苏里格南区块地面系统优化研究与认识

杜 超，赵鹏敏，张 川，唐瑞志

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 （陕西 西安 710018）

苏里格南区块地面系统优化研究与认识

杜 超，赵鹏敏，张 川，唐瑞志

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 （陕西 西安 710018）

介绍了苏里格南区块结合生产运行实际所开展的优化项目及所形成的主要优化技术，并对其在实际运行过程中的运行效果进行了评价，对优化工作的开展方法和实践效果进行了总结研究，形成了认识，从而为苏里格南区块的后续设计工作及类似模式气田的开发建设工作提供了借鉴。

苏里格南区块；地面工艺系统；优化；应用评价

苏里格南区块天然气开发项目是国内首个中国石油担任作业者的国际合作项目。区块采用丛式井、井间+区块相结合的接替方式开发，具有集输工艺复杂，管网适应性要求高，集气站规模大，可靠性要求高等难点。特别是针对苏里格南特有的全丛式井和放压生产的开发方式，苏里格气田已形成的地面模式不能完全适应该区块的开发，因此形成“井下节流加井丛集中注醇”为核心的中压集气工艺技术。但是也由于其独特性，在区块地面主体工艺系统建设完成投入试井生产后，也陆续暴露出部分设备设施设计能力过剩、投资过高等问题。

1 地面系统概况

1.1 气田概况

苏里格南区块属于无边底水定容弹性驱动、溶孔-晶间孔型、低孔、低渗气藏。天然气组分中甲烷含量高，为典型干气气藏。

区块位于苏里格气田南部，地处乌审旗、鄂托克前旗和定边县境内。区块单井控制储量小、稳产期短、非均质性强、连通性差，是典型的低渗透致密岩性气田。

1.2 项目背景

苏里格南区块是中国石油和道达尔合作开发的国际合作区，也是中国石油担任作业者的首个陆上天然气合作开发项目。

1.3 地面系统建设规划总体概况

区块采用丛式井、井间+区块[1]相结合的接替方式开发，主要建设工程内容有集气站、井丛以及配套的集气管线、供电、通讯、自控、道路、水土保持等工程。

2 地面系统优化项目介绍

2.1 苏南C1站增加站外旁通

从图1中可以看出，苏南C1站作为中心站，汇集苏南C2站和苏南C3站的来气。但是苏南C1站自身未设置自动截断阀[2]，如果要截断苏南C1站的天然气进入集气干线，只能通过计量区的闸阀实现与集气管线的隔断，但闸阀使用一段时间后就会出现内漏，实际无法承担此任务。除此之外，则只能关闭集气干线发球筒处DN800球阀，但这会同时导致苏南C2站和苏南C3站的天然气也无法通过集气干线外输，造成整个区块停产。

这一设置可能导致两方面问题：一是对苏南C1站的稳定运行能力的要求大幅提升，因为该站出现任何问题需要关闭时都一定会导致整个区块停产，使得产能无法有效发挥，同时影响生产效率；二是集气站检修工作无法分开进行，必须配合苏南C1站的时间同时开展，增加检修工作量，也给生产运行组织带来不便。

由于上述问题，经研讨，为减少改造工程量，降低投资，考虑苏南C1站检修时与集气管线来气完全隔离，在汇集管线上增加DN400气动球阀和手动球阀;修改集气管道进出站气动紧急截断阀的截断逻辑，不实现自动截断，通过人工控制截断。具体流程如图2所示。

此项优化投资较小，对已建成集气站改造也不大，但是却能够极大改善生产运行工作的灵活性，提高整个气田的运行稳定性。

2.2 集气站增加采出水应急拉运系统

图1 苏南C1站出站流程图

图2 苏南C1站增加站外旁通流程图

苏南区块集气站内设置有1具30 m3的闪蒸罐，2台螺杆泵，采出水通过螺杆泵加压后，外输至处理厂，外输管线采用柔性高压复合管[3]。

但是原设计对螺杆泵在应急状况下的排量估计不足，当集气站进行采气干线清管作业或气田复产开井作业时，由于瞬时来液量高于集气站采出水处理能力，容易导致采出水淹没分离器进入集气干线，影响管线集输效率。此外，如果采出水管线出现刺漏，或螺杆泵发生故障时，采出水无法正常外输，就会导致集气站关闭、气田停产的严重后果。

为避免上述问题的出现，同时在尽量不对集气站原有布局进行改动，降低改造工程投资的前提下，设置2具30 m3的埋地玻璃钢储罐，运行单位编制相关应急预案，在问题发生后及时调运污水罐车拉运，拉运的采出水接入长庆自营区储罐。

上述优化措施有效弥补了集气站采出水系统应急处置能力不足的短板，极大增强了集气站的稳定运行能力。

2.3 井丛集中注醇系统优化

按照规划，每座BB9′将负责4座井丛36口气井的注醇，根据初期地质提供的产水量0.42 m3(水)/104m3（气）计算，在不考虑洗井水的情况下，每口气井初期注醇量为272 L/d，即每座BB9′每天注醇量为9.8 m3。

考虑生产管理、井丛道路条件、雨雪天气对拉运的影响、工况变化导致注醇量的增加等因素，甲醇存储时间按照7天考虑，即需要储存70 m3甲醇，设置两具50 m3的甲醇储罐（考虑充满系数，实际储存75～80 m3）。

但是由于受限于处理厂的进口压力，苏南区块井口实际运行压力普遍低于5 MPa。特别是冬季需要注醇生产期间，处理厂进口压力在2.10 MPa左右，苏南C1站所属管线基本在3～3.5 MPa运行，相对较高井丛在4.4 MPa。低于原设计值，加之管线埋深合格，实际注醇量远低于设计注醇量，见表1。

此外，由于注醇工艺管道是将甲醇直接高压注入采气支管，抑制形成水合物的效率无法实现最大化。通过在井丛注醇管线上增加雾化装置，可更加高效的抑制水合物的生成，也可起到节约甲醇的目的。

表1 2014年注醇量统计

据此，由设计单位对注醇量进行重新计算后将BB9′井丛甲醇罐容积从2具50 m3降至2具30 m3。同时对甲醇区的整体布置也进行了优化，通过给甲醇罐增加围堰的方式，在满足环保要求的同时，将甲醇罐危险区域由半径15 m缩小至3 m。通过上述措施，每座BB9′井丛减少甲醇区占地面积180 m3，降低了井丛标准化和征地费用。

2.4 井丛平面优化布置

苏南区块开发初期，由于井丛在钻井时浇筑有水泥平台，采气井口工艺管线需要延伸至水泥平台外入地进入汇管。通过优化施工技术，后期水泥平台取消。据此，对井场平面进行了优化，通过缩短井口各设备间连接管线的长度，将井口地面管线总体长度从7.8 m缩短至3.8 m。使得井场征地由175.5 m×26.5 m，调整为165.5 m×17 m。同时单井安装长度减少4 m，井丛宽度减少9.5 m，井丛管线长度减少60 m，井丛围栏减少39 m，场地硬化（方砖）减少1 833.34 m2（2.75亩），占地面积减少1 833.34 m2（2.75亩）。

2.5 井丛自动控制系统优化

不同于苏里格其他区块广泛使用的无线电台，采取间歇性轮流读取井口数据的方式采集数据[4]。苏南区块采用光缆用于井丛通信，井口数据不间断采集。每个井口安装有一台井口RTU（远程终端控制系统），用于采集单座井口的压力变送器、流量计检测的数据和井口高低压截断阀状态，同时通过集气站站控系统远程实现截断阀的关断。

这一架构的优点在于数据采集准确稳定，有利于持续收集气井生产数据，同时安全系数高，能够及时发现问题并远程关断井口截断阀，从而保护下游管线设备的安全。缺点就是相关设备价格较贵，建设成本高，后期修理维护成本也较高。

为有效降低井丛建设成本，在保证原设计功能不变的情况下降低设备采购价格。通过对原采购设备成本和功能的分析发现，井口RTU由于安装在井口，属于防爆区域，所以防爆箱的成本就占去了其总成本的三分之一，通过优化内部元器件布局，将两台井口RTU集中在一个防爆箱内，在减少一个防爆箱成本的同时，两台井口RTU共用一个电源，还减少了一路电缆的敷设。由此一座9井式井丛共缩减防爆箱4台，减少4条电缆约250 m的敷设施工工作量及材料。

此外，对于BB9井丛，由于此类井丛未设置有电动阀或螺杆泵等设备，井丛RTU仅承担采集井口RTU数据，打包上传至站控系统这一项功能。所以原设计控制器处理能力被大量浪费，经过重新核算，设计单位对相关产品技术规格书要求的处理器主频。数据接口数量、冗余控制器切换时间、网口通信速率等参数进行了下调，使得原有功能保持不变的同时降低了井丛RTU核心设备的准入门槛，在重新采购相关设备时单台设备采购价格下降至10万元以内，极大地降低了井丛自控系统建设成本。

2.6 其他优化项目

除上述优化项目外，结合现场实际，还陆续提出并实施了许多对原设计的优化简化意见。累计提交问题及优化建议160余项，最终形成优化项目65项。主要包括集气站、井丛及站外管线工程的设计。

2.7 地面系统优化经济性评价

自2013—2015年，苏南公司共组织召开2次优化研讨会、2次专题研讨会及3次图纸会审，共提交问题及优化建议160余项，最终形成优化项目65项。其中25项优化项目经设计单位造价部门估算了工程造价，其余项目由于大都为设计图纸中的一些具体问题，涉及金额及范围较小，所以未重新核定造价。

通过对25项优化项目逐项核定造价，同时结合苏南区块总体开发方案的规划数量，通过去除已建工程数量的办法，对剩余工程的总体投资金额进行了预估。

经核算这25项优化项目共增加的投资金额约6 000万元；降低的投资金额约为16 000万元；合计降低区块总体地面建设投资约1个亿。

3 地面系统优化工作认识

3.1 管理层重视和大力推动是实现优化的关键

优化工作，特别是对整个区块的优化工作牵扯到气田开发运行的各个方面，可能会投入大量的资金，对整体生产运行等方面产生极大的影响和变动，所以需要地质、工程、生产运行等多个专业和部门的协作，共同研究协调才能够制定出科学、严谨的方案，并有效实施，最终带来效益。

而这一切都离不开管理层的支持，只有把优化工作纳入气田生产建设的总体工作流程中去，制定总体规划，明确指导思想，并积极主动的推动优化工作的开展，才能真正实现科学决策，才能切实把优化项目落实到位，实现安全、质量、经济效益的多赢局面。

3.2 地面建设工作与开发工程统一

地面建设工作做为气田开发必不可少的一环，必须同整个开发工程作为一个整体，统筹规划，共同优化，才能实现整体效果的最大化。通过取消钻井平台，优化地面工艺管线长度实现丛式井井丛征地及施工工作量显著减低，大量节约井丛建设成本就是一个最好的例证。

此外，作为地质研究的末端，一方面地面系统要适应区块总体地质认识的不断深化，适时改进地面系统方案以最大限度地发挥气田产能；另一方面地质开发研究工作也要充分考虑地面系统的实际情况，科学合理布局，最大限度地发挥已建成系统的生产运行能力，从而降低整体开发成本。在这一点上，将BB9′井丛预留接入BB9井丛的接口数量从4路增加至6路就是很好的尝试。

3.3 初期方案审查和图纸优化是做好经济高效开发

工作的根本

据研究统计发现，初步方案审查及设计阶段对整体气田开发的经济性影响程度占90%以上，也就是说只要把握住了方案审查和设计工作，气田开发的经济性就能够得到基本保障。已建设完成进入生产期后再开展的优化工作，对气田整体经济开发贡献十分有限。

因此，一定要特别重视方案审查和施工图会审两项工作的开展。最大限度地收集相关方的意见，并集中组织交流审议，从而确保图纸设计的质量。坚决杜绝边设计边施工，图纸未审查就开工的工程管理陋习。

3.4 重视施工过程中的优化

许多油气田开发的经验证明，在施工阶段的优化[5]不仅可以使设计更加合理有效，同时还可以有效减少工程量，降低工程造价，并缩短施工周期。

因此，必须要重视对施工过程的跟踪管理，切忌做“甩手掌柜”，要密切联系施工、监理和设计单位。对于现场提出的建议要充分重视并积极鼓励，促使项目建设各方共同为项目的总体经济高效建设出力，从而实现各方多赢的良好局面。

3.5 创新是做好优化工作的好帮手

设备创新、技术创新、观念创新是优化工作的好帮手。要密切关注行业动态，对于行业创新要有一定的敏感性。要勤于思考，这些创新是否能够为我所用，是否有助于工艺流程的优化简化，是否有助于生产运行。只有突破旧的思维定式和老办法、老思路，才能够在实践中敢于探索、善于发现，从而带动整体地面系统的优化。

同时不仅要关注同类气田的动态，也要主动了解不同类型气田的特点，拓宽思路，寻找可借鉴的好办法。比如参考靖边气田，在集气站出站启动阀门处增加氮气源装置，提升集气站整个系统的稳定性就是一个有力的证明。

4 结论

天然气田的开发具有风险高、投资大、回报周期长的特点。因此，地面系统的安全、稳定、经济、高效运行对于整个气田的有效开发具有至关重要的作用。

通过对苏南区块地面系统优化工作的总结分析，结合现场生产实际，主动积极应对生产过程中发现的问题，大力开展优化工作是推动气田地面系统更好地适应生产需求，保障气田安全稳定运行的必要工作。

[1]刘 祎,王登海,杨 光,等.苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新[J].天然气工业,2007,27(5)：139-141.

[2]吕永杰,关丹庆,田景隆,等.苏里格气田低压集气工艺模式[J].天然气工业,2008,28(增刊 B)：118-120.

[3]韩丹岫,李相方,候光东.苏里格气田井下节流技术[J].天然气工业,2007,27(12)：116-118.

[4]周艳杰,池 坤,徐广军,等.靖边气田稳产期的地面集输工艺技术[J].石油工程建设,2012(2)：23-25.

[5]隋永刚.油田地面工程优化简化的成果及启迪[J].石油规划设计,2011,22(4)：9-13.

The optimization items of ground system and the main optimization techniques are introduced,and their application effects are evaluated.The methods and practical effects of the optimization work are summarized,and a useful understanding is formed,which provides reference for the follow-up work of the block and the development and construction of similar gas fields.

block in southern Sulige;ground technology system;optimization;application and evaluation

杜 超（1985-），男，工程师，现主要从事地面工程建设管理工作。

2017-07-11