唐澤瀛

中石化華北油氣分公司 石油工程技術研究院 河南 鄭州 450006

柳楊堡氣田位于寧夏、陜西、內(nèi)蒙古交界處，氣田分為鹽池北、鹽池、定邊3個區(qū)塊，其間分布有哈巴湖自然保護區(qū)。附近有蘇里格氣田、大牛地氣田、烏審旗氣田、靖邊氣田、榆林氣田等。地勢南高北低，平均海拔為1400m，年平均氣溫7.9℃，年平均日照2743h，年平均降雨量317mm，降水稀少、風沙強烈、干燥度大，是本區(qū)氣候的最大特點[1]。

1 基礎參數(shù)

1.1 產(chǎn)出物性及采出水特征

柳楊堡氣田屬于低孔、低滲、低壓的三低氣田，根據(jù)氣田15口氣井氣相分析數(shù)據(jù)，結果顯示柳楊堡氣田天然氣組分中甲烷含量89.9%，二氧化碳含量2.788%，不含硫化氫，重烴含量不高，屬于干性氣藏。

根據(jù)氣田3組水樣組分化驗結果，柳楊堡氣田采出水礦化度高46399mg/L，Clˉ離子含量高28631mg/L，pH值低5.76，采出水呈弱酸性，腐蝕性強。

1.2 遞減趨勢分析

根據(jù)柳楊堡氣田氣井歷年生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析計算得到氣田平均遞減率12.8%，鹽池區(qū)塊遞減率12.5%，鹽池北遞減率12.5%，定邊遞減率14.4%。根據(jù)預測的新增產(chǎn)量及遞減率繪制產(chǎn)量曲線，柳楊堡氣田在第四年達到最大產(chǎn)量143.28萬m3/d，此后逐年遞減。

柳楊堡目前已投產(chǎn)氣井15口，大部分為間開生產(chǎn)井，優(yōu)選LP16H對其壓力遞減情況進行分析。該井的壓力在生產(chǎn)初期迅速衰減到2～4MPa，后期基本維持在1.8MPa左右。氣井壓力遞減快，高壓時間短，低壓時間長。

1.3 壓力-溫度曲線

利用HYSYS軟件對水合物進行點到點的靜態(tài)預測[2]，根據(jù)已獲氣井氣質(zhì)報告，通過軟件計算出水合物溫度-壓力生成曲線。

由圖1可得，隨著壓力的增加，水合物形成的溫度也隨之增加，但壓力較高時水合物形成的溫度增加幅度比壓力較低時水合物形成的溫度增加幅度小；因為水合物的生成條件為高壓低溫，所以曲線左上方為水合物不生成區(qū)域[3]。井口壓力在2.8MPa時，生成水合物的溫度在5℃，對應冬季輸氣最低溫度，即冬季生產(chǎn)壓力需＜2.8MPa；井口壓力在8.9MPa時，生成水合物的溫度在15℃，對應夏季輸氣最低溫度，即夏季生產(chǎn)壓力需＜8.9MPa。

圖1 水合物生成曲線

2 天然氣流向及交氣條件

根據(jù)周邊已建及規(guī)劃管網(wǎng)情況，柳楊堡氣田內(nèi)部及周邊共有外輸管道6條，液化天然氣（LNG）處理廠3座，可為氣田外銷提供助力?？紤]地方關于天然氣自產(chǎn)自用的用氣需求及氣田產(chǎn)能分配，鹽池、鹽池北區(qū)塊可統(tǒng)一集輸，通過天利豐首站及柳高線銷往位于高沙窩鎮(zhèn)的天利豐LNG工廠，定邊區(qū)域較為獨立，且與鹽池區(qū)塊跨省分布，可單獨輸送至眾源綠能LNG廠。

結合柳楊堡氣田產(chǎn)能及用戶需求，通過模擬計算確定氣田產(chǎn)交氣壓力為3.5MPa。

3 地面工程整體集輸方案

3.1 高中低壓集氣論證

根據(jù)氣田開發(fā)經(jīng)驗，地面工程集輸工藝主要分為高壓集氣、中低壓集氣2種，在國內(nèi)氣田均有廣泛應用，可實現(xiàn)天然氣的集輸與處理，但由于集氣方式、水合物防治措施、脫水工藝與增壓級數(shù)不同，2種工藝在建設投資與運行成本方面各有優(yōu)劣[4-7]。

高壓工藝初期利用地層能量實現(xiàn)外輸與脫水，降低了前期的運行成本，但仍需注甲醇并對其進行再生處理，隨著地層能量的下降，后期仍需進行增壓與外冷脫水，工藝流程無法完全適用于氣田全壽命周期。

低壓工藝對氣田適應性較強，前期壓力較高時節(jié)流后進入管網(wǎng)，壓力降至中壓后，可采取夏季提高輸送壓力、冬季降低輸送壓力方式靈活調(diào)節(jié)壓力系統(tǒng)，充分利用井口能量，但增壓脫水投入早，初期運行成本高。

高壓集輸工藝模式主要適用于高壓穩(wěn)產(chǎn)時間長、液氣比低的氣藏；低壓集輸工藝模式主要適用于高壓穩(wěn)產(chǎn)時間短、液氣比高的氣藏。根據(jù)壓力遞減曲線，柳楊堡氣田高壓生產(chǎn)階段只有2個月，不宜采用高壓集輸工藝。高壓工藝需要配套水套爐或井口加注甲醇，投資高，成本高，且不環(huán)保。從氣井壓力能利用和水合物防治兩個方面進行對比，柳楊堡氣田宜采用中低壓集輸工藝見表1。

表1 柳楊堡氣田集氣工藝對比

3.2 氣液混輸、分輸工藝論證

氣田常用氣液混輸與分輸兩種工藝，氣液混輸工藝由采氣管線將氣、液混輸至集氣站進行集中處理，氣液分輸工藝常用于產(chǎn)水量較大的氣田，氣液兩相在井場進行分離，氣、水管線同溝敷設進入集氣站，或者采出水單獨拉運。優(yōu)缺點見表2。[8-9]

表2 氣液混輸、分輸工藝對比

柳楊堡氣田位于平原地帶，管線受地形影響產(chǎn)生的積液較少。采用PIPESIM軟件對采氣管線模擬，采用氣液分輸工藝采氣管線沿程壓損較混輸方案僅低0.05MPa，對氣井回壓影響較小。綜合考慮管網(wǎng)建設地形、采氣工藝、氣質(zhì)組分等條件，推薦采氣管線采用氣液混輸工藝，集氣管線采用氣液分輸工藝。

3.3 總體工藝流程

根據(jù)柳楊堡氣田概念開發(fā)方案，確定鹽池+鹽池北區(qū)塊部署集中處理站1座，集氣站3座，定邊區(qū)塊天然氣單獨處理外銷，部署集氣站1座。

綜合考慮區(qū)塊布局和交氣條件，規(guī)劃出鹽池+鹽池北區(qū)塊集氣站增壓、集氣站增壓+集中處理站增壓、集中處理站增壓3種增壓布局。針對鹽池+鹽池北區(qū)塊面積小、區(qū)塊分散的特點，綜合考慮建設投資和運行成本，采用集氣站增壓布局模式更適應于氣田布局。

基于夏季井口水合物形成臨界壓力8.9MPa，設計壓縮機冬啟夏停運行模式，為充分利用氣井自身壓力能集輸，投產(chǎn)初期夏季不啟動壓縮機，夏季井口節(jié)流后壓力設計點為5.0MPa（管線設計壓6.3MPa）。

柳楊堡氣田采用井下節(jié)流與井口節(jié)流相結合、單井計量、串聯(lián)進站、氣液混輸、常溫分離、一級增壓、集中脫水、降壓防堵的的低壓集輸工藝技術。同時采用單井帶液連續(xù)計量，集氣站一段增壓，集中處理站集中進行天然氣處理的工藝模式。整體集輸工藝示意見圖2。

圖2 整體集輸工藝示意圖

4 結束語

根據(jù)柳楊堡氣田產(chǎn)出特征、遞減規(guī)律，通過技術分析、經(jīng)濟性對比、工藝模擬多重研究手段，得出以下結論。

（1）定邊區(qū)塊單獨建集氣站處理達標后外銷；鹽池區(qū)塊新建集中處理站，鹽池、鹽池北區(qū)塊的氣均進入天利豐首站，再通過天利豐的輸氣管道外銷。

（2）根據(jù)整體布局及工藝論證，柳楊堡氣田采用井下節(jié)流與井口節(jié)流相結合、單井計量、串聯(lián)進站、氣液混輸、常溫分離、一級增壓、集中脫水、降壓防堵的低壓集輸工藝技術。

（3）根據(jù)區(qū)塊布局和交氣條件，柳楊堡氣田采用“井場-集氣站-集中處理站”的兩級布站，集氣站一級增壓模式。