王登海 鄭 欣 張祥光 馮啟濤 張萍萍

西安長慶科技工程有限責(zé)任公司

蘇里格氣田穩(wěn)產(chǎn)期地面工程的優(yōu)化難點與對策

王登海 鄭 欣 張祥光 馮啟濤 張萍萍

西安長慶科技工程有限責(zé)任公司

王登海等.蘇里格氣田穩(wěn)產(chǎn)期地面工程的優(yōu)化難點與對策.天然氣工業(yè)，2016, 36(12):100-107.

經(jīng)過10多年的開發(fā)，目前鄂爾多斯盆地蘇里格氣田已進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，地層壓力的不斷下降給地面系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行帶來諸多不利，需采取應(yīng)對措施來滿足氣田穩(wěn)定高效開發(fā)的要求。為此，通過分析氣田建設(shè)現(xiàn)狀和生產(chǎn)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)該氣田穩(wěn)產(chǎn)期面臨的挑戰(zhàn)主要集中在提高地面集輸系統(tǒng)適應(yīng)性、面臨更大的安全環(huán)保壓力、提高開發(fā)效益等3個方面，具體表現(xiàn)為：①氣井壓力下降；②氣井產(chǎn)量降低；③邊遠(yuǎn)含硫氣井逐年開發(fā)；④泡沫排水采氣井不斷增多；⑤油泥污水處理監(jiān)管越來越嚴(yán)格。進(jìn)而有針對性地提出了以下應(yīng)對措施：①改變叢式井場計量方式；②應(yīng)用小站脫硫工藝技術(shù)；③改造氣田穩(wěn)產(chǎn)期增壓工藝；④應(yīng)用采出水消泡裝置；⑤研發(fā)一體化集成裝置；⑥應(yīng)用油泥無害化處理；⑦回收利用C2+混合輕烴。實施上述技術(shù)措施后，大大提高了蘇里格氣田地面集輸系統(tǒng)的適應(yīng)性，滿足了油氣田精細(xì)化管理的要求，提升了氣田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益，適應(yīng)了新形勢下安全、環(huán)保生產(chǎn)需求，降低了企業(yè)控制成本所帶來的壓力。

鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 穩(wěn)產(chǎn)期 地面工程優(yōu)化 一體化集成裝置 液體脫硫 C2+混合輕烴回收 采出水消泡油泥無害化處理

歷經(jīng)十多年的持續(xù)建設(shè)，鄂爾多斯盆地蘇里格氣田年產(chǎn)氣量已超過230×108m3，成為目前我國產(chǎn)氣量最大的氣田，并形成了低滲透致密砂巖氣藏開發(fā)配套技術(shù)和開發(fā)模式，促進(jìn)了我國天然氣開發(fā)業(yè)務(wù)的跨越式發(fā)展，提升了我國天然氣開發(fā)的國際影響力。

目前，該氣田開發(fā)已由快速上產(chǎn)進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段，明確氣田提高采收率技術(shù)措施，保持氣田長期穩(wěn)定供氣將是今后一段時期內(nèi)的核心任務(wù)。

1 取得的技術(shù)成果與認(rèn)識

蘇里格氣田自2002年開始進(jìn)行試采和地面建設(shè)先導(dǎo)性試驗，經(jīng)歷了“前期試采―研究試驗―總結(jié)定型―全面推廣”的過程，先后采用了“高壓集氣、集中注醇、節(jié)流制冷、脫水脫油、分散處理、干氣輸送”、“井口加熱、保溫輸送、中壓集氣、分散處理、區(qū)域增壓”等工藝，在2005年選取了“井下節(jié)流、井口不加熱、不注醇、井間串接、帶液計量、中低壓集氣、常溫分離、二級增壓、集中處理”總體工藝技術(shù)，該工藝具有投資低、流程簡潔、運(yùn)行費(fèi)用低的特點，并自2006年起開始全面推廣應(yīng)用[1-3]。

經(jīng)過十多年地面工藝建設(shè)和不斷探索優(yōu)化，形成了以“中低壓集氣、標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計、數(shù)字化管理、一體化建設(shè)”為核心的地面建設(shè)技術(shù)，全面支撐了蘇里格氣田地面工程低成本、高質(zhì)量建設(shè)。主要體現(xiàn)在以下6個方面。

1.1蘇里格氣田中低壓集氣工藝模式

經(jīng)過十多年生產(chǎn)實踐證明，以“井下節(jié)流，井間串接”為核心的蘇里格中低壓集氣模式流程簡潔（圖1）、經(jīng)濟(jì)適用、安全可靠，適應(yīng)了氣田面積大、井?dāng)?shù)多、單井產(chǎn)量低的特點[1-2]，單井地面投資由常規(guī)高壓集氣工藝的400萬元降低到150萬元，實現(xiàn)了低成本開發(fā)。

1.2標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計體系

創(chuàng)新形成了包括管理文件、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、設(shè)計文件在內(nèi)的標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計體系[4-5]，對油氣田地面建設(shè)起到了積極的引領(lǐng)作用。自2007年以來，標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計在蘇里格氣田2 700余座井場、100余座集氣站、5座處理廠中推廣應(yīng)用，設(shè)計質(zhì)量進(jìn)一步提高，適應(yīng)了氣田建設(shè)工作量大、周期短的特點。

圖1 蘇里格氣田中低壓集氣工藝流程示意圖

1.3模塊化建設(shè)技術(shù)

通過對站場各個工藝環(huán)節(jié)建設(shè)過程的劃分，對不同的單體設(shè)備、不同規(guī)模的工藝模塊采用預(yù)制化、組裝化、橇裝化相結(jié)合的方式進(jìn)行預(yù)制，最后將預(yù)制模塊在建設(shè)現(xiàn)場進(jìn)行組合裝配，形成模塊化建設(shè)技術(shù)[5-6]，井場施工周期縮短50%，集氣站施工周期縮短60%。

1.4數(shù)字化管理技術(shù)

采用先進(jìn)的信息、通訊、自控技術(shù)，井場、集氣站數(shù)據(jù)源頭自動采集、監(jiān)控，實現(xiàn)整個氣田生產(chǎn)過程的自動化管理，形成了“電子巡井、人工巡站、中心值守、應(yīng)急聯(lián)動”的運(yùn)行管理新模式，生產(chǎn)定員減少6.25%、占地面積減少20%[7]，降低了運(yùn)行成本，提高了氣田管理水平和生產(chǎn)運(yùn)行安全保障能力。

1.5“一體化”建設(shè)模式

以“小型化、橇裝化、集成化、一體化、網(wǎng)絡(luò)化、智能化”為原則，集成創(chuàng)新了天然氣集氣、電控、凝析油穩(wěn)定等一系列一體化集成裝置，形成了“一體化”建設(shè)新模式，實現(xiàn)了集氣站的橇裝化，提升了建設(shè)質(zhì)量，提升了開發(fā)效益[8-10]，實現(xiàn)了由零件標(biāo)準(zhǔn)化向產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)化的轉(zhuǎn)變，加快了地面建設(shè)速度。1.6壓縮機(jī)無固定基礎(chǔ)集成技術(shù)

針對蘇里格氣田廣泛運(yùn)用的非對稱平衡型整體式壓縮機(jī)，通過機(jī)組改造、優(yōu)化安裝、簡化施工，形成壓縮機(jī)無固定基礎(chǔ)集成技術(shù)，簡化了施工工序，降低了施工難度，單臺基礎(chǔ)投資節(jié)約19.23萬元，施工周期縮短20 d。

2 穩(wěn)產(chǎn)期地面工程難點

2.1地面集輸系統(tǒng)適應(yīng)性方面

2.1.1 單井無產(chǎn)液量計量且多井混合計量

蘇里格氣田開發(fā)以來，為了節(jié)約井場投資，單井僅氣相計量，無產(chǎn)液量計量。叢式井中2～4口井共用1臺簡易孔板流量計，無法掌握單井產(chǎn)氣量，井口生產(chǎn)工藝不能實現(xiàn)重點氣井的產(chǎn)液量和產(chǎn)氣量單獨采集，無法滿足精細(xì)化管理要求。

2.1.2 氣井產(chǎn)量下降影響管線輸送效率

據(jù)統(tǒng)計，2014年蘇里格氣田產(chǎn)量低于0.3×104m3/d的氣井占總井?dāng)?shù)的32.1%，井口套壓低于5 MPa的氣井占總井?dāng)?shù)的23.6%，間歇生產(chǎn)井逐年增多，部分干管產(chǎn)量降低，流速降低，攜液能力變差，輸送效率降低。

2.1.3 下古生界氣藏氣井的開發(fā)影響集輸處理成本

蘇里格氣田邊遠(yuǎn)下古生界氣藏氣井（以下簡稱下古氣井）逐年開發(fā)，氣井配產(chǎn)低（平均配產(chǎn)為1×104m3/d），氣質(zhì)組分中含有H2S（平均含量為207 mg/m3），需輸往天然氣凈化廠處理。但蘇里格氣田主要以開發(fā)不含H2S的上古生界氣藏天然氣（以下簡稱上古天然氣）為主，未建立含H2S天然氣集輸處理流程，上述氣井距離已建下古氣井集輸系統(tǒng)30～80 km，距離遠(yuǎn)，氣量小，建設(shè)投資高。

2.1.4 泡沫排水采氣措施降低工藝設(shè)備運(yùn)行效率

排水采氣工藝是氣田增產(chǎn)的必要措施，2014年蘇里格氣田排水采氣累計增產(chǎn)10.17×108m3，取得了很好的經(jīng)濟(jì)效益。其中，泡沫排水采氣工藝應(yīng)用最為廣泛，約占76%。

未消泡的氣田采出水給生產(chǎn)運(yùn)行帶來了一定影響，主要表現(xiàn)在以下3個方面：①泡沫夾雜在采出水中，分離設(shè)備分離效率降低；②泡沫進(jìn)入壓縮機(jī)壓縮缸，導(dǎo)致壓縮機(jī)停機(jī)；③采出水處理和凝析油的回收難度增大。

2.2安全環(huán)保方面

2.2.1 采出水量大、水質(zhì)復(fù)雜

蘇里格氣田采出水中含有壓裂液、緩蝕劑、阻垢劑和泡排劑等高分子有機(jī)物，采出水的水質(zhì)復(fù)雜，處理難度增大。隨著新“兩法”的實施，對環(huán)保的要求不斷提高，監(jiān)管力度不斷加大，生產(chǎn)單位面臨較大的環(huán)保壓力。

2.2.2 油泥處理難度增加

蘇里格氣田油泥處理站場分散，且年處理油泥量大。按照《國家危險廢物名錄》劃分，“油泥屬于危險固體廢棄物”，依據(jù)《固體廢物環(huán)境污染防治法》規(guī)定“不得擅自傾倒、堆放”。隨著國家和地方政府部門環(huán)境監(jiān)管力度加大，生產(chǎn)單位油泥處理壓力日益增大，需改變目前工藝流程，尋求無害化處理方式。

2.3提高氣田開發(fā)效益方面

低壓、低產(chǎn)井逐年增多，排水采氣措施井增多，管理難度加大，運(yùn)行管理費(fèi)用逐年升高，企業(yè)成本控制壓力越來越大。為實現(xiàn)氣田“有質(zhì)量、有效益、可持續(xù)”發(fā)展，需轉(zhuǎn)變發(fā)展方式，尋求新的效益增長點。

3 地面工藝技術(shù)對策探討

3.1研發(fā)井場移動計量裝置

針對“叢式井多井氣相混合計量”的計量方式，可采取以下2種措施：①對于已建叢式井場，對重點監(jiān)測井采用移動式分離計量一體化集成裝置定期進(jìn)行氣、水計量（圖2），來滿足氣井精細(xì)化管理要求；②對于新建叢式井場，采用單口氣井單獨計量的方式，同時采用移動式分離計量一體化集成裝置定期對重點監(jiān)測井進(jìn)行氣、水計量，來滿足氣井精細(xì)化管理要求。

3.2開展小站脫硫工藝技術(shù)研究

針對邊遠(yuǎn)分散下古氣井集輸處理成本高的現(xiàn)狀，可開展小站脫硫工藝技術(shù)研究，將下古氣井天然氣脫除H2S后接入上古天然氣處理流程。

固體脫硫具有改造工作量大、廢脫硫劑處置困難的缺點，在環(huán)保適應(yīng)性方面具有一定的局限性。應(yīng)用三嗪液體脫硫改造工作量小，產(chǎn)物為水溶性液體可以溶解于采出水中回注地層，在國外已經(jīng)廣泛應(yīng)用于低含H2S的氣體脫硫[11]。經(jīng)過計算，天然氣中H2S含量為200 mg/m3時，每1 m3天然氣處理成本約0.08元，處理成本較低。

3.3開展增壓工藝技術(shù)改造

蘇里格氣田進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，地層壓力下降快，在井口壓力降至1.3 MPa以下時，集氣站一級增壓的工藝方式已不能滿足集輸需求，需根據(jù)不同階段分別采取行對應(yīng)的措施：①穩(wěn)產(chǎn)前期，井底壓力超過1.3 MPa，氣田處在系統(tǒng)和產(chǎn)氣量穩(wěn)定階段；②穩(wěn)產(chǎn)中期，部分老井井底壓力為1.0～1.3 MPa，氣田將以加密井彌補(bǔ)產(chǎn)能遞減為主，老井生產(chǎn)氣量降低，主要依靠新井進(jìn)行氣量補(bǔ)充，個別干管產(chǎn)量降低、攜液能力不足；③穩(wěn)產(chǎn)后期，井底壓力較低，大部分氣井的井底壓力低于1.0 MPa，間歇井增多，已經(jīng)無法通過加密彌補(bǔ)產(chǎn)量，干管氣量降低、攜液能力下降。

針對上述3個階段，建議開展以下對應(yīng)措施提高產(chǎn)氣量：

1）應(yīng)用同步回轉(zhuǎn)多相混輸泵排水增產(chǎn)。穩(wěn)產(chǎn)前期，對于氣井出現(xiàn)井筒積液的情況，采用同步回轉(zhuǎn)多相混輸泵，降低井口壓力、增大油套管壓差、排出井筒積液，提高氣井的產(chǎn)氣量。同步回轉(zhuǎn)多相混輸泵具有氣液任意比例混輸、高壓縮比、變工況性強(qiáng)、低噪音、低震動、低潤滑、操作簡單和易維護(hù)等諸多優(yōu)點[12-13]。

2）干管增壓擴(kuò)大試驗。穩(wěn)產(chǎn)中期，在個別干管出現(xiàn)運(yùn)行壓力較低階段，采用干管增壓一體化集成裝置，將天然氣增壓到1.0 MPa后接入集氣站。

3）集氣站二級增壓改造。穩(wěn)產(chǎn)后期，當(dāng)集氣站間歇井增多、井口壓力降低，無法通過加密井彌補(bǔ)產(chǎn)量時，進(jìn)行集氣站二級增壓改造，更換壓縮機(jī)氣缸，將壓縮機(jī)進(jìn)口壓力從0.7 MPa降低到0.3 MPa，井口壓力從1.3 MPa降低到0.5 MPa。改造后可實現(xiàn)低壓、低產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)，提高開井時率和累計采氣量。主要是將壓縮機(jī)組9.5英寸（1英寸＝25.4 mm，下同）汽缸更換為13英寸汽缸，改造后的機(jī)組運(yùn)轉(zhuǎn)壽命更長，機(jī)組效率高，更適合現(xiàn)場運(yùn)行工況，單井氣量生產(chǎn)與改造前同比提高10%以上。

3.4開展采出水消泡工藝應(yīng)用

為了保障集輸系統(tǒng)安全平穩(wěn)運(yùn)行，須消除氣田采出水中夾帶的泡沫。液體消泡工藝存在消耗電能、24 h連續(xù)加注、需要清水稀釋并充分?jǐn)嚢韬投緹o法投運(yùn)等缺點。固體消泡工藝具有遇水便溶、不浪費(fèi)藥劑、無動設(shè)備、管理方便、無需稀釋和適應(yīng)冬季工況等優(yōu)點[14-15]。因此建議在集氣站分離器前增設(shè)固體消泡裝置。

圖2 已建5井叢氣水輪換計量流程示意圖

圖3 液體脫硫工藝流程示意圖

3.5研發(fā)一體化集成裝置

3.5.1 小型液體脫硫一體化集成裝置

為了滿足氣田偏遠(yuǎn)含硫氣井小規(guī)模脫硫需求，研發(fā)天然氣液體脫硫一體化集成裝置（圖3），設(shè)計壓力為4.0 MPa，設(shè)計處理天然氣規(guī)模為（5～10）×104m3/d，占地面積小、管理操作方便。

3.5.2 閃蒸分液一體化集成裝置

針對蘇里格氣田部分高產(chǎn)水區(qū)塊瞬時產(chǎn)水量大的問題，研制具有采出水閃蒸和放空分液功能的新型一體化集成裝置（圖4），建議將閃蒸分液罐設(shè)置成閃蒸腔與分液腔兩個腔體結(jié)構(gòu)，消除瞬時大水量對液體閃蒸效果的影響，避免火炬放空帶液形成“火雨”，并能夠自動排液、液位監(jiān)測、報警和遠(yuǎn)程控制，提高大液量站場運(yùn)行的可靠性和穩(wěn)定性。

圖4 閃蒸分液一體化裝置原理示意圖

3.5.3 集氣站段塞流分離一體化集成裝置

蘇里格氣田水平井開發(fā)區(qū)采氣干管氣液混輸，干管直徑較大，在清管過程中易出現(xiàn)段塞流，集氣站內(nèi)現(xiàn)有分離器無法滿足分離要求，建議研制適用于瞬時液量大的段塞流分離一體化集成裝置（圖5）。

3.6優(yōu)化采出水處理工藝

在偏遠(yuǎn)區(qū)塊天然氣處理規(guī)模小于200 m3/d的站場，試驗小型一體化采出水處理裝置。在水質(zhì)變化小、相對穩(wěn)定的站場，采用“沉降＋過濾”采出水處理工藝（圖6）；在水質(zhì)復(fù)雜、變化較大的站場，采用“氣?。^濾” 采出水處理工藝（圖7）。

圖5 段塞流分離裝置工藝流程示意圖

圖6 “沉降＋過濾”工藝流程示意圖

3.7開展油泥集中無害化處理

針對含油污泥點多面廣、含水率高的特點，采用“分散減量化、集中無害化”的處理方式，將各站點含油污泥減量化后，拉運(yùn)至中心處理站采用“熱洗調(diào)質(zhì)＋離心脫水＋焚燒”綜合處理工藝，進(jìn)行集中無害化處理。

“分散減量化”指采用減量化工藝措施，在站點將含水率約為99%的污泥脫水至約80%，體積減少10倍以上，來降低拉運(yùn)成本。

“集中無害化”指采用焚燒工藝，降解和去除油泥的危險化學(xué)成分和有毒物質(zhì)，焚燒后泥渣滿足《農(nóng)用污泥中污染物控制標(biāo)準(zhǔn)》，可以做為普通垃圾衛(wèi)生填埋。

3.8 開展C2+混合輕烴回收研究和探討

3.8.1 研究背景

液化石油氣和穩(wěn)定輕烴的用途廣泛，既可以作為工業(yè)和民用燃料，也可作為化工原料進(jìn)行深加工，生產(chǎn)高附加值的化工產(chǎn)品。

近年來國內(nèi)環(huán)境壓力日益增大，液化石油氣等清潔能源得到了市場的青睞和重視，2012年總消費(fèi)量為2 469×104t，預(yù)計2020年，國內(nèi)液化石油氣消費(fèi)量可達(dá)到2 520×104t。但國內(nèi)液化石油氣產(chǎn)量不足，進(jìn)口量不斷攀升。據(jù)統(tǒng)計，僅2014年上半年進(jìn)口量為317×104t，同比增長98%。

2014年，蘇里格氣田天然氣產(chǎn)量為235.3×108m3，其中C2

+平均含量為5.4%，C3+平均含量為1.1%，如果全部進(jìn)行輕烴回收，每年可回收乙烷115.9×104t，回收液化石油氣44.2×104t，回收穩(wěn)定輕烴11.2×104t，年銷售收入可增加33億元，相當(dāng)于每1 m3天然氣價格提高2.06元，具有很高的經(jīng)濟(jì)效益。

開展輕烴回收工程，可把現(xiàn)有的單一商品天然氣產(chǎn)品增加為天然氣、乙烷、液化石油氣和穩(wěn)定輕烴等4種產(chǎn)品，增加了產(chǎn)品銷售的種類和渠道，可提高中國石油長慶油田公司天然氣產(chǎn)品銷售的適應(yīng)能力，實現(xiàn)產(chǎn)品的多元化。同時，對于促進(jìn)我國乙烷生產(chǎn)工業(yè)體系的建立和發(fā)展也有積極意義。

3.8.2 技術(shù)路線

回收天然氣中C2+烴類采用深冷分離工藝，包括兩級透平膨脹機(jī)制冷法、冷劑和膨脹機(jī)聯(lián)合制冷法、混合冷劑制冷法，以及在常規(guī)膨脹機(jī)法基礎(chǔ)上經(jīng)過改進(jìn)的氣體過冷、液體過冷、干氣循環(huán)、低溫干氣再循環(huán)和側(cè)線回流等方法。蘇里格氣田原料天然氣氣質(zhì)相對較貧，適合采用改進(jìn)RSV工藝（圖8）。制冷方式可按照混合冷劑預(yù)冷＋透平膨脹機(jī)聯(lián)合制冷考慮（圖9）。

圖7 “氣?。^濾”工藝流程示意圖

圖8 改進(jìn)RSV工藝流程示意圖

4 結(jié)論

1）隨著蘇里格氣田進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，氣井壓力不斷下降、單井產(chǎn)能不斷降低，氣田地面工藝技術(shù)優(yōu)化難點主要集中在地面集輸系統(tǒng)適應(yīng)性、安全環(huán)保、開發(fā)效益等方面。

2）在提高地面集輸系統(tǒng)適應(yīng)性方面，可通過研發(fā)井場移動計量裝置，定期進(jìn)行氣、水計量，來滿足氣井精細(xì)化管理要求；及時開展小站脫硫工藝技術(shù)研究，滿足邊遠(yuǎn)分散的下古氣井集輸處理需求，發(fā)揮下古生界氣藏產(chǎn)能；適時開展增壓工藝技術(shù)改造，實現(xiàn)低壓、低產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)，提高開井時率和累計采氣量；應(yīng)用固體消泡裝置，消除氣田采出水中夾帶的泡沫，減少對下游設(shè)備及采出水處理工藝的不利影響。

3）在偏遠(yuǎn)區(qū)塊試驗小型一體化采出水處理裝置，針對含油污泥點多面廣、含水率高的特點，采用“分散減量化、集中無害化”的處理方式，來適應(yīng)新形勢下安全、環(huán)保生產(chǎn)需求。

4）開展C2+混合輕烴回收利用研究，尋求新的效益增長點，降低企業(yè)成本控制帶來的壓力影響。

圖9 混合冷劑＋透平膨脹機(jī)聯(lián)合制冷工藝流程示意圖

[1] 劉祎, 王登海, 楊光, 劉子兵, 王遇冬, 薛崗. 蘇里格氣田天然氣集輸工藝技術(shù)的優(yōu)化創(chuàng)新[J]. 天然氣工業(yè), 2007, 27(5): 139-141.

Liu Yi, Wang Denghai, Yang Guang, Liu Zibing, Wang Yudong, Xue Gang. Optimization and innovation works on gas gathering technology and techniques in the Sulige Gas Field[J]. Natural Gas Industry, 2007, 27(5): 139-141.

[2] 趙勇, 王曉榮, 王憲文, 梁博羽, 張波, 馬海賓, 等. 蘇里格氣田地面工藝模式的形成與發(fā)展[J]. 天然氣工業(yè), 2011, 31(2): 17-19.

Zhao Yong, Wang Xiaorong, Wang Xianwen, Liang Boyu, Zhang Bo, Ma Haibin, et al. Formation and development of ground surface technologies in the Sulige Gas Field[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31(2): 17-19.

[3] 冉新權(quán), 何光懷. 關(guān)鍵技術(shù)突破, 集成技術(shù)創(chuàng)新實現(xiàn)蘇里格氣田規(guī)模有效開發(fā)[J]. 天然氣工業(yè), 2007, 27(12): 1-5.

Ran Xinquan, He Guanghuai. Key technologies broken through and integrated techniques innovated to roll boost highly efficient development in Sulige Gas Field in large scale[J]. Natural Gas Industry, 2007, 27(12): 1-5.

[4] 劉祎, 楊光, 王登海, 林玉和, 薛崗. 蘇里格氣田地面系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計[J]. 天然氣工業(yè), 2007, 27(12): 124-125.

Liu Yi, Yang Guang, Wang Denghai, Lin Yuhe, Xue Gang. Application of standard design for surface system in Sulige Gas Field[J]. Natural Gas Industry, 2007, 27(12): 124-125.

[5] 韓建成, 楊擁軍, 張青士, 楊永霞. 長慶油田標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計、模塊化建設(shè)技術(shù)綜述[J]. 石油工程建設(shè), 2010, 36(2): 75-79.

Han Jiancheng, Yang Yongjun, Zhang Qingshi, Yang Yongxia. Review on technology of standardizing design and modularizing construction in Changqing Oilfield[J]. Petroleum Engineering Construction, 2010, 36(2): 75-79.

[6] 閆紅軍. 模塊化建設(shè)及在蘇里格氣田實施效果分析[J]. 油氣田地面工程, 2009, 28(12): 64-65.

Yan Hongjun. The modularization build and implementation effect analysis in Sulige natural gas field[J]. Oil-Gasfield Surface Engineering, 2009, 28(12): 64-65.

[7] 朱天壽, 劉祎, 周玉英, 常志波, 劉銀春, 楊家茂, 等. 蘇里格氣田數(shù)字化集氣站建設(shè)管理模式[J]. 天然氣工業(yè), 2011, 31(2): 9-11.

Zhu Tianshou, Liu Yi, Zhou Yuying, Chang Zhibo, Liu Yinchun, Yang Jiamao, et al. Construction and management mode of digital gas gathering stations in the Sulige Gas Field[J]. Natural Gas Industry, 2011, 31(2): 9-11.

[8] 王登海, 楊家茂, 石萬里, 鄭欣, 趙一龍. 致密氣藏低成本地面工藝優(yōu)化簡化技術(shù)——以蘇里格氣田為例[J]. 天然氣工業(yè), 2014, 34(3): 126-130.

Wang Denghai, Yang Jiamao, Shi Wanli, Zheng Xin, Zhao Yilong. A simplified and optimized ground engineering process with low cost in the development of tight gas reservoirs: A case study of the Sulige Gas Field, Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(3): 126-130.

[9] 張磊, 石萬里, 鄭欣, 王登海. 蘇里格氣田數(shù)字化集氣站橇裝化[J]. 油氣儲運(yùn), 2014, 33(3): 298-301.

Zhang Lei, Shi Wanli, Zheng Xin, Wang Denghai. Skid-mounted construction for digital gas gathering station in Sulige Gas Field[J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2014, 33(3): 298-301.

[10] 王登海, 楊光, 楊學(xué)青, 徐廣軍, 薛崗. 蘇里格氣田橇裝設(shè)備的開發(fā)與應(yīng)用[J]. 天然氣工業(yè), 2007, 27(12): 126-127.

Wang Denghai, Yang Guang, Yang Xueqing, Xu Guangjun, XueGang. Development and application of skid-mounted facility in Sulige Gas Field[J]. Natural Gas Industry, 2007, 27(12): 126-127.

[11] 唐婧亞, 韓金玉, 王華. 可脫除硫化氫的液體脫硫劑研究進(jìn)展[J]. 現(xiàn)代化工, 2013, 33(9): 22-26.

Tang Jingya, Han Jinyu, Wang Hua. Research progress in liquid hydrogen sulfide scavenger for removal of hydrogen sulfide[J]. Modern Chemical Industry, 2013, 33(9): 22-26.

[12] 劉子兵, 薛崗, 劉鵬超. 蘇里格氣田單井排水增產(chǎn)新模式探討[J]. 石油工程建設(shè), 2015, 41(3): 54-57.

Liu Zibing, Xue Gang, Liu Pengchao. Exploration of new mode for increasing gas production by single-well water drainage in Sulige Gas Field[J]. Petroleum Engineering Construction, 2015, 41(3): 54-57.

[13] 楊旭, 屈宗長, 吳裕遠(yuǎn). 同步回轉(zhuǎn)式混輸泵的工作原理與動力特性研究[J]. 西安交通大學(xué)學(xué)報, 2010, 44(5): 60-65.

Yang Xu, Qu Zongchang, Wu Yuyuan.Working principle and dynamic characteristics of a synchronal rotary multiphase pump[J]. Journal of Xi'an Jiaotong University, 2010, 44(5): 60-65.

[14] 戚杰, 魏偉, 張磊, 楊小軍, 劉偉, 李相云, 等. FG-4固體消泡劑與加藥裝置的研發(fā)及應(yīng)用[J]. 天然氣工業(yè), 2014, 34(2): 61-65.

Qi Jie, Wei Wei, Zhang Lei, Yang Xiaojun, Liu Wei, Li Xiangyun, et al. Research and development of FG-4 series solid defoaming agent and dosing device and their application[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(2): 61-65.

[15] 李旭成, 鄭榕, 鄭小林, 劉鵬. 泡沫排水采氣固體消泡工藝應(yīng)用現(xiàn)狀[J]. 天然氣與石油, 2015, 33(5): 27-31.

Li Xucheng, Zheng Rong, Zheng Xiaolin, Liu Peng. Application status of solid defoaming technology in foam drainage gas recovery[J]. Natural Gas and Oil, 2015, 33(5): 27-31.

（修改回稿日期 2016-09-20 編 輯何 明）

Challenges to and countermeasures for the optimization of surface engineering in the Sulige Gasfield during its stable production

Wang Denghai, Zheng Xin, Zhang Xiangguang, Feng Qitao, Zhang Pingping
(Xi'an Changqing Technology Engineering Co., Ltd., Xi'an, Shaanxi 710065, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.100-107, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

After a decade of development, the Sulige Gasfield in the Ordos Basin has ushered in a stage of stable production. Since the continuous decline of formation pressure brings adverse effects to the stable operation of surface systems, it is necessary to take proper measures to keep the efficient and stable development of the Sulige Gasfield. In this paper, the construction status and production data of the Sulige Gasfield was analyzed. It is found that the challenges to the Sulige Gasfield in the stable production period mainly focus on three aspects, e.g. how to improve the adaptability of surface gathering systems, how to deal with more pressure in safety and environmental protection and how to increase the development benefit. They are specifically presented as pressure drawdown in gas wells, decline of gas production, gradual development of remote sour gas wells year after year, constant increase of wells by foaming drainage gas recovery, and increasingly stricter supervision on oil sludge and waste water treatment. In view of these challenges, seven technological measures were proposed. First, change the metering mode of cluster well sites. Second, adopt small-station desulfurization technologies. Third, upgrade the supercharging process used in the period of stable production. Fourth, adopt the produced water defoaming device. Fifth, develop the integrated equipment. Sixth, carry out harmless treatment of oil sludge. And seventh, recycle C2+light hydrocarbon mixture. After these measures were taken in the Sulige Gasfield, the adaptability of surface gathering system was improved significantly to satisfy the requirement of fine gas and oil field management. As a result, the economic benefit of gas field development is increased, the requirements of safety and environmental production under the new situations are satisfied, and the stress in enterprise cost control is relieved.

Ordos Basin; Sulige Gasfield; Stable production period; Optimization of surface engineering; Integrated equipment; Liquid desulfurization; Recycling of C2+light hydrocarbon mixture; Produced water defoaming; Harmless treatment of oil sludge

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.014

王登海，1969年生，高級工程師，碩士；主要從事油氣田工程規(guī)劃設(shè)計與研究工作。地址：（710065）陜西省西安市未央?yún)^(qū)鳳城四路長慶大廈。電話：（029）86592391。ORCID:0000-0002-6027-8157。E-mail: wdh1_cq@petrochina.com.cn