延安氣田低產井區地面集輸節能降耗技術研究

易冬蕊，梁裕如，張成斌，何 鵬，劉婷婷，楊朝鋒

陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075

延安氣田開發區地處鄂爾多斯盆地東南部，屬于致密巖性氣藏。自2009年延氣2和延128井區先導試驗區建成投產以來，延長集團天然氣開發一直保持較快步伐。目前共建成延氣2和延128井區、延川延145井區等5個天然氣產能區塊，累計形成天然氣產能46億m3/a，后續將陸續完成安塞、席麻灣、子長、延長、宜川、橫山等天然氣產能建設區，“十三五”規劃預計累計建成天然氣產能100億 m3/a。

延安氣田地形較復雜，具有“低孔、低滲、低壓、低產、低豐度”的特點[1]，氣田穩產年限短，地層壓力下降快。存在地面集輸總體布局困難、管道易凍堵、工程建設難度大、投資較高等問題，針對不同區塊的氣藏地質等不同，延安氣田陸續采用了“高壓集氣、站內加熱、節流降溫、低溫分離、輪換計量、集中注醇”的高壓集輸工藝和“井下節流、單井計量、井口串聯、中壓集氣、常溫分離、集中注醇”的中壓集輸工藝[2]，并形成了一套適用于延安氣田的地面集輸關鍵技術體系。

1 氣田開發現狀及存在問題

以延安氣田某低產氣田為例，該區域共納入總井數172口，初期年產氣量4億m3/a，穩產不足6年，綜合甲烷含量達到94%以上，相對密度為0.574 4～0.626 0，CO2含量測試結果均低于3%，屬低含碳干氣。前期已對該區域的氣藏品質及儲量豐度、氣質組分有了一些認識，為了快速上產的需要，集輸工藝計劃采用常用的中壓集輸工藝，并完成了初步的總體布局，并預先開始了區域內凈化廠的設計，凈化廠工藝也采用常規MDEA+DEA脫碳工藝和三甘醇脫水工藝。

隨著試氣、試采數據的不斷更新，對該區域氣藏認識逐漸明了，氣體組分的測試結果與預期相差較大，同時該區域存在穩產年限較短、單井配產相對較低、管道距離長、地形起伏多且大等問題，同時周邊臨近井區處理能力尚有裕量4億m3/a，因此，綜合考慮現狀，需要從集氣工藝、站場布局、水合物防治等方面展開專項研究，優化集輸工藝，簡化流程，優化站場布局，達到投資低、節能降耗、經濟適用和安全可靠的目的。

2 地面集輸工藝分析

2.1 集輸工藝優化

該區塊天然氣儲量豐度較低，氣藏品質差，該區塊III類、II類井的占比高達70.37%，穩產年限均不足3 a，其中占比44.77%的III類井穩產年限約為1 a，單井的穩產年限均很低，見圖1。

圖1 井區典型氣井生產規律預測

鑒于高壓集氣工藝投資高、運行成本高且不安全，前期規劃中只考慮中壓集氣工藝[3]（見表1）。隨著對該區域氣藏認識的不斷深入，該井區單井穩產年限普遍較短，如果采用中壓集氣工藝，2～3 a左右就需要在集氣站增壓。而低壓集氣工藝雖需設置壓縮機但不需要井口注醇，可省去集氣站至井口的注醇管道，因此將原計劃采用的中壓集氣工藝優化為低壓集氣工藝，同時利用井下節流技術[4]和壓縮機增壓技術[5]。

表1 兩種集氣工藝優缺點對比

此外，通過對該井區搭建管網模型，利用模型對管網內水合物生成條件進行模擬計算。集輸系統運行壓力在4.5～5.8 MPa條件下，天然氣水合物形成溫度為8.5～11.3℃，根據當地地溫檢查數據，全年有7個月不會形成水合物，其余月份通過壓縮機將井口壓力降至1.5～2 MPa，保證了全年采氣管道不會形成水合物，驗證了低壓集氣工藝的適用性。從技術、經濟、安全和節能降耗方面綜合考慮，低壓集氣工藝更適合該井區，站內不需設加熱爐，無需注醇管道，氣體的攜液能力增強，阻止低產壓力的激動，延長氣田的穩產年限[6]。

2.2 集輸管網優化

通過對該井區開展多工況模擬，實現合理布站、采氣管網優化，以及隨井位的調整變化適時對地面系統總體布局進行優化調整。集氣管道采用枝上枝、井間串接等方式，單井生產的天然氣在叢式井場匯合后，經采氣支線就近連接到采氣干線，將“一井一管道”優化為“一井場一管道”或“多井場一管道”。集輸管網優化后，平均單井采氣管道長度由2.25 km減少至1.02 km，采氣管道工程量減少了54.6%；增大了集氣半徑，單座集氣站納入井數由8口井增加至15口井，各井區集氣站平均規模增加了2.2倍，集氣站數量由7座減少至6座（見圖2），后期可去除7#站。另外，在采氣干線最遠端設置發球筒，集氣站內設置收球筒，以滿足采氣干線管道對通球、掃線的要求。

2.3 凈化工藝和外輸優化

2.3.1 凈化工藝優化

圖2 優化前后集輸管網走向

依據該井區的試氣數據（見表2，CO2含量測試結果均低于3%），以及周邊類似氣田CO2含量變化規律（見圖3），發現CO2含量變化很小且沒有增長的趨勢，基本穩定在3%以內，均達到國家二類氣指標，脫碳單元利用率較低，勢必造成投資和運行費用的增加。調整優化該井區天然氣凈化工藝，采用不脫碳只脫水工藝。將凈化廠原來的MDEA+DEA混合溶液脫碳工藝、脫輕烴工藝[7]完全去除，只保留脫水單元及相關配套工程，天然氣脫水裝置采用三甘醇脫水工藝，同時預留脫碳工程建設用地，如圖4所示。優化前后共減少天然氣凈化廠主要設備約17臺套，一次性建設投資減少10%，實現了低成本和低能耗開發目標。

表2 井區原料氣測試結果

2.3.2 凈化廠外輸管道優化

通過多方案優化比選，將新設凈化廠產出氣輸往第一閥室優化為調整至第二凈化廠（2018年處理量7.66億m3，凈化廠處理后CO2體積分數控制在2.3%以內），然后進入外輸首站。優化后外輸管道距離減少20%，投資降低8%，見圖5。不僅確保天然氣中CO2含量指標符合國家二類氣標準，且達到降低接至大管網的外輸氣中CO2含量的目的。

圖3 周邊井區CO2含量分析

圖4 優化后的凈化廠工藝流程

圖5 優化前后外輸管道走向

如果該井區后期采出氣CO2含量超標，不能滿足外輸氣標準時，可采取與第二凈化廠的天然氣摻和外輸。對該井區的設計產能、第二凈化廠2018年來氣量以及含碳量進行摻混核算得出，當凈化廠的外輸氣CO2體積分數低于4.27%時，兩個區塊天然氣摻混外輸可達到輸氣要求；當外輸氣CO2體積分數超過4.27%時，需在凈化廠預留的建設用地上增設脫碳單元。該方法操作靈活，適應性強，可為后期延安氣田的整體管網規劃提供借鑒。

2.4 水合物防治技術

為了防止集輸系統中形成天然氣水合物造成管道堵塞等問題，目前延安氣田主要采取向管道內加注甲醇的方法。夏季水合物形成溫度遠低于地溫，不需要注醇；冬季需要加注甲醇，但是存在甲醇注入量大、毒性強等諸多問題。

采用模擬軟件對采氣管道起伏較大且較多的重點地段進行模擬預測，自主試制的井口管式循環旋流脫水器（見圖6）將井口采出氣進行初步氣液分離后進入采氣管道，可有效減少地形起伏引起的管道積液對生產的影響。特別適用于個別偏遠采氣半徑大、存在爬坡、U型地段等起伏管路且單井產量低的氣井。該方法具有設備體積小、安裝維護方便、可有效減少管道水合物析出等特點。設備脫水效率可達95%以上，降低了集氣站分離器的負荷和氣田的運行成本。

圖6 井口管式循環旋流脫水器

3 結論

陜北黃土塬山區復雜地形條件，以及延安氣田滾動開發中開發和管理難度大及運行能耗持續增加的現狀，尤其是在地面集輸工程設計及實施過程中存在總體布局困難、產能投資高、工程建設難度大、運行管理復雜、管道易凍堵等問題都將直接影響后期的開發效益。

在新建產能建設區時，在保證已建區塊正常運行的情況下，盡量借鑒并利用已建區塊的工藝、設備、管道，并根據自身的氣藏地質特點選擇合理的集輸工藝技術，同時也要統籌考慮整體氣田的管網規劃，做到降低投資、節約運行費用、提高整個項目經濟效益的目的。