水淹油气藏改建储气库注采工艺联合运行技术

2011-09-13陶卫方王永发岳克敬金连善王思耀胡志远

天然气工业 2011年5期

关键词：水淹油气藏储气库

陶卫方王永发岳克敬金连善王思耀胡志远

中石油北京天然气管道有限公司

水淹油气藏改建储气库注采工艺联合运行技术

陶卫方王永发岳克敬金连善王思耀胡志远

中石油北京天然气管道有限公司

由水淹油气藏改建的地下储气库受油田注水开发和水侵的双重影响,气藏主力产层水淹严重,储层内部油气水三相分布混乱,注采井生产回压高,单井注采气生产能力差,延缓了储气库的达容速度。为此,通过综合分析储气库的注气工艺和采气工艺特点,提出了储气库注气工艺和采气工艺联合运行的新技术,并应用HAZOP方法对该技术进行了风险分析和识别,制订了生产运行风险控制措施。该新技术的成功应用解决了注采井储层水淹和生产回压高的难题,有效改善了单井的注采气生产能力,加快了储气库的达容速度,丰富了水淹油气藏改建地下储气库的达容措施,进一步提高了储气库的管理水平,对我国储气库的生产运行管理具有一定的指导作用。

水淹油气藏地下储气库注气工艺采气工艺联合运行水侵注采气生产能力达容速度

陕京(陕西靖边—北京)输气管道系统建有大张坨、板876、板中北、板中南、板808、板828等6座储气库,除大张坨储气库外,其他5座储气库都是由水淹油气藏改建而成,受油田注水开发和水侵的双重影响,气藏主力层已水淹,部分注采井储层水淹严重,储层内部油气水三相分布混乱。注气期间,单井储层吸气启动压力较高,吸气能力差,井口压力上升快,强注后需缓注甚至停注平压,阶段注气量较少;采气期间,地层水影响储层含气孔隙度,气藏内形成水锁气、水包气或压力波及范围有限等现象,致使单井采气生产能力较差。多周期生产运行后,部分单井注采气生产能力改善不明显,制约了储气库的达容速度。应用气藏工程分析可知,注采井生产回压是影响单井采气携液能力的重要因素,应降低井口生产回压,提高采气携液能力。

1 注采工艺系统的特点

1.1 注气工艺系统

上游天然气在分输站调压、计量后输至储气库集注站。进站天然气经过滤器除去粉尘和杂质,经压缩机组增压至13.00～30.00 MPa,冷却至温度低于70℃后通过注气汇管输至井场注气阀组,单井计量后再注入储气库气藏[1]。

储气库注气期间,集注站来气压力为2.00～3.20 MPa,压缩机组前工艺系统压力较低,压缩机组后端天然气管道高压运行。

1.2 采气工艺系统

采气井井口流程采用节流不加热注甲醇工艺,防止生成天然气水合物。天然气处理装置采用三相分离、J-T阀节流制冷、注甲醇防冻和乙二醇再生等工艺。当地层压力降至J-T阀节流制冷不能满足外输气露点要求时,采用丙烷辅助制冷系统确保外输气露点合格[1]。

单井井流物经可调油嘴调压后汇集到采气汇管,经采气管线输至集注站,井场输来的井流物经生产分离器进行三相分离。分离出的气体经管壳式换热器换热,然后再经J-T阀节流制冷,节流后的天然气进入低温分离器进一步分离,分离后的气体再经管壳换热器复热,最后经外输调节阀调压输至分输站。各分离器分离出的凝液外输至联合站处理。

需单井计量的井,利用单井阀组倒入计量流程,通过计量管道输至集注站,由计量分离器进行油、气、水三相分离并计量。分离后的气体与生产分离器分离后的气体汇合,分离出的油、水计量后汇合外输至联合站处理。

储气库采气期间,外输压力根据下游管道压力情况而波动,一般维持在4.50～7.00 MPa,单井井口回压为7.00～10.00 MPa,单井采气生产回压较高。

2 注采工艺联合运行技术方案

图1为储气库注气工艺和采气工艺联合运行原理图。注气期间,通过流程切换将注气系统压缩机组前部分与采气系统流程导通,降低采气系统压力和单井生产回压,在生产回压较低时开井采气生产,储层水淹严重的注采井可采气携液,以降低单井储层含水饱和度,提高气相渗流能力[2],从而改善单井注采气能力。单井井流物经天然气处理装置处理后,天然气输至注气压缩机组入口,经注气压缩机组压缩增压后,注入储气库气藏。

储气库注气工艺和采气工艺联合运行时,应用HAZOP方法进行了风险分析及识别,制订了生产风险控制措施[3]:

1)单井采气生产采用甲醇防冻制冷工艺,防止形成天然气水合物[4]。

2)开井初期井口压力高,节流比较大,先关闭J-T阀,待温度升高后,再调整J-T阀开度,防止计量管道超低温引发冷脆效应。

3)注气工艺和采气工艺联合运行期间,由于单井采气量小、天然气处理装置处理能力过大,天然气露点不合格致使湿气混入上游来气,可能影响压缩机组的安全平稳运行,应加密压缩机组燃料气节流后的低点排污次数,避免因气质不合格导致压缩机组停机[5]。

4)调整采气系统压力报警限值,防止因压力低低报警触发紧急关断系统,关断采气系统工艺设备。

5)注采工艺联合运行期间,监测采气井和邻近注气井压力的动态变化,发现采气井油压升高、注气井油压降低等异常情况时,立即停止注采工艺系统运行。

图1 储气库注气工艺和采气工艺联合运行原理图

3 应用实例及效果分析

板808储气库目的层层位为板Ⅱ、板Ⅳ油组,设计工作气量为4.17×108m3,注采井8口。其中板Ⅱ油组注采井6口,设计工作气量为2.93×108m3,运行压力为13.0～30.5 MPa;板Ⅳ油组注采井2口,设计工作气量为1.24×108m3,运行压力为15.0～37.0 MPa。2006年9月30日开始注气,运行3个注采周期后,至2009年6月10日,板Ⅱ油组6口井均实现注采气生产,形成有效工作气量1.70×108m3,其中库5-5井累计注气956×104m3,累计采气29×104m3,注采气生产能力较差。分析其主要原因为:①库5-5井地层压力高但储层水淹严重,夏季注气压缩机出口压力超过29.00 MPa时,储层方可吸气,注气生产时间短,未能改善储层内含气饱和度,储层内气相渗流能力差[2];②采气生产时单井生产回压高达8.90 MPa,地层的弹性能量不足以采气携液生产。受以上因素限制,库5-5井的储层动用程度较低,严重制约了达到设计库容量和有效工作气量的时间,延缓了板808储气库达容速度。

2009年6月12日,板808储气库实施注气工艺和采气工艺联合运行技术,期间库5-5井采气生产,板808储气库启运1台压缩机组向其他注采井注气生产,注气系统和采气系统联合运行生产37 d,共排液6 839 m3,产气9 709 m3。同年7月23日,库5-5井注气生产,其开井时油压为25.22 MPa,较2008年吸气时的油压(29.20 MPa)降低了3.98 MPa,累计运行53 d,注气1 033×104m3。2009年12月16日至2010年1月20日,库5-5井采气生产,36 d采气508×104m3、采液6 785 m3,最高日采气32×104m3,最大采液量263 m3。

注采工艺联合运行技术有效改善了板808储气库库5-5井的注、采气能力,加快了板808储气库达容速度,减少了形成板808储气库板Ⅳ油组有效工作气量的运行周期。