陳雪峰 李云海 趙雯 楊麗夢 晁萌 侯喆 申彤

1大慶油田有限責任公司采氣分公司

2中國石油青海油田分公司采氣二廠

大慶油田采氣分公司管轄汪家屯、宋站、羊草、徐深、升平、昌德六個氣田和汪深層、衛(wèi)深5、杏樹崗三個零散區(qū)塊，截至目前，氣田已建站場36座，已投產(chǎn)氣井213口。隨著氣田開發(fā)建設(shè)的推進，產(chǎn)能規(guī)模逐年增大，地面系統(tǒng)的運行成本增加、管理難度大、工藝不適配現(xiàn)有產(chǎn)能規(guī)模、設(shè)備設(shè)施超負荷運行的問題日益突出。因此，地面系統(tǒng)大力開展優(yōu)化簡化，做好布局調(diào)整、技術(shù)更新及工藝優(yōu)化，進而提高開發(fā)效益，降低生產(chǎn)成本。

1 氣田現(xiàn)狀

采氣分公司管轄六個氣田和三個零散區(qū)塊，截至2021 年10 月底，投產(chǎn)氣井212 口。開發(fā)現(xiàn)狀詳情見表1。

表1 氣田開發(fā)現(xiàn)狀Tab.1 Status quo of gas field development

截至2021年10月底，氣田已建站場36座，處理規(guī)模1 360×104m3/d，采用伴熱集氣，站內(nèi)換熱節(jié)流。地面建設(shè)現(xiàn)狀統(tǒng)計見表2。

表2 地面建設(shè)現(xiàn)狀Tab.2 Status quo of surface construction

“十三五”期間，采氣分公司天然氣產(chǎn)量年均增長1×108m3，天然氣商品率在98.69%以上，生產(chǎn)自用率0.36%以下，指標均好于股份公司總體技術(shù)經(jīng)濟指標值。能耗現(xiàn)狀見表3。

表3 能耗現(xiàn)狀Tab.3 Status quo of energy consumption

自用氣主要用于加熱爐、三甘醇、采暖爐的消耗，至2021 年10 月底，自用氣463×104m3，自用率0.32%。自用氣設(shè)備統(tǒng)計見表4。

表4 氣田耗氣設(shè)備統(tǒng)計Tab.4 Statistics of gas consumption equipment in the gas field

2 技術(shù)成果

圍繞氣田地面系統(tǒng)降本增效的目標，研究實施了以優(yōu)化井站布局[1]、完善低壓天然氣集輸管網(wǎng)、靈活調(diào)配高含碳天然氣集輸?shù)葹橹鞯南到y(tǒng)性優(yōu)化調(diào)整[2]，同時開展增壓開采、防凍工藝技術(shù)研究，有效實現(xiàn)了井站生產(chǎn)成本的降低、天然氣的多產(chǎn)多輸及自用氣的精細管理[3]。

2.1 天然氣集輸系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整

2.1.1 優(yōu)化井站布局，降低運行成本

（1）整合優(yōu)化低產(chǎn)井站。氣田建設(shè)初期多采用單井站開發(fā)模式，2008 年經(jīng)過多次擴邊調(diào)整后，僅剩徐深1 區(qū)塊及昌德氣田的4 座單井站，存在布局不合理、運行能耗與成本高、生活設(shè)施不完善等問題[4]。通過研究區(qū)塊整體布局、核實已建站場潛力，取消4 座單井站，將4 口氣井就近并入芳深6集氣站（新）、徐深1 集氣站處理，有效緩解了人員緊張及生活設(shè)施不完善的問題，同時每年減少生產(chǎn)運行成本295.4萬元（表5）。

表5 徐深1區(qū)塊及昌德氣田整合站場節(jié)約成本統(tǒng)計Tab.5 Statistics of cost saved by station integration in Xushen Block 1 and Changde Gas Field

（2）關(guān)停低效井站。東4、宋11、新東2 集氣站于2 000 年投產(chǎn)，均為單井集氣站，多年來所屬區(qū)塊無擴邊增產(chǎn)潛力，產(chǎn)量低、效益差，且地面工藝老化嚴重，因此通過與開發(fā)及生產(chǎn)部門充分結(jié)合，關(guān)停拆除東4、新東2、宋11集氣站[5]，每年減少生產(chǎn)運行成本236萬元（表6）。

五是加快推進水利現(xiàn)代化建設(shè)。統(tǒng)籌流域區(qū)域需求，積極開展河湖水系連通研究論證和工程建設(shè)，推進河網(wǎng)有序流動。以推進防汛抗旱指揮系統(tǒng)和水資源監(jiān)控能力建設(shè)為重點，加強“智慧太湖”建設(shè)，以水利信息化帶動水利現(xiàn)代化。

表6 宋站區(qū)塊關(guān)停站場節(jié)約成本統(tǒng)計Tab.6 Statistics of cost saved by shutting down stations in Songzhan Block

2.1.2 完善局部集輸管網(wǎng)，保障產(chǎn)能充分發(fā)揮

目前氣田已建低壓集輸系統(tǒng)由南、北干線和升宋線、宋高線組成，其中升宋線與宋高線下游用戶氣量最大達到138.1×104m3/d，集輸能力已不能滿足供氣需要，供需關(guān)系如圖1所示。

圖1 低壓集輸系統(tǒng)供需關(guān)系示意圖Fig.1 Schematic diagram of supply-demand relationship in the low pressure gathering system

升宋線主要為宋芳屯調(diào)壓計量站低壓用戶供氣，未來最大用氣量為30×104m3/d，受淺層氣外輸壓力限制，管道輸氣量為27×104m3/d，輸氣量已達到最大值，無法滿足用戶需要；宋芳屯調(diào)壓計量站需由徐深1 方向深層氣補氣111.1×104m3/d，徐深1至徐深6集氣站管道設(shè)計能力為60×104m3/d，目前實際輸氣量為70×104m3/d，加上徐深6 集氣站自產(chǎn)12.5×104m3/d 的氣量，仍有28.6×104m3/d的用氣缺口；宋高線主要為高平調(diào)壓站、芳深1集氣站、芳深2轉(zhuǎn)油站等下游用戶供氣，未來最大氣量為29.1×104m3/d，已建管道輸送能力為20×104m3/d，已無法滿足輸氣需要。

為此，對低壓集輸系統(tǒng)管網(wǎng)進行優(yōu)化研究[6]，結(jié)合用戶供氣位置，調(diào)整集供氣方向，新建低壓集輸環(huán)網(wǎng)，分擔芳深1、芳2 轉(zhuǎn)供氣任務(wù)，緩解宋高線供氣壓力，避免建設(shè)宋高線復線；為提高深層氣補氣集輸能力，新建徐深1-徐深6復線，從深層氣田調(diào)用28.6×104m3/d氣量，滿足七廠等6個下游用戶供氣需求。目前已開展項目前期工作，通過建設(shè)低壓集輸環(huán)網(wǎng)與深層氣聯(lián)絡(luò)線復線后，預計可增加供氣量37.7×104m3/d，改造情況如圖2所示。

圖2 宋高線改造示意圖Fig.2 Schematic diagram of the reforming of Songgao Line

2.1.3 優(yōu)化高碳集輸系統(tǒng)，提高集氣能力

高含碳區(qū)塊主要分布在昌德氣田等5 個區(qū)塊，涉及站場9 座，氣井50 口，氣量336.6×104m3/d。建設(shè)有汪深1 至徐深9 高含碳集輸工藝1 套，集輸能力66×104m3/d，未來最大輸氣量將達到72.2×104m3/d，管道能力限制產(chǎn)能發(fā)揮。

針對管道能力限制，通過建設(shè)高低含碳混輸工藝，實現(xiàn)高、低含碳天然氣靈活調(diào)配。將汪深1集氣站24.7×104m3/d高含碳氣送入508干線混輸，混輸后508 干線負荷率為71%，二氧化碳含碳量2.3%，仍然滿足天然氣外輸需求，同時汪深1-徐深9 高含碳集輸管道負荷率由110%降低至72%，混輸后管道負荷對比情況見表7。

表7 汪深1-徐深9集氣站管道高含碳集輸干線潛力分析Tab.7 Potential analysis on gathering trunk line of high carbon contentinpipelinesofWangshen1-Xushen9GasGatheringStation

2.2 天然氣集輸工藝優(yōu)化改進

2.2.1 攻關(guān)研究增壓工藝，充分動用已建產(chǎn)能

隨著氣田開發(fā)時間延長，氣井壓力、產(chǎn)量逐年降低，難以進入集輸管網(wǎng)維持生產(chǎn)，同時受冬、夏季供氣波動影響，夏季將有120×104m3/d富余產(chǎn)能無法生產(chǎn)，結(jié)合地面管網(wǎng)建設(shè)及生產(chǎn)現(xiàn)狀，開展增壓工藝攻關(guān)研究，為產(chǎn)能發(fā)揮提供有力對策[7]。

表8 預計低壓氣井統(tǒng)計Tab.8 Statistics of low pressure gas well expected

通過低壓氣井分布情況、影響氣量分析，目前徐深1 區(qū)塊徐深6 井區(qū)低壓氣井分布集中、增壓時機統(tǒng)一、增產(chǎn)效果預測穩(wěn)定，應優(yōu)先考慮整站增壓工藝；汪家屯氣田低壓氣井增壓時機不統(tǒng)一，分布零散，比較適合單井增壓工藝模式。

單井增壓工藝：在汪家屯氣田優(yōu)選具有代表性積液間開低壓氣井6口，研究應用了單井站內(nèi)增壓及井口增壓兩套工藝，配套改進高效分離排污工藝，有效恢復低壓氣井連續(xù)生產(chǎn)。至今累計增氣193.2×104m3，增產(chǎn)效果明顯。工藝流程如圖3、圖4所示。

圖3 井口增壓工藝流程示意圖Fig.3 Schematic diagram of wellhead pressurization process

圖4 分離排污工藝流程示意圖Fig.4 Schematic diagram of separation and sewage discharge process

（2）徐深6 整站增壓。依托徐深6 集氣站開展整站增壓工藝建設(shè)，充分利舊已建設(shè)施，挖掘已建工藝潛力，在分離后、脫水前引入增壓工藝，形成徐深6集氣站集中增壓模式，實現(xiàn)整站增壓，預計增加產(chǎn)氣量1.17×108m3，采收率提高6.3%。工藝流程如圖5所示。

圖5 徐深6增壓工藝流程示意圖Fig.5 Schematic diagram of pressurization process in Xushen 6 Station

（3）富余氣增壓外輸。目前徐深1集氣站接收徐深1-101、徐深601、徐深603、徐深6、徐深6-311集氣站及本站來氣，可向北干線輸氣，是徐深氣田的重要中轉(zhuǎn)節(jié)點，并與中俄東線大慶分輸站相鄰，具備富余氣上載條件。通過在徐深1集氣站內(nèi)新建增壓機橇等設(shè)備，將富余氣利用已建聯(lián)絡(luò)線送入徐深1集氣站內(nèi)增壓，形成增壓后天然氣利用已建俄氣下載管道及閥組返輸至分輸站內(nèi)的工藝，實現(xiàn)對徐深氣田夏季富余氣上載外輸，可增加天然氣產(chǎn)量2.1×108m3/a。

2.2.2 應用加熱爐完整性管理，實現(xiàn)高效運行

通過對加熱爐的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行采集和監(jiān)控，相關(guān)的生產(chǎn)、安全、效能數(shù)據(jù)與站控系統(tǒng)對接，統(tǒng)籌采集管理加熱爐18 個參數(shù)點。對排煙溫度及過量空氣系數(shù)進行檢測，采取措施降低排煙溫度、控制合理的空燃比，使加熱爐處于安全可靠、經(jīng)濟合理的運行狀態(tài)[8]。優(yōu)選徐深12、芳深6 集氣站作為試驗站，應用加熱爐完整性管理集控系統(tǒng)后，維修次數(shù)年均減少1～2 次，節(jié)省費用約6 500 元。自用氣節(jié)省耗氣量0.02×104m3/d，每臺加熱爐節(jié)省費用0.96萬元/年。

2.2.3 開展防凍工藝試驗，保障井站平穩(wěn)運行

目前氣田采用伴熱為主、注醇為輔的防凍工藝，可防止天然氣生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的水合物凍堵管道，應用電熱帶用電總功率達到12.77 MW。隨著氣田開發(fā)年限的增長，氣井產(chǎn)水量逐年增加，水合物生成風險增大，電熱帶由于老化導致運行效率降低，已無法滿足防凍需求。氣田12 口氣井受到影響，影響氣量12.61×104m3/d。由于更換電熱帶需進行征地及人工挖方施工，施工周期長，時效性差，投資高，全面更換改造電熱帶難度較大。

因此，需開展防凍工藝試驗。建立水合物生成溫度計算模型，明確理論凍堵溫度及注醇量，現(xiàn)已完成161口具備試驗條件的氣井核算；優(yōu)選低溫風險井開展先導性試驗，在徐深6集氣站進行注醇保運，預計恢復氣井連續(xù)生產(chǎn)7 口，每月增產(chǎn)氣量152×104m3；研究應用井口自動注醇工藝，優(yōu)選無注醇工藝的低溫氣井開展現(xiàn)場試驗，已試驗成功7口，恢復氣量12.3×104m3/d，未來將繼續(xù)推廣應用。應用多種防凍措施后，可保證低溫氣井平穩(wěn)、連續(xù)生產(chǎn)，同時每年可節(jié)省用電費用3 783 萬元，經(jīng)濟效益顯著（表9）。

表9 經(jīng)濟效益分析Tab.9 Analysis on economic benefit

3 結(jié)論及認識

通過開展氣田系統(tǒng)優(yōu)化整合研究，得出以下幾點結(jié)論：

（1）通過合理優(yōu)化地面系統(tǒng)布局，關(guān)停、合并低產(chǎn)低效的單井站，減少人員及運行成本531.4 萬元/年，實現(xiàn)了減員增效、提高經(jīng)濟效益與氣田綜合開發(fā)效益的目標；完善低壓集輸系統(tǒng)的部分管道及高低壓聯(lián)絡(luò)線，增加集氣能力37.7×104m3/d，滿足供氣需求。

（2）通過建設(shè)高低含碳混輸工藝，可靈活調(diào)配高含碳天然氣生產(chǎn)情況，降低了高含碳集輸干線的運行負荷，增加集氣6.2×104m3/d，保障高含碳氣井正常生產(chǎn)，使高含碳區(qū)塊產(chǎn)能得到充分發(fā)揮。

（3）通過開展增壓開采現(xiàn)場試驗，以低壓氣井較為集中的汪家屯氣田和徐深1區(qū)塊作為增壓試驗區(qū)，利用增壓開采技術(shù)延長低壓氣井的開采年限，提高儲量動用程度，保證氣井的長期生產(chǎn)，進而達到提高氣藏采收率的目的。汪家屯氣田至今累計增氣193.2×104m3，徐深6集氣站實現(xiàn)整站增壓后預計增加產(chǎn)氣量1.17×108m3/a。

（4）開展加熱爐完整性管理，實現(xiàn)對加熱爐遠程操控和視頻可視化監(jiān)控，為加熱爐風險識別、能效評價，以及維修、維護等提供詳實和可靠資料，確保安全、穩(wěn)定生產(chǎn)，達到完整性管理的目標。應用后減少自耗氣14×104m3/a，每年節(jié)省維修與自耗氣費用1.61萬元。

（5）研究利用已建注醇設(shè)施、推廣應用注醇防凍工藝，恢復低溫氣井正常生產(chǎn)，同時大幅降低防凍工藝建設(shè)費用與運行成本，為實現(xiàn)降本增效提供有力支持[9]，每年節(jié)省運行成本3 783萬元。

雖然采取了上述技術(shù)措施，但目前氣田地面系統(tǒng)仍有不足，主要體現(xiàn)在已建注醇工藝閥門滲漏導致藥劑互竄、甲醇回收工藝欠缺的問題，需進一部完善注醇工藝設(shè)施建設(shè)，開展對甲醇回收工藝的研究，降低甲醇使用成本；此外，高含碳天然氣產(chǎn)量逐年增大，徐深9凈化廠能力已無法滿足氣田脫碳需求，且生產(chǎn)調(diào)配存在較大難度，制約了產(chǎn)能的有效發(fā)揮，需要系統(tǒng)考慮脫碳工藝后續(xù)建設(shè)問題[10]。