趙志寶

摘 要：針對(duì)勝利油田天然氣開發(fā)處于中后期，接替難度大，原有氣井天然氣采收率低，開采過程中存在出水、出砂、壓力低等問題，且大部分低壓氣井無法正常進(jìn)入高壓供氣管網(wǎng)。按照油田天然氣降耗增效總體要求，對(duì)孤東氣田氣井生產(chǎn)進(jìn)行調(diào)研，結(jié)合油田“氣代油”項(xiàng)目，采取分季節(jié)供氣，在夏季高壓氣井關(guān)井時(shí)，開低壓氣井供孤東采油廠注氣鍋爐用氣，經(jīng)過一個(gè)夏季的應(yīng)用，取得了良好的開采效果，達(dá)到了油田降本增效的目的，解決了低壓氣井無法利用的問題，完善了高低壓工藝管網(wǎng)共用流程。

關(guān)鍵詞：低壓氣井；改造；利用

1 課題提出背景

勝利油田油氣集輸總廠孤東采氣隊(duì)始建于1988年12月，承擔(dān)著孤東、紅柳兩大油氣田9大開發(fā)區(qū)塊104口氣井的開發(fā)管理及四座集氣站和32公里Φ219外輸支干線及159公里單井管線的巡查護(hù)線任務(wù)。孤東采氣隊(duì)所管轄的104口氣井中，報(bào)廢井17口、未投產(chǎn)井3口、在冊(cè)井84口。在冊(cè)井84口中，待報(bào)廢井7口，因各種原因停產(chǎn)的問題井28口，有生產(chǎn)能力的氣井49口。孤東氣田已連續(xù)開發(fā)28年，所轄氣井的實(shí)際動(dòng)用儲(chǔ)量為18.49×108m3，占?xì)饩刂苾?chǔ)量21.25×108m3的87.01%，該氣田從1995年起進(jìn)入遞減期，部分氣井的壓力、產(chǎn)量開始逐年下降，特別是近年來部分氣井在生產(chǎn)過程中壓力下降迅速，很快便與回壓持平，甚至低于回壓，而孤東采氣隊(duì)至孤島壓氣站輸氣干線的管徑由過去的Φ529已更改為Φ219，這樣就使得干線的管容減少，冬季生產(chǎn)時(shí)的最高輸氣壓力經(jīng)常達(dá)到1.5-1.6MPa，使得這些壓力低的氣井天然氣無法進(jìn)入高壓管網(wǎng)，影響了孤東采氣隊(duì)氣井的正常生產(chǎn)。

為此，針對(duì)孤東氣田氣藏剩余可采儲(chǔ)量較高、采收率較低的現(xiàn)狀，為了保證氣田的科學(xué)高效開發(fā)，對(duì)孤東氣田集氣站場和管線進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，消除管網(wǎng)壓力對(duì)低壓氣井的影響，從而提高該氣藏的最終采收率。

2 優(yōu)化模式探索

按照勝利油田天然氣降耗增效總體要求，根據(jù)孤東氣田氣井生產(chǎn)的實(shí)際情況，提出對(duì)低壓氣井優(yōu)化開采，到達(dá)提質(zhì)增效的目的，具體方案：利用高壓氣井關(guān)井期間，低壓氣井氣利用站內(nèi)高壓系統(tǒng)進(jìn)行開采及外輸，提高商品量。由于2014年勝利油田實(shí)施了天然氣替代自用原油孤東辛輸氣管線沿線站場改造工程，使得油田大部分采油廠蒸汽鍋爐采用天然氣能源，孤東油氣區(qū)塊也實(shí)現(xiàn)了油氣集輸總廠孤東1#集氣站與孤東采油廠供氣管網(wǎng)的連接，但是由于其天然氣系統(tǒng)為高壓管網(wǎng)系統(tǒng)，使得低壓氣井無法開采，所以需要對(duì)氣井進(jìn)行摸排，對(duì)低壓井、站場進(jìn)行工藝管網(wǎng)、設(shè)備優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)降耗增效的目的。

3 主要做法

3.1 氣井情況調(diào)查

油氣集輸總廠組織有關(guān)技術(shù)人員對(duì)孤東區(qū)塊的地質(zhì)情況進(jìn)行了詳細(xì)的摸排，在孤東地區(qū)104口各類氣井中共找出生產(chǎn)壓力低、無法正常進(jìn)入高壓管網(wǎng)的氣井22口，其中一號(hào)站9口，二號(hào)站6口，三號(hào)站7口，這些氣井已累計(jì)生產(chǎn)天然氣0.7×108m3，占其累計(jì)儲(chǔ)量1.9×108m3的36.84%，剩余可采儲(chǔ)量較高，實(shí)際采收率較低，仍然具有一定的開采價(jià)值。

目前該區(qū)塊建有4座集氣站，分別為：孤東1#集氣站、孤東2#集氣站、孤東3#集氣站、紅柳集氣站。

在孤東地區(qū)生產(chǎn)壓力低、無法進(jìn)入集輸管網(wǎng)的低壓氣井有22口，其中：無產(chǎn)能井4口；經(jīng)過現(xiàn)場開井測試并結(jié)合地質(zhì)資料，目前仍具有開采價(jià)值且無需新上作業(yè)的氣井有10口，預(yù)計(jì)產(chǎn)氣量可達(dá)6500m3/d；采取措施后能夠開采的低壓產(chǎn)能井8口，產(chǎn)能為14000m3/d。

3.2 氣井篩選

按照勝利油田降耗增效的要求，對(duì)22口氣井進(jìn)行綜合評(píng)估，對(duì)于無產(chǎn)能的4口井不進(jìn)行考慮，對(duì)于需要采取氣井作業(yè)措施的8口低壓氣井由于開發(fā)費(fèi)用高，從經(jīng)濟(jì)效益方面綜合評(píng)定為不宜開發(fā)，最終選定10口無需作業(yè)的氣井進(jìn)行優(yōu)化，低壓開采外輸。

3.3 工藝優(yōu)化

由于孤東采油廠氣代油項(xiàng)目的流程與孤東一號(hào)集氣站供氣流程已經(jīng)連接，孤東采油廠的生產(chǎn)用氣壓力一般在0.3MPa-0.5MPa，低壓氣井氣生產(chǎn)完全可以滿足供氣要求，因此，需對(duì)孤東氣田集氣站場和管線進(jìn)行改造調(diào)整，新建適合孤東氣田實(shí)際情況的生產(chǎn)流程，消除管網(wǎng)壓力對(duì)低壓氣井的影響，實(shí)現(xiàn)低壓氣井向孤東采油廠供氣，從而提高該氣藏的最終采收率。

由于這些低壓氣井長期不生產(chǎn)，氣井管網(wǎng)多出現(xiàn)了腐蝕穿孔，地方施工破壞等情況，集氣站內(nèi)流程、設(shè)備不能滿足低壓生產(chǎn)需求，進(jìn)行管網(wǎng)、站內(nèi)設(shè)備優(yōu)化如下：

3.3.1 井口流程

①恢復(fù)3口低壓氣井的井口流程，更換Φ60高壓管線45米，井口保溫套6個(gè)，井口閥門5個(gè)，卡箍及鋼圈30套；

②8口氣井因管線、分離器與高壓生產(chǎn)井共用，需進(jìn)行流程改造，并入其它低壓氣井流程，需要Φ60管線2950米；

3.3.2 集氣站流程、設(shè)備

①對(duì)現(xiàn)有流程的閥門進(jìn)行維修更換，需要DN80閥門3個(gè)；

②新增5臺(tái)DN32智能流量計(jì)作為單井計(jì)量，并改建原計(jì)量流程；

③各集氣站選用停用?600單井分離器作為低壓外輸分離器使用；在三個(gè)集氣站的低壓外輸分離器前各安裝3臺(tái)DN50智能流量計(jì)，對(duì)各站的外輸?shù)蛪簹膺M(jìn)行計(jì)量。

3.3.3 站低壓外輸流程

低壓氣井集輸期間，由于單井壓力及氣量較低，需要更換高壓氣井單井流量計(jì)。2#、3#集氣站內(nèi)低壓氣外輸，利用已建Φ219×6高壓氣外輸管線，外輸至1#站至已建氣代油交接點(diǎn)。

4 實(shí)施效果

通過優(yōu)化措施的實(shí)施，恢復(fù)孤東氣田低壓氣井生產(chǎn)，2015年在夏季關(guān)高壓氣井期間，開低壓氣井，供孤東采油廠“氣代油”項(xiàng)目，低壓氣井開采運(yùn)行時(shí)間約為8個(gè)月，供氣量約為108.17萬方；按照勝利油田辛店末站交接天然氣價(jià)格（不含稅）3.03元/m3計(jì)算，取得經(jīng)濟(jì)效益為327.75萬元。

5 結(jié)束語

通過低壓氣井優(yōu)化，成功的提高了油氣集輸總廠天然氣降耗增效和外銷商品量，確保了氣井安全，優(yōu)化了資源配置利用，為勝利油田天然氣開發(fā)后期的氣井管理、低壓氣井再利用提供了有益的素材和經(jīng)驗(yàn)。