劉銀春王莉華李 衛(wèi)陳 虹劉 祎鄭 欣

1.中國石油西安長慶科技工程有限責任公司 2.中國石油長慶油田公司第五采氣廠

蘇里格氣田南區(qū)塊天然氣集輸工藝技術(shù)

劉銀春1王莉華1李 衛(wèi)1陳 虹1劉 祎2鄭 欣1

1.中國石油西安長慶科技工程有限責任公司 2.中國石油長慶油田公司第五采氣廠

劉銀春等.蘇里格氣田南區(qū)塊天然氣集輸工藝技術(shù).天然氣工業(yè)，2012，32（6）：69-72.

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田南區(qū)塊單井控制儲量小、穩(wěn)產(chǎn)期短、非均質(zhì)性強，屬于典型的低滲透致密巖性氣藏。針對該區(qū)塊的地質(zhì)特征和特殊的開發(fā)方式（采用井間與區(qū)塊相結(jié)合的接替方式開發(fā)），采用了以下天然氣集輸工藝：①井下節(jié)流、井叢集中注醇的天然氣水合物抑制工藝；②管道不保溫；③中壓集氣；④井口帶液連續(xù)計量；⑤常溫分離；⑥兩次增壓；⑦氣液分輸；⑧集中處理。形成了“中壓集氣、井口雙截斷保護、氣井移動計量測試、氣液分輸、濕氣交接計量”等一系列工藝技術(shù)，有效降低了地面工程的投資成本，提高了氣田開發(fā)項目的經(jīng)濟效益，對類似氣田的開發(fā)建設(shè)具有借鑒意義。

蘇里格氣田南區(qū)塊 天然氣集輸 工藝技術(shù) 中壓集氣 井口雙截斷保護 氣液分輸 濕氣交接計量

1 氣田概況

蘇里格氣田南區(qū)塊（以下簡稱南區(qū)塊）位于鄂爾多斯盆地蘇里格氣田南部，地處內(nèi)蒙古自治區(qū)烏審旗、鄂托克前旗和陜西省定邊縣境內(nèi)，是中國石油天然氣集團公司（以下簡稱中國石油）與法國道達爾公司共同開發(fā)的國際合作區(qū)。

南區(qū)塊單井控制儲量小、穩(wěn)產(chǎn)期短、非均質(zhì)性強，屬于典型的低滲透致密巖性氣藏，具有以下地質(zhì)特征和開發(fā)建設(shè)難點。

1）氣田初期生產(chǎn)壓力高達22 MPa，但壓力下降快［1］。

2）井流物中含少量重烴，不含H2S，微含CO2，需采用脫油脫水天然氣凈化工藝［1］。

3）單井穩(wěn)壓生產(chǎn)能力較強，可以較長時間利用地層壓力采用定壓放產(chǎn)的方式生產(chǎn)，在超過5.0 MPa的井口壓力下生產(chǎn)了4年，其后在2.5 MPa以下的井口壓力下生產(chǎn)，而未采用蘇里格氣田其他區(qū)塊定產(chǎn)量穩(wěn)產(chǎn)的生產(chǎn)方式。

4）單井初期配產(chǎn)高，最高配產(chǎn)量為10×104m3／d，平均配產(chǎn)量為3×104m3／d，為蘇里格氣田其他區(qū)塊單井配產(chǎn)量的2～3倍。

5）單井產(chǎn)量下降快，生產(chǎn)1年后，產(chǎn)量下降了一半。

6）全部采用9井式井叢開發(fā)，后期約一半的井叢需要加密到18井，地面井場數(shù)量較蘇里格氣田其他區(qū)塊大幅度減少。

7）采用井間與區(qū)塊相結(jié)合的接替方式開發(fā)，地面集輸系統(tǒng)龐大，投資高。

如何根據(jù)南區(qū)塊的地質(zhì)特征和特殊的開發(fā)方式，充分借鑒蘇里格氣田其他區(qū)塊和道達爾公司的開發(fā)經(jīng)驗，創(chuàng)建一套全新的地面集輸工藝，降低工程投資成本，提高氣田開發(fā)項目的經(jīng)濟效益，已成為開發(fā)建設(shè)這一國內(nèi)首個中國石油作為作業(yè)者的國際合作項目的首要任務(wù)。

2 地面集輸工藝

2.1 總體布局

南區(qū)塊規(guī)劃建設(shè)產(chǎn)能為30×108m3／a，最大集氣量為958×104m3／d，集氣干線輸氣能力為1 000×104m3／d。建集氣站4座，集氣站總規(guī)模為1 350×104m3／d。當井口壓力降至2.5 MPa時，在集氣站設(shè)置壓縮機組，區(qū)塊最大增壓氣量為466×104m3／d，設(shè)計增壓能力為500×104m3／d。原料氣通過集氣干線輸往與蘇里格氣田其他區(qū)塊共用的天然氣處理廠處理。

2.2 壓力級制

南區(qū)塊與蘇里格氣田其他區(qū)塊共用天然氣處理廠，區(qū)塊壓力級制與其他區(qū)塊基本一致（圖1），即井口截斷閥及上游設(shè)計壓力為25.0 MPa。井口截斷閥下游、采氣管線設(shè)計壓力為6.3 MPa。集氣站設(shè)計壓力為4.5 MPa，集氣干線、集氣支線設(shè)計壓力為4.5 MPa，注醇管線設(shè)計壓力為8.0 MPa。

圖1 蘇里格氣田南區(qū)塊壓力系統(tǒng)示意圖

2.3 總體集輸方案

南區(qū)塊全采用9井式井叢開發(fā)，包括BB9、BB9′、BB9″3種井叢類型。南區(qū)塊開發(fā)所采用的9井式井叢稱為BB9；由另外3座BB9井叢連接到1個BB9井叢，這個匯集井叢組稱為BB9′；由另外2座BB9井叢連接到1個BB9井叢，這個匯集井叢組稱為BB9″。

區(qū)塊集輸總工藝為（圖2）：①井下節(jié)流，在BB9′或BB9″井叢集中注醇；②中壓集氣；③所有BB9′或BB9″井叢單獨敷設(shè)集氣管道，放射狀接至臨近集氣站的多井集氣管網(wǎng)；④集氣站、天然氣處理廠兩次增壓、氣液分輸；⑤集中處理。

BB9的單井原料氣經(jīng)井下節(jié)流后，通過孔板流量計連續(xù)計量，與該井叢另外8口氣井的天然氣匯集后輸至BB9′或BB9″井叢。

BB9′或BB9″井叢9口氣井原料氣經(jīng)井下節(jié)流后，通過孔板流量計連續(xù)計量，與該井叢另外8口氣井的天然氣匯集后，與附近3座或2座BB9井叢輸來的原料氣匯合后輸至本區(qū)塊集氣站。

集氣站通過放射狀的采氣干管匯集本站所轄的BB9′或BB9″井叢來氣。前期不增壓，原料氣在集氣站經(jīng)過氣液分離后，經(jīng)集氣干線濕氣輸送至天然氣處理廠進行處理。當井口壓力降至2.5 MPa時，經(jīng)分離的原料氣通過壓縮機增壓后與集氣站中壓氣匯合，濕氣輸送至天然氣處理廠進行處理。分離出來的氣田采出水通過與集氣管線同溝敷設(shè)的管道輸送至天然氣處理廠進行處理。

在BB9′或BB9″井叢設(shè)置甲醇儲罐、注醇泵，將甲醇用罐車拉運至BB9′或BB9″井叢，通過與BB9～BB9′或BB9″采氣管線同溝敷設(shè)的甲醇管道注入BB9井叢。

3 地面集輸工藝的主要特點

3.1 基于叢式井的中壓集氣工藝

南區(qū)塊采用了中壓集氣工藝，BB9氣井通過井下節(jié)流器把井口壓力降到5.0 MPa，通過采氣支管輸往BB9′或BB9″；BB9′或BB9″將周邊2～3座BB9叢式井組匯集后通過采氣干管輸送至集氣站，在集氣站進行氣液分離后，再輸往天然氣處理廠進行處理；集氣站前期不增壓，當井口壓力下降到2.5 MPa時再增壓。沿采氣支管同溝敷設(shè)注醇管線，通過注醇泵從BB9′或BB9″井叢向各BB9井組注醇，使天然氣在輸送過程中不至于形成天然氣水合物，確保氣田平穩(wěn)運行［2］。

與蘇里格氣田推廣的中低壓集氣方法相比，中壓集氣工藝的特征是：①井場全為9井式井叢；②在BB9′或BB9″井叢設(shè)有注醇系統(tǒng)，向本井組和周邊所屬的BB9井叢注入甲醇以防止生成天然氣水合物；③每個BB9井叢單獨敷設(shè)采氣支管至BB9′或BB9″井叢；④每座BB9′或BB9″井叢單獨敷設(shè)采氣干管至集氣站；⑤集氣站前期不設(shè)置壓縮機，直接利用地層壓力將原料天然氣輸送至天然氣處理廠；到生產(chǎn)末期，氣田仍然存在5.0 MPa和2.5 MPa這2種井口生產(chǎn)壓力，所以氣田建設(shè)產(chǎn)能規(guī)模為30×108m3／a，而實際最大增壓規(guī)模約為15×108m3／a，占總建設(shè)產(chǎn)能規(guī)模的一半。

井下節(jié)流工藝具有以下優(yōu)點：①充分利用了地層能量；②降低了天然氣水合物堵塞井筒的幾率，提高了攜液能力；③降低了管線運行壓力，保護了儲層；④與高壓集氣工藝相比，大幅度降低了甲醇的注入量，可以根據(jù)生產(chǎn)工況調(diào)整甲醇的注入量，夏季溫度高時可以不注入甲醇，工況適應(yīng)能力強，提高了氣田平穩(wěn)生產(chǎn)的能力；⑤注醇壓力由高壓降為中壓，減小了甲醇泵的功率；⑥降低了注醇管線的設(shè)計壓力和壁厚。

井口注醇工藝具有以下優(yōu)點：①確保了天然氣在輸送中不形成天然氣水合物，使氣田在中壓下穩(wěn)定運行，避免了集氣站提前設(shè)置壓縮機；②采氣管線可中壓運行，相同管徑的輸氣能力增加了2～3倍，降低了采氣管線的投資成本。

南區(qū)塊采用的井下節(jié)流和井叢集中注甲醇相結(jié)合的中壓集氣工藝相對于高壓集氣工藝來說，工藝簡單且成本低；相對于低壓集氣工藝來說，集氣站前期不設(shè)置壓縮機，后期區(qū)塊增壓規(guī)模僅為整體建設(shè)規(guī)模的一半，減少了工程投資，降低了運行、管理成本。

3.2 采氣井口雙截斷保護技術(shù)

在采氣井口除設(shè)置蘇里格氣田已經(jīng)廣泛運用的高低壓緊急截斷閥之外，還在采氣樹上設(shè)置了液壓控制閥。2臺截斷閥均具有超壓、失壓自動截斷的功能，也可以遠程關(guān)閉，避免因井口超壓而破壞下游管線，同時可有效避免管線泄漏造成的事故。

3.3 氣井計量測試工藝

在氣田的開發(fā)過程中，需要對生產(chǎn)氣井的產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、產(chǎn)油量進行準確、及時的計量，以掌握氣藏狀況，準確分析氣井的動態(tài)，了解氣層及井筒的特性。這對預(yù)測氣井產(chǎn)能、指導(dǎo)氣田開發(fā)、制訂生產(chǎn)方案具有重要意義［3］。

南區(qū)塊采用了叢式氣井的計量測試工藝，在井叢出口管線上設(shè)置氣井測試閥，配置一定數(shù)量的三相計量測試車，該測試車可將天然氣進行油、氣、水三相分離，并分別計量，得到氣井準確的生產(chǎn)數(shù)據(jù)。測試時將需要測試的氣井采氣樹頂部的測試閥與測試車進口相連，測試車出口與井叢出口的測試閥相連，實現(xiàn)氣井不關(guān)井測試，測試時不影響其他氣井的正常生產(chǎn)，提高了氣井的生產(chǎn)時率和生產(chǎn)效率，簡化了氣井測試的程序，降低了測試工作的工作強度。測試后的氣、水、油接入原流程，避免了液體拉運和氣體放空，既保護了環(huán)境，又節(jié)能降耗。

3.4 數(shù)字化集氣站技術(shù)

南區(qū)塊采用了在蘇里格氣田已經(jīng)推廣運用的數(shù)字化集氣站技術(shù)，采用 “實時動態(tài)檢測技術(shù)、多級遠程關(guān)斷技術(shù)、遠程自動排液技術(shù)、緊急安全放空技術(shù)、關(guān)鍵設(shè)備自啟停技術(shù)、全程網(wǎng)絡(luò)監(jiān)視技術(shù)、智能安防監(jiān)控技術(shù)、報表自動生成技術(shù)”等8項關(guān)鍵技術(shù)，實現(xiàn)控制中心對數(shù)字化集氣站的集中監(jiān)視和控制［4］?？刂浦行膶崿F(xiàn)“集中監(jiān)視、事故報警、人工確認、遠程操作、應(yīng)急處理”，集氣站實現(xiàn)“站場定期巡檢，運行遠程監(jiān)控、事故緊急關(guān)斷、故障人工排除”，提高了氣田管理水平，適應(yīng)大氣田建設(shè)、管理的需要。

3.5 集氣站氣液分輸工藝

根據(jù)預(yù)測，達產(chǎn)時南區(qū)塊每天采出水的水量介于400～500 m3，由于產(chǎn)水量大，且集中分布在4座集氣站內(nèi)，通過與集氣支線、干線同溝敷設(shè)的采出水輸送管道，將其分輸?shù)教烊粴馓幚韽S進行處理。

該工藝與汽車拉運相比運行費用低，運行管理方便，輸送不受外部條件的影響，減少了車輛運輸?shù)陌踩L險；與氣液混輸相比，減少了管道的摩阻損失，減小了天然氣處理廠的壓縮機裝機功率，降低了能耗。

3.6 天然氣處理廠濕氣交接計量工藝

南區(qū)塊與氣田其他區(qū)塊共用天然氣處理廠，需要進行天然氣的貿(mào)易交接計量，因廠內(nèi)設(shè)置的脫油、脫水、增壓等工藝裝置均為共用，只能在處理前對原料氣進行濕氣計量。

采用濕氣計量交接工藝能有效解決商品天然氣的計量、分配問題［5］。天然氣的計量、分配按照“計量原料氣、分配商品氣”的原則進行（圖3），根據(jù)計量出的原料氣（圖3中的A和B）的比例分配計量出的商品氣（圖3中的C）。即在天然氣處理廠集氣區(qū)分別就南區(qū)塊和蘇里格氣田其他區(qū)塊來氣設(shè)置預(yù)分離器，經(jīng)過相同的分離后采用高級孔板計量儀計量各自原料氣的氣量，設(shè)置全組分分析儀來進行組分分析；混合后的原料氣經(jīng)脫油、脫水、增壓后外輸，在外輸出口進行商品氣的計量和組分分析，根據(jù)集氣區(qū)原料氣的比例進行商品氣的分配，并根據(jù)組分的不同進行分配比例的修正。

圖3 濕氣交接計量示意圖

4 結(jié)論

1）蘇里格氣田南區(qū)塊采用定壓放產(chǎn)的方式生產(chǎn)，單井配產(chǎn)量為蘇里格氣田其他區(qū)塊的2～3倍，采用全9井式井叢開發(fā)等有別于該氣田其他區(qū)塊的地質(zhì)特征和開發(fā)方式，形成了一套新的、經(jīng)濟合理、安全可靠、調(diào)整靈活的地面集輸工藝，有效降低了地面工程的投資成本，提高了氣田開發(fā)項目的經(jīng)濟效益，對類似氣田的開發(fā)建設(shè)具有借鑒意義。

2）蘇里格氣田推廣使用的中低壓集氣方法主要特征是：井下節(jié)流、井口不注醇、集氣站設(shè)壓縮機；夏季中壓運行，井口壓力為4.0 MPa，到集氣站壓力為3.6 MPa，直接外輸；冬季低壓運行，井口壓力為1.3 MPa，集氣站增壓至3.6 MPa后外輸，集氣站總增壓能力與氣田產(chǎn)能相一致。蘇里格氣田南區(qū)塊中壓集氣主要特征是：井下節(jié)流、井叢集中注醇、集氣站后期設(shè)壓縮機；前期運行井口壓力為5.0 MPa，到集氣站壓力為3.6 MPa，直接外輸；后期運行井口壓力為2.5 MPa，集氣站增壓至3.6 MPa后外輸，集氣站總增壓能力約為氣田產(chǎn)能的一半。

［1］劉祎，王登海，楊光，等.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.

［2］劉銀春，劉祎，鄭欣，等.一種基于叢式井的中壓集氣裝置：中國，ZL201120057944.4［P］.2011-10-05.

［3］劉銀春，劉祎，鄭欣，等.一種叢式氣井計量測試裝置：中國，ZL201120091785.X［P］.2011-10-19.

［4］朱天壽，劉祎，周玉英，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.

［5］劉祎，劉銀春，楊莉，等.一種天然氣、凝析油計量分配裝置：中國，201120157173.6［P］.2011-12-14.

（修改回稿日期 2012-04-06 編輯 何 明）

10.3787／j.issn.1000-0976.2012.06.017

劉銀春，1981年生，工程師；主要從事氣田地面工程設(shè)計和研究工作。地址：（710018）陜西省西安市未央?yún)^(qū)興隆園小區(qū)長慶大廈908室。E-mail：ctec-lyc＠cnpc.com.cn