產(chǎn)能預(yù)留的規(guī)模較大,是造成目前地面工程投資高的主要原因。

2)集氣站節(jié)流前的管線和閥門等設(shè)備的設(shè)計(jì)壓力均按自然關(guān)井壓力設(shè)計(jì),壓力等級(jí)較高,造成站外采氣系統(tǒng)和集氣站投資偏高。

3)CO2防腐措施增加了地面投資。徐深1和升深2-1區(qū)塊天然氣中CO2含量(體積分?jǐn)?shù))為3%左右,采用緩蝕劑防腐工藝,建有緩蝕劑注入系統(tǒng)和腐蝕監(jiān)測(cè)系統(tǒng),平均單井投資增加了26.4%;徐深8、徐深9區(qū)塊和汪深1區(qū)塊天然氣中CO2含量(體積分?jǐn)?shù))為4%～13%,采氣管線和高壓設(shè)備采用了316L不銹鋼材質(zhì),平均單井投資增加了97.8%。

4)徐深氣田地處高寒地區(qū),采氣管道、集氣站內(nèi)的管線和設(shè)備采用了電熱帶伴熱,投資較高。

以上4方面原因增加了徐深氣田地面工程建設(shè)投資,但由于已開發(fā)區(qū)塊氣井產(chǎn)能較大,開發(fā)效益較好。隨著不斷開發(fā)建設(shè),徐深氣田已探明未開發(fā)的儲(chǔ)層品位越來(lái)越差,如果按照現(xiàn)有模式開發(fā)建設(shè),已經(jīng)難以實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)。因此,需要加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān),降低投資,控制成本,實(shí)現(xiàn)氣田開發(fā)效益最大化。通過(guò)以上分析,地面工程投資所占比例較高,地面工藝的優(yōu)化簡(jiǎn)化對(duì)提高氣田整體開發(fā)效益意義重大,而集輸系統(tǒng)投資在地面工程中占據(jù)絕對(duì)主導(dǎo)地位,因而優(yōu)化簡(jiǎn)化集輸系統(tǒng)是解決問(wèn)題的關(guān)鍵所在。

2 地面工藝進(jìn)一步優(yōu)化簡(jiǎn)化的技術(shù)思路

2.1 應(yīng)用井下節(jié)流技術(shù)

2.1.1 針對(duì)性地應(yīng)用井下節(jié)流技術(shù)

通過(guò)在井筒內(nèi)安裝井下節(jié)流器,充分利用地層熱能,降低采氣壓力,以達(dá)到降低地面集輸壓力、簡(jiǎn)化地面工藝和降低投資的目的[1-2]。根據(jù)徐深氣田地面建設(shè)現(xiàn)狀,確定井下節(jié)流運(yùn)行壓力機(jī)制,井口壓力控制在7.0 M Pa。

天然氣水合物防治效果主要受管輸壓力、溫度、流量和距離等因素影響。為此,根據(jù)埋地管道散熱損失情況,模擬計(jì)算管道沿程溫度變化情況,各參數(shù)范圍確定為:氣井產(chǎn)量為(1～10)×104m3/d;井口溫度為15～40℃;運(yùn)行壓力為7.0 M Pa;管道規(guī)格為`76 mm ×4 mm;采氣管道長(zhǎng)度為0～3.0 km;管道保溫材料為40 mm硅酸巖棉殼;管道埋深為1.8 m。

根據(jù)計(jì)算結(jié)果[3]繪制出埋地采氣管道沿程溫度變化曲線(如圖1所示)。

圖1 埋地采氣管道沿程溫度變化曲線圖

井下節(jié)流后,在7.0 M Pa的運(yùn)行條件下,天然氣水合物生成溫度為16℃,而集氣站三甘醇脫水工藝要求進(jìn)塔溫度不能低于18℃,為此天然氣進(jìn)站溫度不能低于20℃。根據(jù)這種情況可以把圖1分為A、B、C區(qū)域:A區(qū)是節(jié)流后地面不需要采用天然氣水合物防治和加熱措施的氣井;B區(qū)是節(jié)流后地面不需要采用天然氣水合物防治措施,但需要加熱的氣井;C區(qū)是節(jié)流后地面需要采用天然氣水合物防治和加熱措施的氣井。

各區(qū)域特點(diǎn)為:

1)A區(qū)氣井的天然氣不伴熱直接進(jìn)站,不加熱直接脫水,可以取消采氣管道伴熱和站內(nèi)加熱工藝。不同產(chǎn)氣量和井口溫度允許采氣管道距離不同,其允許最長(zhǎng)距離見表1。

表1 A區(qū)氣井允許最長(zhǎng)距離表

2)B區(qū)氣井的天然氣不伴熱直接進(jìn)站,需要加熱才能脫水,可以取消采氣管道伴熱。不同產(chǎn)氣量和井口溫度,允許采氣管道距離不同,其允許最長(zhǎng)距離見表2。

表2 B區(qū)氣井允許最長(zhǎng)距離表

3)C區(qū)是氣井的天然氣需要伴熱進(jìn)站,需要加熱才能脫水。該區(qū)域的氣井可以從優(yōu)化伴熱工藝入手,降低投資,即采用預(yù)制電熱管道替代現(xiàn)場(chǎng)組合安裝的伴熱管道。

由于氣井的產(chǎn)量、溫度、壓力、產(chǎn)水量和輸送距離等參數(shù)不同,只能針對(duì)各自的特點(diǎn)有針對(duì)性地選擇地面工藝,才能真正地實(shí)現(xiàn)優(yōu)化簡(jiǎn)化的目的。

2.1.2 應(yīng)用井下節(jié)流技術(shù)優(yōu)化前后投資對(duì)比分析

以升深X集氣站為例進(jìn)行優(yōu)化前后投資對(duì)比分析。該站有6口井,采氣管道為7.851 km,設(shè)計(jì)壓力均為29 M Pa,若采用井下節(jié)流技術(shù),井口壓力降為7.0 M Pa,計(jì)算得到該集氣站加熱爐運(yùn)行參數(shù)見表3。

表3 升深X集氣站加熱爐運(yùn)行參數(shù)表

根據(jù)該站6口氣井的不同情況,可以采取以下幾方面優(yōu)化措施,來(lái)降低地面系統(tǒng)投資。

1)6口氣井地面設(shè)計(jì)壓力為8.0 M Pa,取消一級(jí)節(jié)流工藝,采氣管道、閥門可減少地面投資。

2)6口氣井取消緩蝕劑注入系統(tǒng),可減少地面投資。

3)升深1號(hào)井、升深2號(hào)井和升深3號(hào)井氣井采氣管道不需要伴熱,進(jìn)站后天然氣不需要加熱?？蓽p少電熱帶33.29 km。

4)升深4號(hào)井氣井采氣管道不需要伴熱,可減少電熱帶1.339 km。

5)升深5號(hào)井和升深6號(hào)井氣井采氣管道采用預(yù)制電熱管道,與電熱帶伴熱管道相比可以降低投資20%。

2.2 現(xiàn)有地面工藝基礎(chǔ)上的優(yōu)化簡(jiǎn)化思路

2.2.1 簡(jiǎn)化氣液分離工藝

徐深氣田采用一級(jí)旋流分離和二級(jí)過(guò)濾(聚結(jié))分離工藝,個(gè)別產(chǎn)水量高的集氣站還有初級(jí)分離工藝,分離工藝投資占集氣站總投資的11%,從集氣站生產(chǎn)運(yùn)行情況分析來(lái)看,可以從2方面對(duì)氣液分離工藝進(jìn)行優(yōu)化[4-7]。

1)取消試采計(jì)量分離器,降低地面投資。已建集氣站均建有2臺(tái)同規(guī)格的計(jì)量分離器,其中1臺(tái)是為試采井能夠?qū)崿F(xiàn)連續(xù)計(jì)量而增加的,但從單井計(jì)量的準(zhǔn)確性來(lái)看,輪換計(jì)量可以滿足試采的要求。因此,以后集氣站建設(shè)可以取消試采計(jì)量分離器。

2)采用新的分離工藝,減少分離級(jí)數(shù)。針對(duì)產(chǎn)水量偏高的氣井,采用了重力分離器進(jìn)行初級(jí)分離,增加了地面投資,如采用適用于大液量、分離精度高的分離器,可以優(yōu)化地面分離工藝,減少投資。

2.2.2 簡(jiǎn)化緩蝕劑注入工藝

徐深氣田緩蝕劑注入工藝采用了單泵對(duì)單井的注入方式,便于生產(chǎn)管理,但存在一些不利因素:①緩蝕劑注入系統(tǒng)增加了投資。緩蝕劑注入系統(tǒng)主要有儲(chǔ)罐、加藥泵、加藥管道和井口注入工藝4部分組成,平均單井投資超過(guò)100萬(wàn)元;②緩蝕劑加注過(guò)程中易造成緩蝕劑的浪費(fèi),在加注過(guò)程中加藥管道內(nèi)充滿藥劑, `38 mm×5.5 mm的加藥管道內(nèi)存液量為1.1 m3/ km,由于井口經(jīng)常注醇解凍,這部分藥劑經(jīng)常被替換,造成了浪費(fèi)。

為控制地面建設(shè)投資,減少緩蝕劑消耗,對(duì)緩蝕劑注入工藝進(jìn)行優(yōu)化簡(jiǎn)化[8]:①采用單泵對(duì)多井加注工藝,簡(jiǎn)化泵注工藝;②采用加藥車或點(diǎn)滴注入方式直接在井口加注,簡(jiǎn)化注入系統(tǒng)。

2.2.3 優(yōu)化設(shè)計(jì)地面系統(tǒng)壓力

徐深氣田的集氣壓力是按氣井井口的關(guān)井壓力進(jìn)行設(shè)計(jì),導(dǎo)致采氣管道,進(jìn)站閥組、加熱爐等工藝都按高壓設(shè)計(jì),增加了工藝的安全性,但同時(shí)高壓也增加了地面建設(shè)投資,如果按照井口節(jié)流后的壓力進(jìn)行設(shè)計(jì),降低集氣系統(tǒng)壓力,可以適當(dāng)減少采氣管道、閥門、加熱爐的建設(shè)費(fèi)用。

以升深Y集氣站5口井為例,采氣管道共7.851 km,設(shè)計(jì)壓力均為29 M Pa,若按照節(jié)流后壓力進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì),投資將有所降低。對(duì)比結(jié)果如表4所示。

優(yōu)化后可以降低采氣管道、閥門和加熱爐的工程投資,平均單井投資可降低2.3%。

表4 采氣管道優(yōu)化前后投資情況表

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

根據(jù)徐深氣田投產(chǎn)以來(lái)的運(yùn)行情況,結(jié)合徐深氣田的開發(fā)特點(diǎn)和生產(chǎn)管理中存在問(wèn)題,提出了以下優(yōu)化簡(jiǎn)化思路,以降低地面工程建設(shè)投資,進(jìn)而提高氣田開發(fā)效益。

1)應(yīng)用井下節(jié)流技術(shù)大幅度降低地面工程系統(tǒng)的集輸壓力,有效優(yōu)化簡(jiǎn)化集輸工藝,降低投資。

2)地面工程系統(tǒng)按照開井壓力設(shè)計(jì)是降壓集輸、降低投資的前提。

3)大力推廣應(yīng)用新工藝、新技術(shù),如加藥、伴熱和分離等工藝技術(shù),優(yōu)化簡(jiǎn)化需要全方位考慮。

4)地面工藝的優(yōu)化簡(jiǎn)化不以犧牲安全為代價(jià),但是需要從加強(qiáng)管理來(lái)適應(yīng)。

[1]王熒光,裴紅,劉文偉,等.蘇里格氣田井下節(jié)流綜合預(yù)測(cè)[J].天然氣工業(yè),2010,30(2):97-101.

[2]成艷春,許正祥,景連雨,等.澀北氣田地面節(jié)流及排污系統(tǒng)抗沖蝕技術(shù)[J].天然氣工業(yè),2009,29(7):106-108.

[3]苗成武,江士昂.油田油氣集輸技術(shù)設(shè)計(jì)手冊(cè)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1994.

[4]薛崗,許茜,王紅霞,等.沁水盆地煤層氣田樊莊區(qū)塊地面集輸工藝優(yōu)化[J].天然氣工業(yè),2010,30(6):87-90.

[5]許茜,薛崗,王紅霞,等.沁水盆地煤層氣田樊莊區(qū)塊采氣管網(wǎng)的優(yōu)化[J].天然氣工業(yè),2010,30(6):91-93.

[6]成艷春,許正祥,許正合,等.澀北氣田地面工藝技術(shù)優(yōu)化[J].天然氣工業(yè),2009,29(7):99-101.

[7]吳慶倫,鄭忠云,舒玉春.大型氣田地面系統(tǒng)一體化控制方案可行性分析[J].石油與天然氣化工,2008,37(5):448-452.

[8]艾興波.徐深氣田含二氧化碳深層氣井防腐技術(shù)[J].天然氣工業(yè),2009,29(8):109-112.

Measures for sim plification and optim ization of surface engineering processat the Xushen Gas Field

Fu Guanghai,Chao M eng
(N atural Gas Production Sub-com pany,Daqing Oilfield Com pany,PetroChina,Daqing,Heilongjiang 163453,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 2,pp.91-93,2/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Since the trial p roduction in 2004,both multiwell gas gathering and alternative single-well gas gathering techniques have been app lied in the Xushen Gas Field.However,the original techniques can hardly realize the cost-effective developmentof the additional blocks w ith high-p ressure and low-p roduction in parallel w ith the further development of this field.Technical breakthrough is required in a bid to control the investment and cut dow n the cost and to ultimately enable the maximal p rofit.Acco rdingly,the follow ing op timization measuresof surface technology w hich focus on the integration of surface and underground techniques have been p roposed based on the p ractical situation.First,the dow nhole throttling technique isadop ted in an app rop riate way;second,the gasliquid separation p rocess and the corrosion inhibitor injection p rocess are both stream lined;third,the surface system is op timized. These measures w ill p lay an active role in the development of the abovementioned blocks.

Xushen Gas Field,gasmultiwell gathering,dow nhole throttling,op timization and simplification

傅廣海,1973年生,工程師,學(xué)士;主要從事油氣田地面工程規(guī)劃、設(shè)計(jì)工作。地址:(163453)黑龍江省大慶市讓胡路區(qū)玉門街200號(hào)。電話:(0459)5932076,18904869518。E-mail:fuguanghai@petrochina.com.cn

傅廣海等.徐深氣田地面工藝進(jìn)一步優(yōu)化簡(jiǎn)化措施.天然氣工業(yè),2011,31(2):91-93.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.023

2011-01-06 編輯 何 明)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.023

Fu Guanghai,engineer,born in 1973,holdsa B.Sc.degree.He ismainly engaged in the surface engineering p lanning and designing of oil and gas fields.

Add:No.200,Yumen Street,Ranghulu District,Daqing,Heilongjiang 163453,P.R.China

Tel:+86-459-5932 076 Mobile:+86-18904869518 E-mail:fuguanghai@petrochina.com.cn