張成斌 易冬蕊 劉婷婷 梁裕如 韓建紅 胡耀強(qiáng) 何 鵬 楊朝鋒 曲鳳杰

陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院, 陜西 西安 710075

0 前言

延安氣田地處鄂爾多斯盆地東南部,構(gòu)造上屬于伊陜斜坡,是典型“低孔、低滲、低壓、低產(chǎn)、低豐度”氣藏,主力層系為上古生界石炭系本溪組—二疊系山西組、石盒子組,下古生界奧陶系馬家溝組[1]。截至2018年，延安氣田天然氣探明儲(chǔ)量超過6 000×108m3,累積建成產(chǎn)能46×108m3/a,累積產(chǎn)氣量達(dá)110×108m3。而今,延安氣田已進(jìn)入快速上產(chǎn)階段,預(yù)計(jì)“十三五”末累積建成天然氣產(chǎn)能100×108m3/a。

經(jīng)過先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)高壓集輸工藝的摸索，一期工程中壓集輸工藝的試行與推廣，合作區(qū)塊和延128井區(qū)2#集氣站低壓集輸工藝的探索以及邊緣井橇裝LNG集輸工藝的創(chuàng)新性提出,延安氣田形成了“以中壓集輸為主,低壓集輸和橇裝LNG集輸相輔”的地面集輸工藝。

1 地面集輸工藝的特點(diǎn)

1.1 高壓集輸工藝

高壓集輸工藝主要特點(diǎn)是“高壓集氣、站內(nèi)加熱、節(jié)流降溫、低溫分離、輪換計(jì)量、集中注醇”,即井口不進(jìn)行加熱和節(jié)流,產(chǎn)出氣通過“放射狀”的高壓采氣管線輸往集氣站,在站內(nèi)集中進(jìn)行加熱、節(jié)流、計(jì)量和脫水處理[2-7]。為了預(yù)防在集氣過程中產(chǎn)生水合物造成冰堵現(xiàn)象,在站內(nèi)設(shè)置注醇泵房,采用“一井一泵一管線”方式集中向氣井注入水合物抑制劑(甲醇),注醇管線和采氣管線采用同溝敷設(shè)方式。高壓集輸工藝流程見圖1。

圖1 高壓集輸工藝流程圖

由于井場流程簡單，便于控制管理且可充分利用地層壓力,延安氣田先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)在2012年建成投產(chǎn)時(shí)采用了高壓集輸工藝。但經(jīng)過多年摸索,高壓集輸工藝的缺點(diǎn)也逐漸暴露出來:井筒和管線容易產(chǎn)生積液現(xiàn)象,嚴(yán)重時(shí)會(huì)形成水合物造成冰堵危害,高壓運(yùn)行中存在安全隱患,尤其是對于中低產(chǎn)井;氣井壓力之間存在較大差異,系統(tǒng)壓力很難與之匹配;管線工程量大、站內(nèi)設(shè)備復(fù)雜,工程投資和運(yùn)行管理費(fèi)用較高。高壓集輸工藝比較適用于氣井壓力大、穩(wěn)產(chǎn)年限長、產(chǎn)量高、地面平坦、氣井密集的井區(qū),對于延安氣田大部分井區(qū)適用性不強(qiáng)。

1.2 中壓集輸工藝

中壓集輸工藝主要特點(diǎn)是“井下節(jié)流、單井計(jì)量、井口串聯(lián)、中壓集氣、常溫分離、集中注醇”,即井下投放節(jié)流器,通過節(jié)流使井口油壓降到6.3～6.8 MPa,充分利用地層溫度對節(jié)流后的天然氣進(jìn)行加熱,防止井筒中水合物的生成,采出氣經(jīng)井口濕式流量計(jì)計(jì)量后串聯(lián)成“枝上枝”形式進(jìn)入集氣站,在生產(chǎn)分離器中進(jìn)行常溫分離脫水,匯入集氣干線輸至凈化廠處理[8-12]。為防止采氣管線發(fā)生冰堵事故,同溝敷設(shè)注醇管線,采用“一井場一管線”“一泵多井”方式進(jìn)行甲醇集中加注,站內(nèi)預(yù)留集氣干線注醇口。中壓集輸工藝流程見圖2。

圖2 中壓集輸工藝流程圖

中壓集輸工藝在延氣2-延128井區(qū)一期工程試應(yīng)用后,被迅速推廣到延145井區(qū)等后續(xù)區(qū)塊開發(fā)中。與高壓集輸工藝相比,中壓集輸工藝充分利用了地層能量(壓能和熱能),增加了管道攜液能力,降低管線的事故率,同時(shí)集氣半徑增加了40%,單個(gè)集氣站的集氣規(guī)模及納入井?dāng)?shù)增加了2倍左右,集氣站占地面積縮小1/7,管線工程量減少近一半,地面總投資減少40%,運(yùn)行費(fèi)用至少降低20%。

1.3 低壓集輸工藝和橇裝LNG集輸工藝

低壓集輸工藝主要特點(diǎn)是“井下節(jié)流、單井計(jì)量、井口串聯(lián)、夏季中壓、冬季低壓、常溫分離、無需注醇、冬季增壓”,即利用地層溫度場實(shí)施井下節(jié)流,冬季氣井井口壓力節(jié)流至1.3 MPa左右,使水合物形成溫度(-4.5 ℃左右)比環(huán)境地溫(3 ℃左右)低5 ℃以上,保證采氣、集氣管線內(nèi)不生成水合物,集氣站增壓運(yùn)行,實(shí)現(xiàn)低壓集氣,夏季氣井井口壓力節(jié)流至4 MPa,實(shí)現(xiàn)中壓集氣[13-17]。低壓集輸工藝流程見圖3。

低壓集輸工藝流程簡化,管線壓力等級低,且充分利用了地層能量,但下游需設(shè)置壓縮機(jī)增壓外輸,且對節(jié)流器要求較高,適用于產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)年限短的區(qū)塊,目前延安氣田僅有合作區(qū)塊和延128井區(qū)2#站應(yīng)用。隨著氣田開發(fā)的全面展開,低產(chǎn)井?dāng)?shù)量逐漸增加并連成片,如宜川井區(qū)和延長東井區(qū),低壓集輸工藝將會(huì)推廣應(yīng)用。

圖3 低壓集輸工藝流程圖

勘探開發(fā)中有些零散井、偏遠(yuǎn)井,因產(chǎn)量低不符合鋪設(shè)管線的經(jīng)濟(jì)性要求或者位置偏遠(yuǎn)無法并入集輸管網(wǎng),但仍具有開采價(jià)值。針對這類情況延安氣田創(chuàng)新性提出了橇裝LNG集輸工藝,其工藝流程見圖4。

針對井口天然氣壓力和流量波動(dòng)的現(xiàn)象,橇裝LNG裝置利用計(jì)量與過濾單元的緩沖作用來降低其帶來的不利影響。針對地處偏遠(yuǎn)、盡可能減少占地的實(shí)際情況,采用浸硫活性炭脫汞、氧化鐵固體脫硫劑脫硫、分子篩吸附脫水、高效的混合制冷劑制冷工藝。

經(jīng)過多年探索與創(chuàng)新,延安氣田根據(jù)各區(qū)塊資源情況選用合適的集輸工藝,形成了以“中壓集輸為主，低壓集輸和橇裝LNG集輸相輔”的地面集輸工藝。高、中、低壓集輸工藝對比見表1。

圖4 橇裝LNG集輸工藝流程圖

表1 高、中、低壓集輸工藝對比

項(xiàng)目高壓集輸中壓集輸?shù)蛪杭敼?jié)流方式站內(nèi)針閥集中節(jié)流井下節(jié)流器節(jié)流井下節(jié)流器節(jié)流井口壓力/MPa>106.3～6.84(夏季),1～1.3(冬季)管線等級/MPa2386.3設(shè)備要求設(shè)備要求復(fù)雜、數(shù)量較多設(shè)備要求簡單、數(shù)量較少相比中壓集輸增加壓縮機(jī)加熱方式站內(nèi)加熱爐集中加熱利用地?zé)崂玫責(zé)崾欠裥枰鰤呵捌诓恍枰鰤?后期需增壓前期不需要增壓,后期需增壓需壓縮機(jī)增壓甲醇消耗量/(L·10-4·m-3)75.32(注醇量較大)48.89(注醇量較小)基本不注醇水合物易形成不易形成不易形成穩(wěn)產(chǎn)效果站內(nèi)壓力波動(dòng)易導(dǎo)致地層壓力震蕩地層不受井口、站內(nèi)影響地層不受井口、站內(nèi)影響開關(guān)井頻率低高低調(diào)峰情況可站內(nèi)隨時(shí)調(diào)峰氣井保供調(diào)峰氣井保供調(diào)峰攜液能力高產(chǎn)井?dāng)y液能力強(qiáng)低產(chǎn)井?dāng)y液能力弱節(jié)流器增大氣體流速,攜液能力增強(qiáng)節(jié)流器增大氣體流速、壓縮機(jī)提供攜液動(dòng)力,攜液能力增強(qiáng)投資成本較大適中較小

2 集輸工藝存在問題及解決方法

2.1 單井計(jì)量無法滿足現(xiàn)場生產(chǎn)要求

井下節(jié)流的氣井采用氣液混輸技術(shù),在井口安裝一體化差壓式流量計(jì)或者旋進(jìn)漩渦流量計(jì)，進(jìn)行單井濕式計(jì)量后匯合輸送到集氣站進(jìn)行下一步處理、計(jì)量,因此無法準(zhǔn)確掌握單井的產(chǎn)氣量和產(chǎn)液量,從而影響后續(xù)的氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析及管理。

為此,現(xiàn)場對井口管線進(jìn)行技術(shù)改造,增設(shè)移動(dòng)計(jì)量口,利用移動(dòng)計(jì)量車定期進(jìn)行氣、液計(jì)量,掌握氣井產(chǎn)氣、產(chǎn)液情況。技術(shù)人員通過分析歷史數(shù)據(jù),并結(jié)合移動(dòng)計(jì)量結(jié)果,對集氣站所管轄氣井的產(chǎn)氣量和產(chǎn)液量進(jìn)行劈分,來滿足氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析及精細(xì)化管理的數(shù)據(jù)需求。

2.2 甲醇注入量大且分配不合理

氣田生產(chǎn)初期,高、中壓集輸工藝的平均注醇量約0.08 m3/104m3和0.05 m3/104m3,占產(chǎn)水量10%～50%。中壓集輸工藝采用“一井場一管線”“一泵多井”的注醇方式,同一井場井口壓力高的井注醇量少、壓力低的井注醇量多,這與水合物形成的壓力、溫度關(guān)系相違背,從而加大了井口壓力高的井的冰堵風(fēng)險(xiǎn),導(dǎo)致注醇量進(jìn)一步加大。

為此,現(xiàn)場進(jìn)行了一系列技術(shù)革新:1)井口采氣樹四通后加裝甲醇霧化裝置,提高甲醇和天然氣的混合效果，甲醇霧化裝置見圖5;2)延安地區(qū)晝夜溫差大,將注醇時(shí)間分為白天(8:00-18:00)和夜間(18:00-次日8:00),降低白天注醇量;3)入冬時(shí)對氣井套管內(nèi)注醇,可有效降低注醇量;4)建立“一井一策”制度,根據(jù)氣井實(shí)際情況進(jìn)行精準(zhǔn)注醇;5)井口注醇管線加裝調(diào)節(jié)閥和流量計(jì),確保注入量合理分配。通過以上技改措施,注醇量減少了30%～50%,高、中壓集輸工藝的平均注醇量降為0.043 m3/104m3和0.021 m3/104m3。

與此同時(shí),延安氣田開展了動(dòng)力學(xué)抑制劑(Kinetic Hydrate Inhibitor,KHI)應(yīng)用試驗(yàn)研究,自主研發(fā)了一種高效水合物抑制劑,并進(jìn)行了氣田生產(chǎn)現(xiàn)場試驗(yàn);高效水合物抑制劑環(huán)保效益好,抑制效果顯著[18-20]。抑制原理為降低水合物的成核速率,延緩臨界晶核形成時(shí)間、干擾晶體生長方向來影響其穩(wěn)定性,從而延長生成時(shí)間而達(dá)到目的。該產(chǎn)品經(jīng)國家安全生產(chǎn)監(jiān)督管理總局化學(xué)品登記中心檢測,屬于非危險(xiǎn)化學(xué)品[21]。高效水合物抑制劑使用方法與甲醇相同,在集氣站內(nèi)通過注醇泵、經(jīng)注醇管線至井口,然后隨天然氣經(jīng)采氣管線在集氣站實(shí)現(xiàn)氣液分離,隨產(chǎn)出水至處理站處理達(dá)標(biāo)后回注地層。該抑制劑注入量為產(chǎn)水量0.5%～2.0%,平均每口井注入量小于15 L/d。

圖5 甲醇霧化裝置示意圖

2.3 管線積液嚴(yán)重

隨著氣田開采的深入,氣井產(chǎn)水量越來越大,并受“黃土塬、梁、峁、溝、塬”復(fù)雜地形高低起伏大的影響,管線積液問題愈發(fā)嚴(yán)重,增大了管線壓差,造成壓力、產(chǎn)量波動(dòng),甚至產(chǎn)生水堵現(xiàn)象,嚴(yán)重威脅現(xiàn)場的安全生產(chǎn)。現(xiàn)場除干線外,其他采氣管線并未設(shè)置清管裝置,這就導(dǎo)致積液不能定期清除,加重管線積液。

為此,現(xiàn)場進(jìn)行了一系列技術(shù)革新:1)改造干線,對條件允許的井場加裝清管裝置,并定期進(jìn)行清管作業(yè),排除管線積液;2)對上下游壓差較大的管線,進(jìn)行泡排作業(yè),注入表面活性起泡劑,將積液轉(zhuǎn)化成低密度含水泡沫進(jìn)行排除;3)改造井口管線,增設(shè)返排罐和氣液分離器,將集氣站天然氣返輸?shù)骄畧?從而排除管線積液，井口返排工藝改造示意圖見圖6。通過以上技改措施,上、下游管線平均壓差由0.6 MPa降至0.2 MPa以內(nèi),有效提高了地面集輸效率。

圖6 井口返排工藝改造示意圖

與此同時(shí),延安氣田將渦流管排水采氣原理應(yīng)用到井口或低洼處管道,并自主研發(fā)了一套管式循環(huán)旋流脫水器,將無規(guī)則的兩相紊流轉(zhuǎn)變成類環(huán)狀流動(dòng),降低流動(dòng)壓力降,增大管中心氣體流速,大大提高其攜液能力,其推廣應(yīng)用前景十分廣闊。

2.4 泡沫排水工藝影響下游生產(chǎn)

延安氣田形成了“泡沫排水采氣為主,多元復(fù)合排水為輔”的排水采氣工藝體系來保證氣井正常生產(chǎn),其中泡沫排水采氣作業(yè)占總作業(yè)的90%以上。泡沫排水采氣工藝原理是將井筒積液轉(zhuǎn)化為低密度泡沫進(jìn)行輸送，而產(chǎn)生的低密度泡沫會(huì)使集氣站及下游LNG廠、凈化廠的相關(guān)設(shè)備運(yùn)行效率變低,而且會(huì)影響產(chǎn)品氣的質(zhì)量。

為此,現(xiàn)場對集氣站進(jìn)行了站內(nèi)改造,增設(shè)了消泡劑注入橇、注入泵以及注入管線,選擇進(jìn)站匯管進(jìn)入生產(chǎn)分離器之前1～2 m處為注入點(diǎn),使消泡劑和含泡沫的采出水充分混合后進(jìn)入生產(chǎn)分離器,從而保證消泡效果。對于下游要求高的用戶(例如LNG廠),在集輸末站新增二級分離橇,保證用氣質(zhì)量。同時(shí),加大對消泡劑與含泡沫采出水的配伍性研究,保證消泡劑的實(shí)用性。

2.5 信息化、標(biāo)準(zhǔn)化、數(shù)字化程度低

已建成的延氣2-延128井區(qū)部分井場信息化程度低,未安裝可燃?xì)怏w檢測、視頻監(jiān)控、語音對講等系統(tǒng),無法對井場實(shí)時(shí)監(jiān)控和遠(yuǎn)程操作,需要花費(fèi)大量的人力、物力巡井,存在一定的安全隱患。站場設(shè)備管理、資料存放雜亂無章,影響正常的生產(chǎn)管理。生產(chǎn)數(shù)據(jù)需要人工整理,并逐級上報(bào)匯總,存在滯后性和共享局限性,加大了生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析難度,存在延遲發(fā)現(xiàn)問題、解決問題的隱患。

針對以上問題,延安氣田利用無線變送器、RTU、無線網(wǎng)橋和中繼網(wǎng)橋等設(shè)備對該區(qū)塊無遠(yuǎn)傳功能井和GPRS通信井進(jìn)行信息化建設(shè)升級,并增設(shè)了視頻監(jiān)控、語音通話和可燃?xì)怏w檢測系統(tǒng),實(shí)現(xiàn)了智能無線儀表大量應(yīng)用于氣田信息化,并建立了“井(站)—隊(duì)—廠—公司”四級指揮調(diào)度制度,提高了氣田安全防護(hù)和應(yīng)急處置能力。同時(shí),延安氣田建立了生產(chǎn)管理平臺(tái),基層技術(shù)人員將生產(chǎn)數(shù)據(jù)分類輸入平臺(tái)后自動(dòng)生成報(bào)表上傳,各層生產(chǎn)管理人員可通過權(quán)限進(jìn)行查閱,很大程度上降低了工作量,提高了工作效率。同時(shí)開展了井場、站場的標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè),頒布了相應(yīng)的規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)和管理辦法,取得了不錯(cuò)的成效。

3 結(jié)論

1)中壓集輸工藝已被證明適用于延安氣田:從技術(shù)上分析,可充分利用地層能量(壓能和熱能),增加管道的攜液能力,降低管線的事故率;從經(jīng)濟(jì)上分析,與高壓集輸工藝相比,地面總投資減少40%,運(yùn)行費(fèi)用至少降低20%。但隨著延安氣田的全面開發(fā),儲(chǔ)量豐度低、氣藏品位差的區(qū)塊逐漸出現(xiàn),所轄氣井產(chǎn)量低(小于104m3/d)、穩(wěn)產(chǎn)年限短(5 a以下),采用中壓集輸工藝的經(jīng)濟(jì)效益較差,此時(shí)推薦采用低壓集輸工藝。具有開采價(jià)值的零散井、偏遠(yuǎn)井無法建設(shè)管網(wǎng),應(yīng)采用橇裝LNG集輸工藝。

2)地面集輸系統(tǒng)的優(yōu)化應(yīng)向著標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化、信息化、安全化、環(huán)?；姆较虬l(fā)展,從而提高適應(yīng)性和經(jīng)濟(jì)性。積極圍繞氣井計(jì)量、管線積液、冰堵、信息化管理、標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)等方面開展技術(shù)改造和科學(xué)研究。