延安氣田X井區地面集輸系統低成本工藝優化研究

陳宇軒，王夢憶，肖佳琳，景 帥，張 龍

1.陜西延長石油（集團）有限責任公司油氣勘探公司，陜西延安 716000

2.中國航天科技集團公司四院四十一所，陜西西安 710025

延安氣田位于鄂爾多斯盆地東南部，主力氣層為上古生界石盒子組8 段、山西組、本溪組，以及下古生界奧陶系馬家溝組，單井產量低，儲層疊置發育，生產井多層合采產氣[1-5]。自2012 年先導試驗區投產以來，延安氣田已累計建成產能80.4 ×108m3/a，生產天然氣370.41 × 108m3，在陜北形成13個規模開發井區。

在開發過程中發現部分采用中壓集輸工藝的井區受黃土原溝壑地貌影響，集輸管道起伏較大，氣井及管道積液問題嚴重難以開井生產，同時地層壓力衰減過快，采用井口增壓設施和管道通球雖然可以在短期內緩解該問題，但依然難以達到開發方案設計的穩產年限，需要整體提前增壓，造成較大的投資浪費[6]。在延安氣田X 井區的開發中，通過工藝優化，提高地面系統的適應性，顯著降低了建設投資。

1 X井區地面集輸系統現狀與存在問題

X 井區位于延安氣田中區南部，計劃納入井場78座、氣井274口，建設集氣站7座、脫水站1座、凈化廠1座，建成產能8.4×108m3/a，穩產期4.5年，CH4平均質量分數91.25%，CO2平均質量分數5.17%，水型以CaCl2為主，礦化度為9.83～115.50 g/L。建設初期為滿足快速滾動建產需求，計劃采用延安氣田較為成熟的中壓集輸工藝，凈化廠采用MDEA+DEA脫酸和三甘醇脫水工藝，并根據氣藏工程的井位部署基本完成了場站布局和線路設計，見圖1。

圖1 X井區集輸站場分布

1.1 壓降方面

在X井區方案設計初期，僅取得56口井的試氣資料，隨著試采數據的豐富，發現該區單井產量及氣井壓力波動明顯，通過對鄰區A、B、C三個井區5 年來（330 d/a，1 650 d）的生產套壓數據進行統計分析[6]，可以看到各井區均表現出前期壓力快速遞減的趨勢，如圖2所示。穩產期套壓年均壓降達到3.02 MPa，A井區甚至達到4.3 MPa，遠高于方案穩產期年均壓降1.28 MPa的指標，見表1。

表1 X井區臨近井區套壓壓降情況

圖2 X井區臨近井區套壓數據

延安氣田投產初期集輸系統壓力一般在6 MPa左右，采用穩產降壓生產，生產壓力遞減較快，穩產時間大多只有4～6 a，按開發方案設計在穩產期末配套建設增壓設施[7]。參考鄰區的生產數據，X 井區存在壓力損失快、穩產難度大的風險，短期內面臨著部分單井壓力低于管網壓力而難以并網生產的困境，需要提前采取井口增壓方式生產，造成生產較為被動。

1.2 工藝方面

中壓集輸采用井下節流工藝，初期集輸壓力5.5～6.3 MPa，需要配套建設注醇管道，由站內向井口注入甲醇作為水合物抑制劑防止管道凍堵，集氣站所產生的含醇污水需要經過嚴格處理之后方可回注地層。

由于中壓集輸管道內天然氣流速較低，攜液能力差，為滿足大起伏采氣管道的通球需求，井場到集氣站常采用單管道進站并配套相應的收發球裝置。在穩產期之后建設站場增壓設施，采氣管道低壓運行，注醇管道廢棄，由于延安氣田井多量少、井間差異大的特點，造成管道投資居高不下。

2 降低集輸系統壓力

2.1 增壓時機的選取

對于氣井能量充足、穩產期長的井區，采用中壓集輸工藝能夠較好利用地層能量，降低運行成本，但X井區存在壓力下降快、單井產量低、穩產期短的問題，如果前期完全按照中壓工藝配置集輸系統，會導致管道規格和壓力等級較高、有效使用期短，造成投資浪費，因此可以嘗試在開發初期就降低集輸系統壓力，同步建設增壓設施[8-11]，避免短期內再次進行增壓方案設計施工的局面，在投產初期季節性啟動壓縮機能夠降低運行成本[10]。

2.2 增壓方案比選

X井區天然氣從FX5#集氣站輸至凈化廠，經脫酸脫水后滿足國家一類天然氣外輸指標要求，通過靖西三線張家灣閥室送往下游用戶，依據閥室運行情況確定凈化廠外輸壓力應大于4.5 MPa，考慮采收率和經濟性，集氣站壓縮機的最小進氣壓力為0.5 MPa，凈化廠二級增壓進口壓力為2.5 MPa，增壓至4.8 MPa進凈化裝置。按照井站分布進行兩種增壓方案比選，方案一為集氣站一級增壓，凈化廠二級增壓；方案二為僅集氣站一級增壓，凈化廠不增壓。

1）利用PIPESIM 軟件對兩種方案的集氣管網進行水力計算，為達到輸量及合理的管道流速要求，方案一最遠端GQ3#集氣站外輸壓力為3.87 MPa，而方案二需要達到6.04 MPa，集氣管道壓力等級較高，相較之下方案一更能節省投資，如圖3所示。

圖3 集氣管網水力計算

2）在壓縮機驅動方面，電驅在效率、可靠性、維護性方面占優勢，但是在操作和調節方面不如燃驅機組靈活，且運行費用相對較高[12-16]。延安氣田集氣站多建設在野外，依靠10 kV 農網供電，不具備雙回路條件，電力可靠性較差，而凈化廠一般配建35 kV 專線，電力工況較平穩，因此集氣站考慮燃驅壓縮機，凈化廠考慮電驅壓縮機，方案一因為兩地增壓，壓縮機投資比方案二高2 118萬元，各集氣站的壓力設置及投資見表2。

表2 X井區各集氣站增壓方案參數及壓縮機投資

通過對兩種增壓方案的參數對比，方案一兩地增壓，凈化廠通過自建壓縮機調節外輸量，增加井區生產的自適應性，同時集氣管道流速高、攜液能力強，方案一比方案二壓縮機投資增加2 118 萬元，但管道投資減少1 357.8 萬元，總投資依然高760.2萬元，但由于井口壓力的降低，按照定容封閉氣藏采收率計算可提高4%，累計采氣量增加10.97×108m3，具有較好的經濟性（見表3），因此推薦方案一，即采用集氣站、凈化廠兩地增壓方式。

表3 X井區兩種增壓方案對比

3 地面集輸系統工藝優化

通過對X井區地面集輸系統的分析，按照方案一的增壓設計，采用“井間串接、二級增壓、移動計量、站內自用”的工藝路線，從多方面對比原方案提出調整優化模式。

3.1 井口裝置優化

原方案中井場采用一體化裝置，主要由電動針閥、緊急切斷閥、氣液分離器、一體化差壓式流量計及配套閥門組成，實現遠程開關井、超欠壓緊急切斷、氣液分離、氣液單獨計量等功能。結合目前延安氣田已投產井區的運行情況，井口流量計受產出水、氣質條件、流量波動等因素影響導致誤差較大。延安氣田井數多、單井產量低，難以實現高精度流量計全井口覆蓋，在生產過程中，每年仍需采用移動計量方式錄取井口產氣、產水數據。

X 井區部署78個井場，總井數274口，叢式井場井口呈直線排列，井口一體化裝置投資約6 028萬元，通過取消井口固定計量裝置可減少投資1 918萬元。

3.2 管道設計壓力

按照方案一兩地增壓方案布局，在保證凈化廠進站壓力2.49 MPa 情況下，集氣站冬季開啟壓縮機，井口壓力在1.1～1.8 MPa，夏季關閉壓縮機，井口壓力3.1～5.2 MPa，采氣管道埋設于凍土層以下，冬季地溫3 ℃，夏季地溫13 ℃，均高于水合物生成溫度[17-21]。采氣管道考慮井口輸量及壓力波動情況，安全閥定壓為5.7 MPa，采氣管道設計壓力6.3 MPa，集輸系統最遠端GQ3#集氣站外輸壓力為3.87 MPa，集氣管道設計壓力4.0 MPa。

采用中低壓集輸工藝可取消注醇管道及注醇泵、儲罐等配套設施，節約投資4 625 萬元，同時取消凈化廠含醇采出水處理設施，節約投資2 523萬元。

3.3 管道布局優化

為保證清管作業、原方案中采用單井場單管道進站造成管道投資較大，而采用中低壓集輸工藝后，管道流速增大、攜液能力較強，可以有效避免采氣管道積液，結合X井區井場位置、地形條件和管道走向對同一方向的井場采氣管道進行串接優化[15]。

考慮建井順序的不確定性，為降低單井間影響，提高地面管網對地下的適應性與靈活性。按照“先骨架后支線”的思路，以集氣站為中心，采氣干管呈放射狀進入集氣站，串接采氣干線，臨近井場就近接入采氣支線，將“枝上枝”與“串接”的管道相結合，優先在產量較大井場設置發球裝置，如圖4所示。

圖4 X井區管道布局示意

經過對采氣管道的串接工藝優化后，采氣管道較原方案管道減少133 km，減少投資約4 861.5萬元，發球井場數量由70 座減少到30 座，節約投資243萬元。

3.4 自用氣優化

X 井區為上下古合采區，下古天然氣中因含硫化氫不能直接作為站內自用氣，原方案中集氣站自用氣依靠凈化廠返輸，需要給各站鋪設長距離返輸氣管道。本次通過在自用氣橇前設置小型干法脫硫裝置，經調壓、分離游離水后供站內用氣。

通過工藝優化取消自用氣管道建設，節約投資1 549.59 萬元，測算每年更換脫硫劑所需費用為36萬元，依然具有較好的經濟效益。

4 效益分析

X 井區集輸系統工藝優化后，在減少部分投資的同時需要增加增壓設備，核減后投資直接減少約2 368.29 萬元，考慮到原方案中壓集輸工藝在穩產期末需增壓設施投資12 781 萬元，整體投資減少約15 149.29 萬元，表現出良好的經濟效益，見表4。

表4 X井區工藝優化投資對比

5 結論

1）對于壓力遞減快、穩產期短的X 井區采用中低壓集氣工藝，同步建設增壓設施，有利于延長穩產期，避免短期內二次施工。

2）X 井區管網水力計算表明采用集氣站、凈化廠兩地增壓，采氣管道設計壓力6.3 MPa，集氣管道設計壓力4 MPa，可滿足集輸要求，從而降低壓力等級，減少管道投資成本。

3）采用“井間串接、二級增壓、移動計量、站內自用”的中低壓工藝路線，取消注醇和返輸氣系統，簡化工藝流程，避免甲醇使用，降低了安全環保風險。

4）通過X 井區壓力等級、井口流程、管道布局等工藝優化，直接投資減少2 368.29 萬元，避免原方案在穩產期末12 781萬元的增壓投資，X 井區優化方案全周期可降低投資15 149.29萬元。