長慶氣區開發模式及地面配套工藝技術

徐勇穆謙益楊亞聰焦廷奎

1.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 2.中國石油長慶油田公司采氣二廠

長慶氣區開發模式及地面配套工藝技術

徐勇1穆謙益1楊亞聰1焦廷奎2

1.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 2.中國石油長慶油田公司采氣二廠

徐勇等.長慶氣區開發模式及地面配套工藝技術.天然氣工業,2010,30(2):102-105.

長慶氣區包括靖邊氣田、榆林氣田及蘇里格氣田,屬低滲透率、低豐度、中低產、大面積復合連片整裝氣區,開發難度較大。為此,結合不同區塊的地質特性、氣質特點及試采情況,遵循安全、高效、簡單、先進、實用的原則,探索出適合長慶氣區不同區塊特點的3大開發工藝模式(靖邊模式、榆林模式、蘇里格模式)及12項地面配套工藝技術(多井高壓集氣、多井高壓集中注醇、多井集中加熱節流、周期性間歇計量、小型橇裝脫水、低溫高效聚結分離、小型高效設備應用、井下節流、井口濕氣帶液計量、常溫分離中低壓濕氣輸送、二級增壓和氣田數字化管理工藝技術),提高了地面建設水平,簡化了工藝流程,降低了工程投資。10多年的生產運行證明:上述12項地面配套工藝技術經濟、可靠,保障了長慶氣區的經濟高效開發,是同類氣藏開發工藝設計借鑒的典范。

長慶氣區 低滲透率 低豐度 中低產 開發模式 地面工藝 配套技術 評價

長慶氣區位于鄂爾多斯盆地中部,地跨陜西和內蒙古兩省區,包括靖邊氣田、榆林氣田及蘇里格氣田等,屬低滲透率、低豐度、中低產、大面積復合連片整裝氣區。氣區開發建設以提高經濟效益和社會效益為核心,通過采用國內外先進的工藝技術和新的管理體制,對氣區地面建設進行總體規劃,以降低工程造價和運行費用、簡化工藝流程為突破口,結合長慶氣區不同區塊的地質特點,立足自主創新,大力推進科技進步,不斷探索、總結、完善、集成、創新,對地面建設工藝進行了深化和研究,逐步形成了適合不同區塊開發的3大工藝模式及12項地面配套工藝技術。

1 長慶氣區開發三大工藝模式

1.1 靖邊模式

靖邊氣田是長慶氣區最早投入開發的區塊,借鑒國內外氣田開發工藝模式,從“集氣半徑、集輸管網、凈化工藝、管材選擇”等多方面進行優化,形成了以“三多、三簡、兩小、四集中”為代表的靖邊氣田地面集輸工藝——靖邊模式:多井高壓集氣、多井注醇、多井加熱;簡化井口、簡化布站、簡化計量;小型橇裝脫水、小型發電;集中凈化、集中甲醇回收、集中監控、集中污水處理。其工藝流程如圖1所示。

圖1 靖邊模式氣田地面工藝流程圖

1.2 榆林模式

榆林氣田采取邊勘探邊開發原則,為適應產能建設滾動開發的特點,在借鑒靖邊模式的基礎上,提出了“進一步減少集氣站數量、簡化地面系統”的建設思路,形成了以“節流制冷、低溫分離、高效聚結、小站脫烴”為特點的地面集輸工藝——榆林模式(圖2)[1]。

圖2 榆林模式氣田地面工藝流程圖

1.3 蘇里格模式

蘇里格氣田前期試采顯示氣井高壓穩產時間短,中低壓穩產期長,氣田最終采收率低。如何經濟有效地開發成為蘇里格氣田開發的關鍵。在借鑒靖邊、榆林模式的基礎上集成創新形成了以“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”為主體的蘇里格“三低”氣藏“中低壓開發集輸工藝”——蘇里格模式[2-4](圖3)。

圖3 蘇里格模式氣田地面工藝流程圖

2 十二項地面配套工藝技術

2.1 多井高壓集氣工藝

傳統多井集氣工藝比較復雜,為了節流降壓,多在井口建加熱設施以防止形成天然氣水合物。長慶氣區為盡量減少井口設施,采用多井高壓集氣工藝,高壓氣流經采氣管線直接輸送到集氣站集中加熱。多井高壓集氣工藝是一項綜合配套技術,技術關鍵是選擇合理的集氣半徑、管線規格和站場所轄的井數,長慶氣區集氣半徑一般控制在6km以內。

采用多井高壓集氣工藝可最大限度地簡化井口,井口無需維護,主要設施全部集中到了集氣站,井口不再需要供電、供水、通信、自控等輔助系統。

2.2 多井高壓集中注醇工藝

長慶氣區采用甲醇作為天然氣水合物抑制劑。高壓集氣管線易形成天然氣水合物,為防治天然氣水合物,需從井口注入甲醇。長慶氣區采用與采氣管線同溝敷設的注醇管線向氣井油管、套管或采氣管線注入防凍劑甲醇。

多井高壓集中注醇工藝是實現高壓集氣和二級布站的關鍵技術,生產實踐表明,其工藝運行可靠,能有效簡化井口,使設備集中,便于管理。

2.3 多井集中加熱節流工藝

降壓常伴隨著急劇的溫降,高壓天然氣進入集氣站后,需要節流降壓以滿足集輸系統要求,為防止降壓過程中生成天然氣水合物,集氣現場采用水套加熱爐加熱,以提高節流前的氣流溫度。為減少站內設備及提高熱效率,長慶氣區采用了多井式加熱爐,可同時實現1～8口井共同加熱。

多井加熱節流是多井高壓集氣工藝的有效補充,既滿足開發工藝要求,又減少了站內設備數量,是提高設備利用率的有效手段。

2.4 周期性間歇計量工藝

氣井產量是進行地質分析的重要依據[5-6],長慶氣區根據儲層低滲透、單井產量穩定的特點,在集氣站內設生產分離器和計量分離器,單井產量采用輪換間歇計量,打破了氣井連續計量的常規。間歇計量就是單井產氣量采用周期性輪換的方式計量,計量分離器配合孔板流量計用于單井產量計量,不計量的氣井進生產分離器。

周期性間歇計量工藝減少了大量的計量裝置和儀表,簡化了集氣站工藝流程,降低了投資。幾年來的運行表明長慶氣區氣井生產穩定,采用間歇計量工藝完全滿足資料錄取要求。

2.5 小型橇裝脫水工藝

集氣站脫水是長慶氣區的特色。集氣站脫水的目的是為了減緩集氣管線的腐蝕。長慶氣區集氣站脫水采用的是橇裝三甘醇脫水裝置,三甘醇脫水具有吸濕性好、蒸汽壓低、露點降大、操作平穩可靠等優點。橇裝化脫水裝置加熱、脫水、溶劑再生、計量一體化,不需外接電源,適合長慶氣區比較惡劣的自然環境。

小型橇裝脫水裝置具有建設速度快、自動化控制程度高、不需要外界動力、投資低、運行維護和管理方便的特點,簡化了工藝流程,縮小了配套系統規模,脫水后的天然氣水露點可降到-10～-13℃,集氣干線無凝析液析出,延長了集氣干線的使用壽命[7]。

2.6 低溫高效聚結分離工藝技術

榆林氣田開發在充分借鑒靖邊模式的基礎上,根據榆林氣田上古氣藏含凝析油的特點,采用節流膨脹制冷低溫分離工藝技術來脫水脫烴。集氣站應用強制旋流氣液分離器加上氣液聚結分離的兩段式分離工藝,氣液聚結聚結分為前置預過濾和聚結過濾兩部分,通過高效聚結分離器中的纖維介質,對亞微米的液滴進行高效聚結分離[8]。低溫高效聚結分離工藝技術集氣站外輸天然氣水露點在-8～13℃之間,滿足國家二類氣質要求。

使用高效聚結分離工藝技術在脫除水的同時,也脫除了凝析油,簡化了天然氣的凈化處理工藝,出口天然氣滿足外輸氣質量標準,節約了一次投資費用。

2.7 小型高效設備應用技術

1)為保證低溫分離效果,防止集氣站內發生天然氣水合物堵塞,開發了小型甲醇霧化裝置,使甲醇與氣流充分混合,增強對天然氣水合物的抑制效果,降低甲醇消耗量。

2)采用強制旋流氣液分離器進行氣液分離,與重力分離器相比分離效率提高了10%左右。

3)應用疏水閥排液,有效解決了電動球閥自動排液系統故障率高、運行費用高的問題。

小型高效設備的選用,為長慶氣區各區塊工藝模式的形成提供了技術支撐,在氣田的生產過程中發揮著重要的作用。

2.8 井下節流工藝技術

井下節流工藝不僅是高壓氣田防止天然氣水合物生成、排出井筒積液的有效手段,更是簡化地面工藝、實現中低壓集氣模式的技術關鍵[9]。試采資料顯示蘇里格氣田具有高壓穩產期短、中低壓穩產期長的特點,在總結、摸索的基礎上,應用井下節流降壓工藝技術,開發了蘇里格氣田開發初期中低壓集氣模式。

蘇里格氣田井下節流降壓工藝技術使地面建設投資降低50%;以井下節流技術為基礎的地面工藝簡化優化工作取得重大突破,成為蘇里格氣田經濟有效開發的關鍵和核心。

2.9 井口濕氣帶液計量工藝技術

蘇里格氣田井數多、產量低,氣井具有不確定性帶水含油和生產壓力下降快的特點,通過大量的流量計現場比對試驗,選用旋進旋渦流量計對單井氣量進行連續帶液計量。流量計工作壓力4.0MPa,流量計量范圍(0.6～9.0)×104m3/d,可顯示瞬時工況流量和累計工況流量。

井口濕氣帶液計量工藝技術,簡化了蘇里格氣田開發地面工藝,單井氣量計量誤差小于10%,滿足氣田開發計量規范要求。

2.10 常溫分離中低壓濕氣輸送工藝

蘇里格氣田開發單井不加熱、不注醇,經井下節流,井口在線濕氣計量后進入采氣干管,輸送至集氣站經過常溫氣液分離后增壓至3.5MPa,濕氣輸送至處理廠集中脫水脫烴后增壓外輸。夏季運行時充分利用氣井壓力,停止壓縮機運行,節省運行費用。

中、低壓濕氣輸送工藝將氣田地層能量與開發條件、自然環境相結合,不同的季節采用不同的分離輸送工藝,保證氣田低成本開發。

2.11 二級增壓工藝技術

增壓是低壓氣田開發的核心技術。為優化氣田地面壓力系統,合理分配增壓壓比,根據技術研究和方案對比,創新形成了集氣站、處理廠“兩地兩級”增壓方式。

二級增壓降低了采氣管線的運行壓力,提高了氣井的生產時率,降低了管網建設投資,提高了管線運行的安全性。

2.12 氣田數字化管理技術

為達到“提高管理水平、精簡組織機構、減輕勞動強度、降低操作成本”的目的,開發了數字化氣田生產管理系統。該系統由數據傳輸系統、遠程開關井系統、自動配產與動態預測系統、生產管理系統4部分組成。蘇里格氣田生產過程實現了數據自動采集、方案自動生成、運行自動控制、異常自動報警、單井電子巡井六大功能[10]。

2.12.1 井口數據無線遠傳技術

井口數據無線遠傳技術是利用數傳電臺,采用無線遠傳的方式,把井口油壓、套壓、流量計流量、溫度、壓力等數據傳至集氣站工控機,實現對氣井生產的實時監控。井口數據無線傳輸系統設備主要包括:壓力變送器、流量計、RTU。井口數據遠傳減少了常規人工巡井頻率,實現了井口數據采集及管理自動化,為氣井的安全監控、實時監測并獲取連續生產數據提供了有效手段。

2.12.2 遠程控制開關井技術

為提升氣田的自動化、數字化管理水平,氣井井口采用了高低壓緊急截斷閥,確保了中壓集氣采氣管線的安全運行,避免管線超壓和泄漏事故的發生。同時,緊急截斷閥能實現遠程控制開、關井操作,奠定了建設“數字化氣田”的基礎。遠程開關井技術具有不受外界因素影響,實現機械式井口超/欠壓自動截斷,可靠性強,可隨時遠程控制開關井的優點。

數字化管理系統的應用,保障了氣田生產運行安全,有利于指導氣井合理生產,是節省投資、降低成本、優化用工、提高生產效益的有效手段。

3 結論

1)靖邊氣田是長慶氣區最早投入開發的區塊,多井高壓集氣、多井集中注醇、多井加熱節流、間歇計量及甲醇、污水集中回收處理等配套技術,降低了氣田的建設投資;結合靖邊氣田產地層水、H2S含量較高的特點,采用小站脫水工藝,使集輸管線中不含游離水,降低了H2S的腐蝕效率。

2)結合榆林氣田無邊底水、高產凝析油的特點,在發展靖邊模式工藝的基礎上采用節流制冷低溫分離工藝和高效聚結分離工藝,應用小型高效設備,可有效脫除天然氣中的凝析油和飽和水。

3)蘇里格氣田屬典型的“三低”氣藏,常規開發基本無經濟效益可言。在總結靖邊、榆林氣田開發模式的基礎上,運用井下節流、濕氣帶液計量、常溫分離中低壓濕氣輸送、二級增壓及數字化管理等配套工藝技術,逐步形成蘇里格氣田開發工藝模式,創造了“三低”氣藏開發的典范。

4)結合氣田地質條件,圍繞氣田流體性質,在試采的基礎上總結形成的長慶氣區3大開發工藝模式及12項地面配套工藝技術,具有針對性、有效性和實用性,較好地解決了氣田開發的關鍵問題,對國內外相似氣田的開發有借鑒作用。

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(修改回稿日期 2009-11-05 編輯 何 明)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.027

Xu Yong,senior engineer,was born in1970.He is now mainly engaged in oil and gas field surface development process research.

Add:Mingguang Rd.,Xi’an,Shaanxi710021,P.R.China

Tel:+86-29-86590696 Mobile:+86-13720623068 E-mail:xy_cq@petrochina.com.cn

Development mode and surface supporting technology in the Changqing gas zone

Xu Yong1,Mu Qianyi1,Yang Yacong1,Jiao Tingkui2
(1.State Engineering L aboratory f or Ex ploration and Development of L ow-Permeability Oil&Gas Fields, Oil and Gas Technology Institute,PetroChina Changqing Oilf ield Company,Xi’an,S haanxi710021,China;2.No.2Gas Production Plant,PetroChina Changqing Oilf ield Com pany,Yulin,S haanxi719000,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE2,pp.102-105,2/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)

The Changqing gas zone,including the Jingbian,Yulin,and Sulige fields,is a composite uncompartmentalized gas field with low permeability,low abundance,medium-low production,a large area,and great difficulty in development.Based on the geologic features and pre-production situation of different blocks,as well as the principles of safety,high-efficiency,simplicity,advancement and practicability,the paper discusses three development process modes(Jingbian mode,Yulin mode and Sulige mode) and12surface supporting processes which are suitable for different blocks.The12surface supporting processes are high-pressure gas gathering of multiple wells,centralized high-pressure methanol injection of multiple wells,centralized heating and throttling of multiple wells,periodic metering,small-scale skid-mounted dehydration,high-efficiency low-temperature coalescing separation,application of small-scale high-efficiency facilities,downhole throttling,wet gas metering at well heads,wet gas transmission under low-medium pressure and atmospheric temperature,two-level pressure boosting,and gas field digital management process.All the above-mentioned processes have boosted the surface construction level,simplified the process flow,and reduced the project investments.Successful field production and operation for more than one decade has demonstrated that those surface supporting processes are economical and credible,ensuring the high-efficient development of the Changqing gas zone,which provides a good example for operators to develop those similar gas reservoirs.

Changqing gas zone,low permeability,low abundance,low-medium production,development model,surface process, supporting technology,evaluation

book=102,ebook=177

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.027

徐勇,1970年生,高級工程師;主要從事油氣田開發地面工藝研究工作。地址:(710021)陜西省西安市明光路長慶油田油氣工藝研究院。電話:(029)86590696,13720623068。E-mail:xy_cq@petrochina.com.cn