蘇里格氣田南區塊天然氣集輸工藝技術

摘要

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田南區塊單井控制儲量小、穩產期短、非均質性強，屬于典型的低滲透致密巖性氣藏。

摘要鄂爾多斯盆地蘇里格氣田南區塊單井控制儲量小、穩產期短、非均質性強，屬于典型的低滲透致密巖性氣藏。針對該區塊的地質特征和特殊的開發方式(采用井間與區塊相結合的接替方式開發)，采用了以下天然氣集輸工藝：①井下節流、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、濕氣交替計量”等一系列工藝技術，有效降低了地面工程的投資成本，提高了氣田開發項目的經濟效益，對類似氣田的開發建設具有借鑒意義。

關鍵詞 蘇里格氣田南區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

蘇里格氣田南區塊(以下簡稱南區塊)位于鄂爾多斯盆地蘇里格氣田南部，地處內蒙古自治區烏審旗、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的國際合作區。

南區塊單井控制儲量小、穩產期短、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塊定產量穩產的生產方式。

4)單井初期配產高，最高配產量為l0×10⁴ m³/d。平均配產量為3×10⁴ m³/d，為蘇里格氣田其他區塊單井配產量的2～3倍。

5)單井產量下降快，生產l年后，產量下降了一半。

6)全部采用9井式井叢開發，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塊大幅度減少。

7)采用井間與區塊相結合的接替方式開發，地面集輸系統龐大，投資高。

如何根據南區塊的地質特征和特殊的開發方式，充分借鑒蘇里格氣田其他區塊和道達爾公司的開發經驗，創建一套全新的地面集輸工藝，降低工程投資成本，提高氣田開發項目的經濟效益，已成為開發建設這一國內首個中國石油作為作業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

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

2．2壓力級制

南區塊與蘇里格氣田其他區塊共用天然氣處理廠，區塊壓力級制與其他區塊基本一致(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4.5MPa，注醇管線設計壓力為8.0 MPa。

2．3總體集輸方案

南區塊全采用9井式井叢開發，包括BB9、BB9＇、BB9〞3種井叢類型。南區塊開發所采用的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〞。

區塊集輸總工藝為(圖2)：①井下節流，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流后，通過孔板流量計連續計量，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流后，通過孔板流量計連續計量，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

南區塊采用了中壓集氣工藝，BB9氣井通過井下節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，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模為30×10⁸ m³／a，而實際最大增壓規模約為15×10⁸ m³／a，占總建設產能規模的一半。

井下節流工藝具有以下優點：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。

南區塊采用的井下節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，后期區塊增壓規模僅為整體建設規模的一半，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，了解氣層及井筒的特性。這對預測氣井產能、指導氣田開發、制訂生產方案具有重要意義^[3]。

南區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、油接人原流程，避免了液體拉運和氣體放空，既保護了環境，又節能降耗。

3．4數字化集氣站技術

南區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、全程網絡監視技術、智能安防監控技術、報表自動生成技術”等8項關鍵技術，實現控制中心對數字化集氣站的集中監視和控制^[4]。控制中心實現“集中監視、事故報警、人工確認、遠程操作、應急處理”，集氣站實現“站場定期巡檢，運行遠程監控、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

南區塊與氣田其他區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分別就南區塊和蘇里格氣田其他區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。

4 結論

1)蘇里格氣田南區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塊的2～3倍，采用全9井式井叢開發等有別于該氣田其他區塊的地質特征和開發方式，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，提高了氣田開發項目的經濟效益，對類似氣田的開發建設具有借鑒意義。

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3.6MPa，直接外輸；冬季低壓運行，井口壓力為l.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。蘇里格氣田南區塊中壓集氣主要特征是：井下節流、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3.6MPa，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。