蘇里格氣田開發中后期地面集輸系統優化探討

劉子兵，薛 崗，陳小鋒，劉 祎，鄭 欣

（1.西安長慶科技工程有限責任公司，陜西西安 710018；2.長慶油田分公司規劃計劃處，陜西西安 710018）

0 引言

自2002年對蘇里格氣田進行開發評價試驗，經2006年對其進行正式大規模開發，至2010年底，共計開發了16個區塊氣田，已建成產能135億m3/a；建成集氣站77座，處理廠4座，總處理能力達180億m3/a；敷設集氣干線20條，共887.37 km。根據 《蘇里格氣田230億m3/a開發規劃》，蘇里格氣田總體建設規模將達到249億m3/a。

蘇里格氣田是典型的低孔隙率、低滲、致密氣藏，具有地質情況復雜、非均質性強、開發建設難度大的特點。經過多年的現場試驗和理論研究，形成了目前 “井下節流，井口不加熱、不注醇，中低壓集氣，帶液計量，井間串接，常溫分離，二級增壓，集中處理”的中低壓集氣模式，并采用標準化設計和數字化管理等一系列先進措施和理念，實現了氣田大規模經濟有效的開發。經過近幾年的生產運行，證明了這套中低壓集氣模式是先進可靠的，具有安全、經濟、實用的特點，保證了蘇里格氣田的正常開發。

目前，隨著氣田開發的進一步深入，特別是產能規模的不斷擴大，大量的老井和新井同時生產，老井壓力持續降低，新老氣井壓力匹配困難；不同區塊又各具特點，西區氣井的產液量大，東區單井的產能較低，中區穩產能力較強；直井、水平井和叢式井交叉布置；Ⅲ類氣井和產液井生產能力較弱；井間生產干擾性增加；氣井布置位置極不規則；邊遠氣井生產壓力超過1.3 MPa，造成冬季部分氣井形成水合物；由于沙漠環境的特殊性，加之管道埋深不夠，造成部分管道裸露地面而凍堵。以上諸多不利因素導致了原有地面集輸工藝適應性減弱，需要進一步研究和改進，以適應氣田中后期的大規模開發。

1 新老系統壓力匹配探討

蘇里格氣田的開發采用了標準的壓力系統，見圖1。井口最高壓力為1.3 MPa，集氣站進站最低壓力為1.0 MPa，出站壓力最高為3.5 MPa，處理廠進站壓力為2.5 MPa。

圖1 地面集輸系統節點壓力示意

采氣管道的運行壓力都在1.0～1.3 MPa之間，在確定該壓力系統時主要考慮了在井口不加熱、不注醇的條件下滿足不生成水合物的最高壓力要求。夏季地溫較高時，可將井口最高壓力提高至4.0 MPa運行，充分利用氣井地層壓力，停止壓縮機運行，節省運行費用。

在氣田開發中后期，部分老井已無法維持要求的井口壓力1.3 MPa，由于集氣站外輸壓力需保持不變，因此需調整集氣站壓縮機增壓前的壓力系統。

1.1 老井為主、新井較少的集氣站調整方式

不同建設時期的集氣站所轄氣井的建設時間也各不相同。對于以老井為主、新井較少的集氣站，例如2002年建成的蘇6-1集氣站，這一類集氣站的壓力系統應以滿足老井正常生產為原則，即需要降低壓縮機的進口壓力，以降低井口的生產壓力。目前運行的壓縮機，例如DPC2803壓縮機 （見表1），設計最低進口壓力可達到0.5 MPa，但增壓氣量約降低至1/3，這是否滿足增壓需要須對集氣站處理量進行校核。根據本文2.2節集氣半徑校核的論述，20年內集氣站氣量應基本維持不變，則集氣站增壓能力不能滿足要求，可采用如下三種方式來解決：

表1 DPC2803壓縮機及換缸二級壓縮后的工作性能

（1）可以對現有壓縮機進行換缸以提高增壓能力 （見表1），但存在工作量大、投資較高和需要重新對壓縮機進行脈動分析等缺點，且增壓能力最終還是無法滿足增壓需要。

（2）擴建集氣站，集氣站采用兩級增壓，即增加一級低壓壓縮機，該壓縮機可以根據增壓需要進行選擇，新增壓縮機進口壓力可以降低至0.4 MPa，出口壓力為1.0 MPa。

（3）采用閥組增壓的模式，即在某些井場設置低壓壓縮機，滿足附近老井或低產井的增壓需求，閥組壓縮機進口壓力為0.4 MPa，出口壓力為1.2 MPa，集氣站增壓系統不進行調整。

后兩種方式井口的壓力可以降低0.5～0.7 MPa。但由于閥組增壓點多，環境條件較差，對壓縮機要求較高，且由于轄井少而造成氣量變化較大，因此建議采用第二種方式，即在集氣站增設低壓壓縮機，采氣系統中較高壓力的天然氣可以直接進入第二級壓縮機。50萬m3/d集氣站可增設2臺DPC2804壓縮機；100萬m3/d集氣站可增設4臺DPC2804壓縮機。

1.2 新井為主、老井相對較少的集氣站調整方式

對于以新井為主，老井相對較少的集氣站，壓力系統應以滿足新井為原則，采用的措施也有三種：

（1）繼續維持原有系統壓力或者適當降低，例如壓縮機進口壓力可降到0.8 MPa左右。

（2）對部分老井進行間歇開井。

（3）采用引射增壓的方式，即利用高壓氣井引射低壓氣井。

建議采用第一種與第二種相結合的模式。

1.3 新井與老井數量基本接近的集氣站調整方式

對于新井與老井數量基本接近的集氣站，可以采用兩個壓力系統，新井維持壓力不變，老井進入低壓系統，即增設1臺或2臺低壓壓縮機，但要求集氣站有兩套總機關和兩臺分離器。

綜上所述，對處于中后期開發的蘇里格氣田，原集氣站一級增壓將不能滿足低壓井的增壓要求，增加低壓壓縮機勢在必行，由于閥組增壓存在供電、管理和氣液混增的問題，建議在集氣站增設低壓壓縮機。

2 氣井支干管串接工藝優化探討

集氣站所轄氣井進站前采用串接工藝，通過采氣管道把相鄰的幾口氣井串接到采氣干管，集中進入集氣站。串接工藝涉及到串接方式、串接半徑、干管管徑、干管數量和串接井數等許多方面。

2.1 串接方式的優化

串接方式的優化主要有以下幾種：

（1）井間串接模式。即氣井順序連接，上一口氣井串接至下一口氣井，以距離最短為原則，采氣干管呈放射狀進入集氣站。

（2）就近插輸模式。即采氣干管沿相對固定的方向直線敷設，氣井與采氣干管連接時則就近垂直插入。

（3）閥組模式。在站外某些井場設置閥組，鄰近的氣井接入閥組，閥組至集氣站敷設采氣干管。

（4）組合模式。即上述三種模式的組合，根據氣井的不同開發模式、建井時間、氣井位置、施工方便等因素，經技術經濟對比確定。對于井網可一次成型的，采用井間串接和就近插輸模式更具優勢；對于初期建井數量較少且分散的情況，閥組模式更能適應后期新井的接入，可以減少施工對生產的影響和減少天然氣的放空量。目前，對于某一座集氣站，其所轄氣井建設時間相差較大，初期僅有很少量的氣井，穩產期間將不斷建井以彌補遞減，建議以閥組模式為主，并輔以井間串接等方式。根據集氣站所轄區域的含氣面積，相對固定設置數條采氣干線，在采氣干線中間段井場和干線末端井場分別設置閥組，預留給下一批氣井接入干線用。

2.2 集氣半徑的校核

集氣站的集氣半徑決定了其處理規模，反過來說集氣站的處理規模也決定了集氣半徑。集氣半徑不宜過小，過小則集氣站數量增加，投資增加，且穩產能力較差；也不宜過大，過大則集氣站的規模就大，穩產期間需不斷建設新井彌補氣量遞減，建設期長且新老井壓力匹配的矛盾突出，氣井間施工連接難度較大，且必須滿足壓力、流速和溫度3個約束條件的要求。

2.2.1 最優集氣站規模的確定

最優的集氣站規模一般來講是在滿足壓力、流速和溫度要求的前提下，以投資最低為原則來確定的。根據以前的經濟對比，若選擇集氣站的規模為100萬m3/d，則其地面投資要低于規模為50萬m3/d的，但同時還需考慮集氣站生產期內穩產能力和對氣量變化的適應能力，如果100萬m3/d的規模只能穩產數年，則集氣站的規模選擇就過大。下面就分別分析50萬、100萬、150萬m3/d集氣站在不同的集氣半徑下對處理量的適應性。

蘇里格氣田采用的井網為600 m×800 m，不同的集氣半徑轄不同的井數。對于4 km集氣半徑，其理論轄井數為154口；5 km集氣半徑的理論轄井數為252口；6km集氣半徑的理論轄井數為336口；集氣半徑為7 km時，轄井數為432口；集氣半徑為8 km時，轄井數將達到567口。

對于50萬m3/d規模的集氣站，單井平均產量按1.1萬m3/d考慮，則建產期轄井數只要達到45口即能滿足氣量要求；維持穩產20年，如果單井氣量平均遞減率取15%，則需約136口井，此井數與4km的集氣半徑轄井數基本相當，故對于50萬m/d規模的集氣站，4km的集氣半徑是合理的。

同樣，對于100萬m3/d規模的集氣站，建產期轄井數只要91口即能滿足氣量要求。維持穩產20年需要約274口氣井，此井數與6 km的集氣半徑轄井數基本相當，所以對于100萬m3/d規模的集氣站，6 km的集氣半徑是較為合理的。

表2為50萬m3/d集氣站和100萬m3/d集氣站20年穩產期間每年的建井數量。

表2 集氣站穩產20年的建井數量及氣量變化

如果集氣站規模為150萬m3/d，則維持穩產20年需要約410口井，8 km的集氣半徑是較為合理的 （注：對于上述三種規模的集氣站，我們考慮了含氣面積的不均勻性和鉆井成功率，在數量上分別考慮了0.9/0.8/0.7的系數）。

2.2.2 流速、壓力和溫度的校核

對流速、壓力和溫度進行校核時，對于氣液混輸工藝，流速的控制比壓力更重要，即在各種工況下流速必須得到滿足。根據蘇里格氣田天然氣的氣質特點，采用兩相流軟件PIPEPHASE模擬氣液比、氣液混輸特點及流型。氣液混輸管道的流速不宜過低，正常流速應在4～8 m/s，最低不宜小于3 m/s，此流速范圍有利于增加氣體的攜液能力，減少管道中的積液機率，降低生成水合物的可能性。

對于壓力條件，管道壓力損失也必須滿足集輸系統對壓力的要求，即進站壓力不宜低于壓縮機的最低進口壓力要求，井口壓力也不宜過高，要避免達到水合物的生成壓力條件。

溫度條件是管道沿程各點的天然氣溫度必須高于對應點壓力下的水合物形成溫度3℃，由于系統沒加熱，管道需埋設在冰凍線以下。對溫度的校核從略。

2.2.2.1 進站壓力為1.0 MPa時的模擬計算結果

在集氣站進站壓力為1.0 MPa情況下，采用上述軟件模擬計算不同管徑、集氣半徑和輸量對應的起點流速、井口壓力，結果見表3。

表3 進站壓力為1.0 MPa時起點流速、井口壓力的模擬計算結果

從表中可以看出：干線集氣半徑為8 km時，D 219 mm管道的合理輸量為15萬～25萬m3/d；D 159mm管道為6萬～10萬m3/d。集氣半徑為6km時，D 219 mm管道的合理輸量為15萬～30萬m/d；D159mm管道為5萬～12萬m3/d；而對D 114 mm管道則基本在5萬m3/d左右。對于支線D 89 mm和D 76 mm管道，基本為2萬～4萬m3/d。

2.2.2.2 進站壓力為0.4 MPa時的模擬計算結果

氣田開發中后期，集氣站進站壓力如果降低到0.4 MPa，采用上述軟件模擬計算不同管徑、集氣半徑和輸量對應的起點流速、井口壓力，結果見表4。

表4 進站壓力為0.4 MPa時起點流速、井口壓力的模擬計算結果

從表中可以看出：干線集氣半徑為8 km時，D 219 mm管道的合理輸量為5萬～15萬m3/d；D 159 mm管道的合理輸量在5萬m3/d左右。集氣半徑為6 km時，D 219 mm管道的合理輸量為5萬～17萬m3/d；D 159 mm管道的合理輸量在6萬m3/d左右；D 114 mm管道基本在3萬m3/d左右。對于支線D89mm和D76mm管道則基本為1萬～3萬m3/d。

2.3 氣井串接井數優化

確定了集氣半徑，但每條干管上究竟串接多少口氣井，干管規格如何選擇，不同規模的集氣站究竟敷設多少條干管，特別是氣田開發初期和中后期怎么銜接需要綜合研究。

一般在滿足流速和壓力要求的前提下，串接井數由管道管徑決定，根據上述2.2節的研究結果，對D 219 mm管道在開發初期最大可串接井數約27口 （平均單井產量為1.1萬m3/d），D 159 mm管道約11口氣井，D 114 mm管道則不到5口。在開發后期，氣井產量和壓力下降 （平均產量按4 000 m3/d計算），則D 219 mm管道最大可串接井數約37口，D 159 mm管道約13口，D 114 mm管道約8口。

干管設置數量及干管規格需要結合具體開發部署組合確定。例如對于50萬m3/d的集氣站，如果主要選擇D 159 mm管道作為采氣干管，并以D 114 mm的作為輔助管道 （主要滿足開發初期轄井數較少的情況），可以采用建9條D 159 mm采氣干管和3條D 114 mm采氣干管的組合方式；對于100萬m3/d的集氣站，如果主要選擇D 219 mm管道作為采氣干管，并以D 159 mm和D 114 mm的作為輔助管道 （主要滿足開發初期轄井數較少的情況），可以采用建6條D 219 mm、3條D 159 mm和3條D 114 mm采氣干管的組合方式。

3 水合物抑制工藝的優化

天然氣水合物的形成與天然氣的組成、壓力、溫度、游離水、流動狀態有關；天然氣水合物的形成必須滿足三個條件：有游離水、小分子烴類等形成水合物的物質基礎；滿足一定的溫度壓力條件；存在結晶中心，使天然氣水合物具有生長發展的基礎。防止天然氣水合物形成的工作可以針對這三方面進行，即消除水合物形成的物質基礎、改變形成物理條件以及抑制其生長。

防止天然氣水合物的形成可采用物理的和化學的方法。工程中常用加熱 （保溫）、降壓、脫除等物理方法來預防和清除水合物的形成；化學方法是指通過加入一定量的抑制劑，改變水合物形成的熱力學條件、結晶速率或聚集形態，來達到保持流體流動的目的。常用的化學方法是注入甲醇或乙二醇，當天然氣中加入了甲醇等抑制劑時，降低了系統中水蒸氣的壓力，從而降低了水合物的生成溫度。

對于蘇里格氣田，目前采氣系統主要采用了降壓法，并輔以在冬季注入少量甲醇解堵的方式。降壓法是降低管道天然氣運行壓力，使之在一定溫度下低于水合物形成的平衡壓力。當天然氣壓力減小到水合物平衡壓力之下時，即可以避免水合物的生成。

圖2為蘇里格氣田開發前期采氣干管工況下的水合物模擬曲線，從圖中可以看出，天然氣在管路中輸送時，工況曲線 （圖中的氣相曲線）沒有與水合物生成線相交，但比較接近。圖3為開發前期采氣支線工況下的水合物模擬曲線，從圖中可以看出，天然氣在采氣支線中輸送時，工況曲線 （圖中的氣相曲線）已經與水合物生成線相交，將可能有水合物的生成。從圖中也可以得出采氣系統天然氣的水合物生成臨界壓力為1.2～1.3 MPa。

圖2 前期采氣干管工況下天然氣的水合物模擬曲線

圖3 前期采氣支線工況下天然氣的水合物模擬曲線

圖4、5為開發中后期在降低采氣干管運行壓力工況下的水合物生成模擬曲線，從圖中可以看出，天然氣在管路中輸送時，工況曲線 （圖中的氣相曲線）沒有與水合物生成線相交，且有一定的余量。

圖4 中后期采氣干線工況下天然氣的水合物模擬曲線

圖5 中后期采氣支線工況下天然氣的水合物模擬曲線

圖6為開發前期在采氣支管中注入甲醇，使水中甲醇質量分數達到5%或10%時的水合物生成模擬曲線，從圖中可以看出，水中甲醇質量分數達到5%后天然氣在管路中輸送時，工況曲線 （圖中的氣相曲線）沒有與水合物生成線相交，不會生成水合物，且有一定的余量。

因此為防止水合物生成造成采氣管道堵塞，建議適當降低采氣系統運行壓力，降低到最高不超過1.0 MPa；或在井場增加移動注醇裝置，在井口壓力較高的邊遠井、低產井和產液井井場設置移動注醇裝置，以保證氣井冬季的正常生產。

4 結論

（1）在蘇里格氣田開發中后期，原集氣站一級增壓將不能滿足低壓井的增壓要求，增加低壓壓縮機勢在必行，由于閥組增壓存在供電、管理和氣液混增的缺陷，建議在集氣站增設低壓壓縮機。

圖6 前期采氣支管注入甲醇工況下天然氣的水合物模擬曲線

（2）建議氣井串接以閥組模式為主，并輔以井間串接等方式，并根據集氣站所轄區域的含氣面積，相對固定地設置數條采氣干線，在處于采氣干線中間段的井場和干線末端井場分別設置閥組，預留給下一批氣井接入干線用。

（3）建議對50萬m3/d規模的集氣站，集氣半徑為4km；100萬m3/d規模的集氣站，集氣半徑為6 km。

（4）集氣站干管數量、規格及串接井數需要結合具體開發部署組合確定，建議50萬m3/d集氣站應主要選擇D 159 mm管道作為采氣干管，100萬m3/d集氣站應主要選擇D 219 mm管道作為采氣干管，盡量少用D 114 mm管道作為采氣干管，在集氣站建設初期由于建井數少可適當采用D 114 mm管道作為采氣干管；集氣站的干管使用數量超過8條時，進站閥組數量可以相應增加。

（5）建議適當降低采氣系統運行壓力，使其最高運行壓力不超過1.0 MPa；或在井口壓力較高的邊遠井、低產井和產液井井場設置移動注醇裝置。

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