某海上石油生產裝置應用降壓生產延長生產井自噴采氣期的工藝實踐

(長江大學 湖北 武漢 430100)

某海上氣田群由一個中心、多個井口平臺構成，各井口平臺通過海底管道與中心平臺相連，井口平臺物流經海管輸送到中心平臺進行初步脫水分離后外輸至陸地終端處理后銷售。在各平臺生產井投入生產后，隨著時間的推移單井油壓均有不同程度的下降，其中井口A平臺兩口生產井油壓先后在開井生產20個月左右降低至與海管壓力平衡，略高于流程壓力，需定期放噴方能恢復產能。

各生產井隨著油壓的降低、產量下降導致氣井井筒攜液能力不足，井筒積液程度逐步加劇進一步導致產能下降，若無相應增產措施付諸實施，隨著井筒積液加劇最終將使得單井不再產出，將嚴重影響油氣田開發的經濟效益。

一、氣井生產系統簡介

在油氣開采過程中，地層中的油氣從儲層流到地面分離器一般要經過多個流動過程，包括從氣藏外邊界到鉆開層表面、從射孔完井段到井底，并沿著管柱向上到達井口的垂直或傾斜管流，從井口經過集氣管線到達分離器的水平或傾斜管流，每個流動過程都會產生一定的壓力損失。氣井生產系統由地層儲氣層、舉升油管、油嘴、地面集氣管線、分離器等多個部件串聯組成，典型的氣井生產系統如(圖1)所示。

圖1 典型的氣井生產系統

由(圖1)可知，地層壓力減去流動過程中發生的壓力損失等于油氣井的生產背壓。于此同時根據天然氣穩定滲流的產氣方程式為；

Q——油氣流量

c——流動系數

PR——地層壓力

Pwt——井底流壓

從上述方程式中可以很容易看出，隨著井底流動壓力的降低,天然氣產量將增加；而在凝析油氣田開發過程中，利用其自身地層能量進行衰竭式開采時，隨著開采的不斷進行，地層壓力不斷下降、井筒積液的情況逐步加劇，一旦地層能量克服沿程壓力損失、液體自重和滑脫效應等等各種沿程損失后，到達地面分離器時的壓力小于地面流程的正常操作壓力，地層將無產出。

此時若能通過相應手段降低地面流程背壓，藉此降低井底流壓，使得能量衰減的地層具備繼續產出條件。通過此舉對延長氣井的自噴采氣期，實現氣井的穩產增產，進一步提高天然氣采收率，是目前進行氣田高效開發的重要舉措。

二、降壓增產方案分析

目前海上油氣田實施降壓生產的方式主要有三種：其一為單井降壓，通過使用壓縮機組增壓后達到外輸壓力需求；其二為裝置整體降壓，實現所有生產井降壓生產，而后經壓縮機組增壓滿足外輸需求；其三由下游平臺進行降壓，降低外輸管道運行壓力，進而實現油氣井生產背壓下調。

結合氣田群各平臺實際情況，井口平臺新增壓縮機組實現井口平臺單井或單個平的臺降壓生產，投入成本較大，不具備經濟有效性和規模應用性。作為區域處理中心的中心平臺配置壓縮機組，且壓縮機組的處理能力，滿足部分井口平臺近期降壓生產之需。后續現場開展的降壓生產相關方案討論，著重圍繞如何合理利用中心平臺壓縮機組展開，在多次優化方案后最終確定采用現場部分流程改造，來實現降壓生產。

三、降壓改造工藝實踐

在充分依托中心平臺壓縮機組的基礎上，確定通過調整部分設備壓力控制閥設點和小范圍內管線改造來降低上游平臺海管上岸壓力，近而降低上游平臺生產背壓，達到降壓增產的目的改造思路。

單獨對井口A平臺整體降壓，采取通過調節井口A平臺段塞流捕集器壓力設點的思路，使段塞流捕集器的壓力稍高于一級分離器的操作壓力(一級分離器操作壓力3.5MPa)的方式來達到對井口平臺從5.5MPa的生產背壓整體降壓到3.6MPa；這樣不需要增加改造投入，只需對各壓力控制閥的設點進行調整，達到初步降壓增產的目的。

井口A平臺海管在中心平臺上岸流程為：上岸后經過段塞流捕集器，進行氣液兩相分離，氣路和其他平臺氣一起進入三甘醇脫水系統，液相進入凝析油一級分離器進行脫水和閃蒸。

由于受其他平臺海管背壓影響，井口A平臺段塞流捕集器正常操作壓力為5.5MPa，凝析油一級分離器，正常操作壓力為3.5Mpa。基于改造思路的分析，不需要投入資金，無需管線改造，只需隔離段塞流捕集器氣相，讓氣走液路，氣液混輸，在滿足高壓壓縮機最低進氣壓力的條件下實現了井口A平臺海管壓力降至3.6Mpa，降壓流程簡圖如(圖2)所示。

圖2 降壓流程簡圖

存在問題：

1.段塞流捕集器采用液相串氣、氣液混輸的方式能夠將井口平臺來氣直接引入下游一級分離器，通過壓縮機組的運轉，從而達到降低海管壓力的效果，但是捕集器液相調節閥長期串氣運行勢必會加劇對閥芯的沖擊，影響閥門運轉的穩定性，存在不可控的未知風險。

2.此種方式目前可以滿足A平臺的降壓生產需求，考慮氣田群其他平臺面臨后續整體降壓的事實，還得尋求其他各位合適的方案。

解決措施：

經過部門討論分析，綜合考慮后續平臺的整體降壓生產需求，還是要采取管線改造的思路，改造管線分別連接到一、二級分離器的物流入口管路和一、二級分離器氣相出口管路，這樣充分利用對應壓縮機機組的設計工況，按氣田群各平臺油壓衰減情況，分階段分壓力等級實施降壓生產工作。在滿足井口A降壓生產的同時，兼顧其他井口平臺降壓生產之需，以期實現氣田群降壓增產工作效益最大化。

四、應用效果分析

在降壓生產改造方案實施后，中心平臺通過使用壓縮機組對井口A平臺海管實施降壓，海管上岸壓力由5.5MPa降低至3.6MPa左右運行，大幅度降低了井口平臺生產井背壓，增加了井筒攜液能力，有效的維持了低產低效井的正常生產。通過現場記錄流量變化來看，該平臺生產井降壓后可實現日增天然氣約2x104m3/d。此項降壓改造工藝實踐效果顯著。

五、總結

通過對低產低效氣井的降壓增產改造實踐，取得了良好的應用效果，基于此次降壓增產實踐，以及對未來的展望，可以得出如下結論：

油氣田在生產開發的中后期階段，都會面臨如何解決低產低效井開采的難題，對于低產低效氣井，降壓生產是氣田生產后期延長氣田生產壽命的有效措施，降壓生產可以提高地層滲流，增加井筒的攜液能力，延長氣井的自噴采氣期。在盡量避免大幅度工藝改造的情況下，需要根據平臺已有設備，通過簡單的設點調整以及少量的管線改造，來達到對低產低效井(平臺)的降壓增產，從而產生經濟效益的最大化。