蘇里格氣田南區(qū)塊天然氣集輸工藝技術

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

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.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)產期短、非均質性強，屬于典型的低滲透致密巖性氣藏。針對該區(qū)塊的地質特征和特殊的開發(fā)方式（采用井間與區(qū)塊相結合的接替方式開發(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，有效降低了地面工程的投資成本，提高了氣田開發(fā)項目的經濟效益，對類似氣田的開發(fā)建設具有借鑒意義。

蘇里格氣田南區(qū)塊 天然氣集輸 工藝技術 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，地處內蒙古自治區(qū)烏審旗、鄂托克前旗和陜西省定邊縣境內，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)產期短、非均質性強，屬于典型的低滲透致密巖性氣藏，具有以下地質特征和開發(fā)建設難點。

1）氣田初期生產壓力高達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)壓生產能力較強，可以較長時間利用地層壓力采用定壓放產的方式生產，在超過5.0 MPa的井口壓力下生產了4年，其后在2.5 MPa以下的井口壓力下生產，而未采用蘇里格氣田其他區(qū)塊定產量穩(wěn)產的生產方式。

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

5）單井產量下降快，生產1年后，產量下降了一半。

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。

如何根據南區(qū)塊的地質特征和特殊的開發(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)項目的經濟效益，已成為開發(fā)建設這一國內首個中國石油作為作業(yè)者的國際合作項目的首要任務。

2 地面集輸工藝

2.1 總體布局

南區(qū)塊規(guī)劃建設產能為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，在集氣站設置壓縮機組，區(qū)塊最大增壓氣量為466×104m3／d，設計增壓能力為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計壓力為25.0 MPa。井口截斷閥下游、采氣管線設計壓力為6.3 MPa。集氣站設計壓力為4.5 MPa，集氣干線、集氣支線設計壓力為4.5 MPa，注醇管線設計壓力為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″井叢單獨敷設集氣管道，放射狀接至臨近集氣站的多井集氣管網；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，原料氣在集氣站經過氣液分離后，經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的管道輸送至天然氣處理廠進行處理。

在BB9′或BB9″井叢設置甲醇儲罐、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井叢單獨敷設采氣支管至BB9′或BB9″井叢；④每座BB9′或BB9″井叢單獨敷設采氣干管至集氣站；⑤集氣站前期不設置壓縮機，直接利用地層壓力將原料天然氣輸送至天然氣處理廠；到生產末期，氣田仍然存在5.0 MPa和2.5 MPa這2種井口生產壓力，所以氣田建設產能規(guī)模為30×108m3／a，而實際最大增壓規(guī)模約為15×108m3／a，占總建設產能規(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，可以根據生產工況調整甲醇的注入量，夏季溫度高時可以不注入甲醇，工況適應能力強，提高了氣田平穩(wěn)生產的能力；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，集氣站前期不設置壓縮機，后期區(qū)塊增壓規(guī)模僅為整體建設規(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

在采氣井口除設置蘇里格氣田已經廣泛運用的高低壓緊急截斷閥之外，還在采氣樹上設置了液壓控制閥。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，需要對生產氣井的產氣量、產水量、產油量進行準確、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。這對預測氣井產能、指導氣田開發(fā)、制訂生產方案具有重要意義［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置氣井測試閥，配置一定數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數據。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)氣井不關井測試，測試時不影響其他氣井的正常生產，提高了氣井的生產時率和生產效率，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 數字化集氣站技術

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

3.5 集氣站氣液分輸工藝

根據預測，達產時南區(qū)塊每天采出水的水量介于400～500 m3，由于產水量大，且集中分布在4座集氣站內，通過與集氣支線、干線同溝敷設的采出水輸送管道，將其分輸到天然氣處理廠進行處理。

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，減少了車輛運輸的安全風險；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易交接計量，因廠內設置的脫油、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)塊來氣設置預分離器，經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，設置全組分分析儀來進行組分分析；混合后的原料氣經脫油、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，根據集氣區(qū)原料氣的比例進行商品氣的分配，并根據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 結論

1）蘇里格氣田南區(qū)塊采用定壓放產的方式生產，單井配產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)塊的地質特征和開發(fā)方式，形成了一套新的、經濟合理、安全可靠、調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)項目的經濟效益，對類似氣田的開發(fā)建設具有借鑒意義。

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.蘇里格氣田數字化集氣站建設管理模式［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計和研究工作。地址：（710018）陜西省西安市未央區(qū)興隆園小區(qū)長慶大廈908室。E-mail：ctec-lyc＠cnpc.com.cn