苏里格气田开发中后期地面集输系统优化探讨

刘子兵，薛 岗，陈小锋，刘 祎，郑 欣

（1.西安长庆科技工程有限责任公司，陕西西安 710018；2.长庆油田分公司规划计划处，陕西西安 710018）

0 引言

自2002年对苏里格气田进行开发评价试验，经2006年对其进行正式大规模开发，至2010年底，共计开发了16个区块气田，已建成产能135亿m3/a；建成集气站77座，处理厂4座，总处理能力达180亿m3/a；敷设集气干线20条，共887.37 km。根据 《苏里格气田230亿m3/a开发规划》，苏里格气田总体建设规模将达到249亿m3/a。

苏里格气田是典型的低孔隙率、低渗、致密气藏，具有地质情况复杂、非均质性强、开发建设难度大的特点。经过多年的现场试验和理论研究，形成了目前 “井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”的中低压集气模式，并采用标准化设计和数字化管理等一系列先进措施和理念，实现了气田大规模经济有效的开发。经过近几年的生产运行，证明了这套中低压集气模式是先进可靠的，具有安全、经济、实用的特点，保证了苏里格气田的正常开发。

目前，随着气田开发的进一步深入，特别是产能规模的不断扩大，大量的老井和新井同时生产，老井压力持续降低，新老气井压力匹配困难；不同区块又各具特点，西区气井的产液量大，东区单井的产能较低，中区稳产能力较强；直井、水平井和丛式井交叉布置；Ⅲ类气井和产液井生产能力较弱；井间生产干扰性增加；气井布置位置极不规则；边远气井生产压力超过1.3 MPa，造成冬季部分气井形成水合物；由于沙漠环境的特殊性，加之管道埋深不够，造成部分管道裸露地面而冻堵。以上诸多不利因素导致了原有地面集输工艺适应性减弱，需要进一步研究和改进，以适应气田中后期的大规模开发。

1 新老系统压力匹配探讨

苏里格气田的开发采用了标准的压力系统，见图1。井口最高压力为1.3 MPa，集气站进站最低压力为1.0 MPa，出站压力最高为3.5 MPa，处理厂进站压力为2.5 MPa。

图1 地面集输系统节点压力示意

采气管道的运行压力都在1.0～1.3 MPa之间，在确定该压力系统时主要考虑了在井口不加热、不注醇的条件下满足不生成水合物的最高压力要求。夏季地温较高时，可将井口最高压力提高至4.0 MPa运行，充分利用气井地层压力，停止压缩机运行，节省运行费用。

在气田开发中后期，部分老井已无法维持要求的井口压力1.3 MPa，由于集气站外输压力需保持不变，因此需调整集气站压缩机增压前的压力系统。

1.1 老井为主、新井较少的集气站调整方式

不同建设时期的集气站所辖气井的建设时间也各不相同。对于以老井为主、新井较少的集气站，例如2002年建成的苏6-1集气站，这一类集气站的压力系统应以满足老井正常生产为原则，即需要降低压缩机的进口压力，以降低井口的生产压力。目前运行的压缩机，例如DPC2803压缩机 （见表1），设计最低进口压力可达到0.5 MPa，但增压气量约降低至1/3，这是否满足增压需要须对集气站处理量进行校核。根据本文2.2节集气半径校核的论述，20年内集气站气量应基本维持不变，则集气站增压能力不能满足要求，可采用如下三种方式来解决：

表1 DPC2803压缩机及换缸二级压缩后的工作性能

（1）可以对现有压缩机进行换缸以提高增压能力 （见表1），但存在工作量大、投资较高和需要重新对压缩机进行脉动分析等缺点，且增压能力最终还是无法满足增压需要。

（2）扩建集气站，集气站采用两级增压，即增加一级低压压缩机，该压缩机可以根据增压需要进行选择，新增压缩机进口压力可以降低至0.4 MPa，出口压力为1.0 MPa。

（3）采用阀组增压的模式，即在某些井场设置低压压缩机，满足附近老井或低产井的增压需求，阀组压缩机进口压力为0.4 MPa，出口压力为1.2 MPa，集气站增压系统不进行调整。

后两种方式井口的压力可以降低0.5～0.7 MPa。但由于阀组增压点多，环境条件较差，对压缩机要求较高，且由于辖井少而造成气量变化较大，因此建议采用第二种方式，即在集气站增设低压压缩机，采气系统中较高压力的天然气可以直接进入第二级压缩机。50万m3/d集气站可增设2台DPC2804压缩机；100万m3/d集气站可增设4台DPC2804压缩机。

1.2 新井为主、老井相对较少的集气站调整方式

对于以新井为主，老井相对较少的集气站，压力系统应以满足新井为原则，采用的措施也有三种：

（1）继续维持原有系统压力或者适当降低，例如压缩机进口压力可降到0.8 MPa左右。

（2）对部分老井进行间歇开井。

（3）采用引射增压的方式，即利用高压气井引射低压气井。

建议采用第一种与第二种相结合的模式。

1.3 新井与老井数量基本接近的集气站调整方式

对于新井与老井数量基本接近的集气站，可以采用两个压力系统，新井维持压力不变，老井进入低压系统，即增设1台或2台低压压缩机，但要求集气站有两套总机关和两台分离器。

综上所述，对处于中后期开发的苏里格气田，原集气站一级增压将不能满足低压井的增压要求，增加低压压缩机势在必行，由于阀组增压存在供电、管理和气液混增的问题，建议在集气站增设低压压缩机。

2 气井支干管串接工艺优化探讨

集气站所辖气井进站前采用串接工艺，通过采气管道把相邻的几口气井串接到采气干管，集中进入集气站。串接工艺涉及到串接方式、串接半径、干管管径、干管数量和串接井数等许多方面。

2.1 串接方式的优化

串接方式的优化主要有以下几种：

（1）井间串接模式。即气井顺序连接，上一口气井串接至下一口气井，以距离最短为原则，采气干管呈放射状进入集气站。

（2）就近插输模式。即采气干管沿相对固定的方向直线敷设，气井与采气干管连接时则就近垂直插入。

（3）阀组模式。在站外某些井场设置阀组，邻近的气井接入阀组，阀组至集气站敷设采气干管。

（4）组合模式。即上述三种模式的组合，根据气井的不同开发模式、建井时间、气井位置、施工方便等因素，经技术经济对比确定。对于井网可一次成型的，采用井间串接和就近插输模式更具优势；对于初期建井数量较少且分散的情况，阀组模式更能适应后期新井的接入，可以减少施工对生产的影响和减少天然气的放空量。目前，对于某一座集气站，其所辖气井建设时间相差较大，初期仅有很少量的气井，稳产期间将不断建井以弥补递减，建议以阀组模式为主，并辅以井间串接等方式。根据集气站所辖区域的含气面积，相对固定设置数条采气干线，在采气干线中间段井场和干线末端井场分别设置阀组，预留给下一批气井接入干线用。

2.2 集气半径的校核

集气站的集气半径决定了其处理规模，反过来说集气站的处理规模也决定了集气半径。集气半径不宜过小，过小则集气站数量增加，投资增加，且稳产能力较差；也不宜过大，过大则集气站的规模就大，稳产期间需不断建设新井弥补气量递减，建设期长且新老井压力匹配的矛盾突出，气井间施工连接难度较大，且必须满足压力、流速和温度3个约束条件的要求。

2.2.1 最优集气站规模的确定

最优的集气站规模一般来讲是在满足压力、流速和温度要求的前提下，以投资最低为原则来确定的。根据以前的经济对比，若选择集气站的规模为100万m3/d，则其地面投资要低于规模为50万m3/d的，但同时还需考虑集气站生产期内稳产能力和对气量变化的适应能力，如果100万m3/d的规模只能稳产数年，则集气站的规模选择就过大。下面就分别分析50万、100万、150万m3/d集气站在不同的集气半径下对处理量的适应性。

苏里格气田采用的井网为600 m×800 m，不同的集气半径辖不同的井数。对于4 km集气半径，其理论辖井数为154口；5 km集气半径的理论辖井数为252口；6km集气半径的理论辖井数为336口；集气半径为7 km时，辖井数为432口；集气半径为8 km时，辖井数将达到567口。

对于50万m3/d规模的集气站，单井平均产量按1.1万m3/d考虑，则建产期辖井数只要达到45口即能满足气量要求；维持稳产20年，如果单井气量平均递减率取15%，则需约136口井，此井数与4km的集气半径辖井数基本相当，故对于50万m/d规模的集气站，4km的集气半径是合理的。

同样，对于100万m3/d规模的集气站，建产期辖井数只要91口即能满足气量要求。维持稳产20年需要约274口气井，此井数与6 km的集气半径辖井数基本相当，所以对于100万m3/d规模的集气站，6 km的集气半径是较为合理的。

表2为50万m3/d集气站和100万m3/d集气站20年稳产期间每年的建井数量。

表2 集气站稳产20年的建井数量及气量变化

如果集气站规模为150万m3/d，则维持稳产20年需要约410口井，8 km的集气半径是较为合理的 （注：对于上述三种规模的集气站，我们考虑了含气面积的不均匀性和钻井成功率，在数量上分别考虑了0.9/0.8/0.7的系数）。

2.2.2 流速、压力和温度的校核

对流速、压力和温度进行校核时，对于气液混输工艺，流速的控制比压力更重要，即在各种工况下流速必须得到满足。根据苏里格气田天然气的气质特点，采用两相流软件PIPEPHASE模拟气液比、气液混输特点及流型。气液混输管道的流速不宜过低，正常流速应在4～8 m/s，最低不宜小于3 m/s，此流速范围有利于增加气体的携液能力，减少管道中的积液机率，降低生成水合物的可能性。

对于压力条件，管道压力损失也必须满足集输系统对压力的要求，即进站压力不宜低于压缩机的最低进口压力要求，井口压力也不宜过高，要避免达到水合物的生成压力条件。

温度条件是管道沿程各点的天然气温度必须高于对应点压力下的水合物形成温度3℃，由于系统没加热，管道需埋设在冰冻线以下。对温度的校核从略。

2.2.2.1 进站压力为1.0 MPa时的模拟计算结果

在集气站进站压力为1.0 MPa情况下，采用上述软件模拟计算不同管径、集气半径和输量对应的起点流速、井口压力，结果见表3。

表3 进站压力为1.0 MPa时起点流速、井口压力的模拟计算结果

从表中可以看出：干线集气半径为8 km时，D 219 mm管道的合理输量为15万～25万m3/d；D 159mm管道为6万～10万m3/d。集气半径为6km时，D 219 mm管道的合理输量为15万～30万m/d；D159mm管道为5万～12万m3/d；而对D 114 mm管道则基本在5万m3/d左右。对于支线D 89 mm和D 76 mm管道，基本为2万～4万m3/d。

2.2.2.2 进站压力为0.4 MPa时的模拟计算结果

气田开发中后期，集气站进站压力如果降低到0.4 MPa，采用上述软件模拟计算不同管径、集气半径和输量对应的起点流速、井口压力，结果见表4。

表4 进站压力为0.4 MPa时起点流速、井口压力的模拟计算结果

从表中可以看出：干线集气半径为8 km时，D 219 mm管道的合理输量为5万～15万m3/d；D 159 mm管道的合理输量在5万m3/d左右。集气半径为6 km时，D 219 mm管道的合理输量为5万～17万m3/d；D 159 mm管道的合理输量在6万m3/d左右；D 114 mm管道基本在3万m3/d左右。对于支线D89mm和D76mm管道则基本为1万～3万m3/d。

2.3 气井串接井数优化

确定了集气半径，但每条干管上究竟串接多少口气井，干管规格如何选择，不同规模的集气站究竟敷设多少条干管，特别是气田开发初期和中后期怎么衔接需要综合研究。

一般在满足流速和压力要求的前提下，串接井数由管道管径决定，根据上述2.2节的研究结果，对D 219 mm管道在开发初期最大可串接井数约27口 （平均单井产量为1.1万m3/d），D 159 mm管道约11口气井，D 114 mm管道则不到5口。在开发后期，气井产量和压力下降 （平均产量按4 000 m3/d计算），则D 219 mm管道最大可串接井数约37口，D 159 mm管道约13口，D 114 mm管道约8口。

干管设置数量及干管规格需要结合具体开发部署组合确定。例如对于50万m3/d的集气站，如果主要选择D 159 mm管道作为采气干管，并以D 114 mm的作为辅助管道 （主要满足开发初期辖井数较少的情况），可以采用建9条D 159 mm采气干管和3条D 114 mm采气干管的组合方式；对于100万m3/d的集气站，如果主要选择D 219 mm管道作为采气干管，并以D 159 mm和D 114 mm的作为辅助管道 （主要满足开发初期辖井数较少的情况），可以采用建6条D 219 mm、3条D 159 mm和3条D 114 mm采气干管的组合方式。

3 水合物抑制工艺的优化

天然气水合物的形成与天然气的组成、压力、温度、游离水、流动状态有关；天然气水合物的形成必须满足三个条件：有游离水、小分子烃类等形成水合物的物质基础；满足一定的温度压力条件；存在结晶中心，使天然气水合物具有生长发展的基础。防止天然气水合物形成的工作可以针对这三方面进行，即消除水合物形成的物质基础、改变形成物理条件以及抑制其生长。

防止天然气水合物的形成可采用物理的和化学的方法。工程中常用加热 （保温）、降压、脱除等物理方法来预防和清除水合物的形成；化学方法是指通过加入一定量的抑制剂，改变水合物形成的热力学条件、结晶速率或聚集形态，来达到保持流体流动的目的。常用的化学方法是注入甲醇或乙二醇，当天然气中加入了甲醇等抑制剂时，降低了系统中水蒸气的压力，从而降低了水合物的生成温度。

对于苏里格气田，目前采气系统主要采用了降压法，并辅以在冬季注入少量甲醇解堵的方式。降压法是降低管道天然气运行压力，使之在一定温度下低于水合物形成的平衡压力。当天然气压力减小到水合物平衡压力之下时，即可以避免水合物的生成。

图2为苏里格气田开发前期采气干管工况下的水合物模拟曲线，从图中可以看出，天然气在管路中输送时，工况曲线 （图中的气相曲线）没有与水合物生成线相交，但比较接近。图3为开发前期采气支线工况下的水合物模拟曲线，从图中可以看出，天然气在采气支线中输送时，工况曲线 （图中的气相曲线）已经与水合物生成线相交，将可能有水合物的生成。从图中也可以得出采气系统天然气的水合物生成临界压力为1.2～1.3 MPa。

图2 前期采气干管工况下天然气的水合物模拟曲线

图3 前期采气支线工况下天然气的水合物模拟曲线

图4、5为开发中后期在降低采气干管运行压力工况下的水合物生成模拟曲线，从图中可以看出，天然气在管路中输送时，工况曲线 （图中的气相曲线）没有与水合物生成线相交，且有一定的余量。

图4 中后期采气干线工况下天然气的水合物模拟曲线

图5 中后期采气支线工况下天然气的水合物模拟曲线

图6为开发前期在采气支管中注入甲醇，使水中甲醇质量分数达到5%或10%时的水合物生成模拟曲线，从图中可以看出，水中甲醇质量分数达到5%后天然气在管路中输送时，工况曲线 （图中的气相曲线）没有与水合物生成线相交，不会生成水合物，且有一定的余量。

因此为防止水合物生成造成采气管道堵塞，建议适当降低采气系统运行压力，降低到最高不超过1.0 MPa；或在井场增加移动注醇装置，在井口压力较高的边远井、低产井和产液井井场设置移动注醇装置，以保证气井冬季的正常生产。

4 结论

（1）在苏里格气田开发中后期，原集气站一级增压将不能满足低压井的增压要求，增加低压压缩机势在必行，由于阀组增压存在供电、管理和气液混增的缺陷，建议在集气站增设低压压缩机。

图6 前期采气支管注入甲醇工况下天然气的水合物模拟曲线

（2）建议气井串接以阀组模式为主，并辅以井间串接等方式，并根据集气站所辖区域的含气面积，相对固定地设置数条采气干线，在处于采气干线中间段的井场和干线末端井场分别设置阀组，预留给下一批气井接入干线用。

（3）建议对50万m3/d规模的集气站，集气半径为4km；100万m3/d规模的集气站，集气半径为6 km。

（4）集气站干管数量、规格及串接井数需要结合具体开发部署组合确定，建议50万m3/d集气站应主要选择D 159 mm管道作为采气干管，100万m3/d集气站应主要选择D 219 mm管道作为采气干管，尽量少用D 114 mm管道作为采气干管，在集气站建设初期由于建井数少可适当采用D 114 mm管道作为采气干管；集气站的干管使用数量超过8条时，进站阀组数量可以相应增加。

（5）建议适当降低采气系统运行压力，使其最高运行压力不超过1.0 MPa；或在井口压力较高的边远井、低产井和产液井井场设置移动注醇装置。

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