延安气田地面集输工艺的探索与创新

张成斌 易冬蕊 刘婷婷 梁裕如 韩建红 胡耀强 何 鹏 杨朝锋 曲凤杰

陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院, 陕西 西安 710075

0 前言

延安气田地处鄂尔多斯盆地东南部,构造上属于伊陕斜坡,是典型“低孔、低渗、低压、低产、低丰度”气藏,主力层系为上古生界石炭系本溪组—二叠系山西组、石盒子组,下古生界奥陶系马家沟组[1]。截至2018年，延安气田天然气探明储量超过6 000×108m3,累积建成产能46×108m3/a,累积产气量达110×108m3。而今,延安气田已进入快速上产阶段,预计“十三五”末累积建成天然气产能100×108m3/a。

经过先导试验区高压集输工艺的摸索，一期工程中压集输工艺的试行与推广，合作区块和延128井区2#集气站低压集输工艺的探索以及边缘井橇装LNG集输工艺的创新性提出,延安气田形成了“以中压集输为主,低压集输和橇装LNG集输相辅”的地面集输工艺。

1 地面集输工艺的特点

1.1 高压集输工艺

高压集输工艺主要特点是“高压集气、站内加热、节流降温、低温分离、轮换计量、集中注醇”,即井口不进行加热和节流,产出气通过“放射状”的高压采气管线输往集气站,在站内集中进行加热、节流、计量和脱水处理[2-7]。为了预防在集气过程中产生水合物造成冰堵现象,在站内设置注醇泵房,采用“一井一泵一管线”方式集中向气井注入水合物抑制剂(甲醇),注醇管线和采气管线采用同沟敷设方式。高压集输工艺流程见图1。

图1 高压集输工艺流程图

由于井场流程简单，便于控制管理且可充分利用地层压力,延安气田先导试验区在2012年建成投产时采用了高压集输工艺。但经过多年摸索,高压集输工艺的缺点也逐渐暴露出来:井筒和管线容易产生积液现象,严重时会形成水合物造成冰堵危害,高压运行中存在安全隐患,尤其是对于中低产井;气井压力之间存在较大差异,系统压力很难与之匹配;管线工程量大、站内设备复杂,工程投资和运行管理费用较高。高压集输工艺比较适用于气井压力大、稳产年限长、产量高、地面平坦、气井密集的井区,对于延安气田大部分井区适用性不强。

1.2 中压集输工艺

中压集输工艺主要特点是“井下节流、单井计量、井口串联、中压集气、常温分离、集中注醇”,即井下投放节流器,通过节流使井口油压降到6.3～6.8 MPa,充分利用地层温度对节流后的天然气进行加热,防止井筒中水合物的生成,采出气经井口湿式流量计计量后串联成“枝上枝”形式进入集气站,在生产分离器中进行常温分离脱水,汇入集气干线输至净化厂处理[8-12]。为防止采气管线发生冰堵事故,同沟敷设注醇管线,采用“一井场一管线”“一泵多井”方式进行甲醇集中加注,站内预留集气干线注醇口。中压集输工艺流程见图2。

图2 中压集输工艺流程图

中压集输工艺在延气2-延128井区一期工程试应用后,被迅速推广到延145井区等后续区块开发中。与高压集输工艺相比,中压集输工艺充分利用了地层能量(压能和热能),增加了管道携液能力,降低管线的事故率,同时集气半径增加了40%,单个集气站的集气规模及纳入井数增加了2倍左右,集气站占地面积缩小1/7,管线工程量减少近一半,地面总投资减少40%,运行费用至少降低20%。

1.3 低压集输工艺和橇装LNG集输工艺

低压集输工艺主要特点是“井下节流、单井计量、井口串联、夏季中压、冬季低压、常温分离、无需注醇、冬季增压”,即利用地层温度场实施井下节流,冬季气井井口压力节流至1.3 MPa左右,使水合物形成温度(-4.5 ℃左右)比环境地温(3 ℃左右)低5 ℃以上,保证采气、集气管线内不生成水合物,集气站增压运行,实现低压集气,夏季气井井口压力节流至4 MPa,实现中压集气[13-17]。低压集输工艺流程见图3。

低压集输工艺流程简化,管线压力等级低,且充分利用了地层能量,但下游需设置压缩机增压外输,且对节流器要求较高,适用于产量低、稳产年限短的区块,目前延安气田仅有合作区块和延128井区2#站应用。随着气田开发的全面展开,低产井数量逐渐增加并连成片,如宜川井区和延长东井区,低压集输工艺将会推广应用。

图3 低压集输工艺流程图

勘探开发中有些零散井、偏远井,因产量低不符合铺设管线的经济性要求或者位置偏远无法并入集输管网,但仍具有开采价值。针对这类情况延安气田创新性提出了橇装LNG集输工艺,其工艺流程见图4。

针对井口天然气压力和流量波动的现象,橇装LNG装置利用计量与过滤单元的缓冲作用来降低其带来的不利影响。针对地处偏远、尽可能减少占地的实际情况,采用浸硫活性炭脱汞、氧化铁固体脱硫剂脱硫、分子筛吸附脱水、高效的混合制冷剂制冷工艺。

经过多年探索与创新,延安气田根据各区块资源情况选用合适的集输工艺,形成了以“中压集输为主，低压集输和橇装LNG集输相辅”的地面集输工艺。高、中、低压集输工艺对比见表1。

图4 橇装LNG集输工艺流程图

表1 高、中、低压集输工艺对比

项目高压集输中压集输低压集输节流方式站内针阀集中节流井下节流器节流井下节流器节流井口压力/MPa>106.3～6.84(夏季),1～1.3(冬季)管线等级/MPa2386.3设备要求设备要求复杂、数量较多设备要求简单、数量较少相比中压集输增加压缩机加热方式站内加热炉集中加热利用地热利用地热是否需要增压前期不需要增压,后期需增压前期不需要增压,后期需增压需压缩机增压甲醇消耗量/(L·10-4·m-3)75.32(注醇量较大)48.89(注醇量较小)基本不注醇水合物易形成不易形成不易形成稳产效果站内压力波动易导致地层压力震荡地层不受井口、站内影响地层不受井口、站内影响开关井频率低高低调峰情况可站内随时调峰气井保供调峰气井保供调峰携液能力高产井携液能力强低产井携液能力弱节流器增大气体流速,携液能力增强节流器增大气体流速、压缩机提供携液动力,携液能力增强投资成本较大适中较小

2 集输工艺存在问题及解决方法

2.1 单井计量无法满足现场生产要求

井下节流的气井采用气液混输技术,在井口安装一体化差压式流量计或者旋进漩涡流量计，进行单井湿式计量后汇合输送到集气站进行下一步处理、计量,因此无法准确掌握单井的产气量和产液量,从而影响后续的气井生产动态分析及管理。

为此,现场对井口管线进行技术改造,增设移动计量口,利用移动计量车定期进行气、液计量,掌握气井产气、产液情况。技术人员通过分析历史数据,并结合移动计量结果,对集气站所管辖气井的产气量和产液量进行劈分,来满足气井生产动态分析及精细化管理的数据需求。

2.2 甲醇注入量大且分配不合理

气田生产初期,高、中压集输工艺的平均注醇量约0.08 m3/104m3和0.05 m3/104m3,占产水量10%～50%。中压集输工艺采用“一井场一管线”“一泵多井”的注醇方式,同一井场井口压力高的井注醇量少、压力低的井注醇量多,这与水合物形成的压力、温度关系相违背,从而加大了井口压力高的井的冰堵风险,导致注醇量进一步加大。

为此,现场进行了一系列技术革新:1)井口采气树四通后加装甲醇雾化装置,提高甲醇和天然气的混合效果，甲醇雾化装置见图5;2)延安地区昼夜温差大,将注醇时间分为白天(8:00-18:00)和夜间(18:00-次日8:00),降低白天注醇量;3)入冬时对气井套管内注醇,可有效降低注醇量;4)建立“一井一策”制度,根据气井实际情况进行精准注醇;5)井口注醇管线加装调节阀和流量计,确保注入量合理分配。通过以上技改措施,注醇量减少了30%～50%,高、中压集输工艺的平均注醇量降为0.043 m3/104m3和0.021 m3/104m3。

与此同时,延安气田开展了动力学抑制剂(Kinetic Hydrate Inhibitor,KHI)应用试验研究,自主研发了一种高效水合物抑制剂,并进行了气田生产现场试验;高效水合物抑制剂环保效益好,抑制效果显著[18-20]。抑制原理为降低水合物的成核速率,延缓临界晶核形成时间、干扰晶体生长方向来影响其稳定性,从而延长生成时间而达到目的。该产品经国家安全生产监督管理总局化学品登记中心检测,属于非危险化学品[21]。高效水合物抑制剂使用方法与甲醇相同,在集气站内通过注醇泵、经注醇管线至井口,然后随天然气经采气管线在集气站实现气液分离,随产出水至处理站处理达标后回注地层。该抑制剂注入量为产水量0.5%～2.0%,平均每口井注入量小于15 L/d。

图5 甲醇雾化装置示意图

2.3 管线积液严重

随着气田开采的深入,气井产水量越来越大,并受“黄土塬、梁、峁、沟、塬”复杂地形高低起伏大的影响,管线积液问题愈发严重,增大了管线压差,造成压力、产量波动,甚至产生水堵现象,严重威胁现场的安全生产。现场除干线外,其他采气管线并未设置清管装置,这就导致积液不能定期清除,加重管线积液。

为此,现场进行了一系列技术革新:1)改造干线,对条件允许的井场加装清管装置,并定期进行清管作业,排除管线积液;2)对上下游压差较大的管线,进行泡排作业,注入表面活性起泡剂,将积液转化成低密度含水泡沫进行排除;3)改造井口管线,增设返排罐和气液分离器,将集气站天然气返输到井场,从而排除管线积液，井口返排工艺改造示意图见图6。通过以上技改措施,上、下游管线平均压差由0.6 MPa降至0.2 MPa以内,有效提高了地面集输效率。

图6 井口返排工艺改造示意图

与此同时,延安气田将涡流管排水采气原理应用到井口或低洼处管道,并自主研发了一套管式循环旋流脱水器,将无规则的两相紊流转变成类环状流动,降低流动压力降,增大管中心气体流速,大大提高其携液能力,其推广应用前景十分广阔。

2.4 泡沫排水工艺影响下游生产

延安气田形成了“泡沫排水采气为主,多元复合排水为辅”的排水采气工艺体系来保证气井正常生产,其中泡沫排水采气作业占总作业的90%以上。泡沫排水采气工艺原理是将井筒积液转化为低密度泡沫进行输送，而产生的低密度泡沫会使集气站及下游LNG厂、净化厂的相关设备运行效率变低,而且会影响产品气的质量。

为此,现场对集气站进行了站内改造,增设了消泡剂注入橇、注入泵以及注入管线,选择进站汇管进入生产分离器之前1～2 m处为注入点,使消泡剂和含泡沫的采出水充分混合后进入生产分离器,从而保证消泡效果。对于下游要求高的用户(例如LNG厂),在集输末站新增二级分离橇,保证用气质量。同时,加大对消泡剂与含泡沫采出水的配伍性研究,保证消泡剂的实用性。

2.5 信息化、标准化、数字化程度低

已建成的延气2-延128井区部分井场信息化程度低,未安装可燃气体检测、视频监控、语音对讲等系统,无法对井场实时监控和远程操作,需要花费大量的人力、物力巡井,存在一定的安全隐患。站场设备管理、资料存放杂乱无章,影响正常的生产管理。生产数据需要人工整理,并逐级上报汇总,存在滞后性和共享局限性,加大了生产数据分析难度,存在延迟发现问题、解决问题的隐患。

针对以上问题,延安气田利用无线变送器、RTU、无线网桥和中继网桥等设备对该区块无远传功能井和GPRS通信井进行信息化建设升级,并增设了视频监控、语音通话和可燃气体检测系统,实现了智能无线仪表大量应用于气田信息化,并建立了“井(站)—队—厂—公司”四级指挥调度制度,提高了气田安全防护和应急处置能力。同时,延安气田建立了生产管理平台,基层技术人员将生产数据分类输入平台后自动生成报表上传,各层生产管理人员可通过权限进行查阅,很大程度上降低了工作量,提高了工作效率。同时开展了井场、站场的标准化建设,颁布了相应的规范标准和管理办法,取得了不错的成效。

3 结论

1)中压集输工艺已被证明适用于延安气田:从技术上分析,可充分利用地层能量(压能和热能),增加管道的携液能力,降低管线的事故率;从经济上分析,与高压集输工艺相比,地面总投资减少40%,运行费用至少降低20%。但随着延安气田的全面开发,储量丰度低、气藏品位差的区块逐渐出现,所辖气井产量低(小于104m3/d)、稳产年限短(5 a以下),采用中压集输工艺的经济效益较差,此时推荐采用低压集输工艺。具有开采价值的零散井、偏远井无法建设管网,应采用橇装LNG集输工艺。

2)地面集输系统的优化应向着标准化、模块化、信息化、安全化、环保化的方向发展,从而提高适应性和经济性。积极围绕气井计量、管线积液、冰堵、信息化管理、标准化建设等方面开展技术改造和科学研究。