延安气田低产井区地面集输节能降耗技术研究

2020-06-23易冬蕊梁裕如张成斌刘婷婷杨朝锋

石油工程建设 2020年3期

易冬蕊，梁裕如，张成斌，何鹏，刘婷婷，杨朝锋

陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075

延安气田开发区地处鄂尔多斯盆地东南部，属于致密岩性气藏。自2009年延气2和延128井区先导试验区建成投产以来，延长集团天然气开发一直保持较快步伐。目前共建成延气2和延128井区、延川延145井区等5个天然气产能区块，累计形成天然气产能46亿m3/a，后续将陆续完成安塞、席麻湾、子长、延长、宜川、横山等天然气产能建设区，“十三五”规划预计累计建成天然气产能100亿 m3/a。

延安气田地形较复杂，具有“低孔、低渗、低压、低产、低丰度”的特点[1]，气田稳产年限短，地层压力下降快。存在地面集输总体布局困难、管道易冻堵、工程建设难度大、投资较高等问题，针对不同区块的气藏地质等不同，延安气田陆续采用了“高压集气、站内加热、节流降温、低温分离、轮换计量、集中注醇”的高压集输工艺和“井下节流、单井计量、井口串联、中压集气、常温分离、集中注醇”的中压集输工艺[2]，并形成了一套适用于延安气田的地面集输关键技术体系。

1 气田开发现状及存在问题

以延安气田某低产气田为例，该区域共纳入总井数172口，初期年产气量4亿m3/a，稳产不足6年，综合甲烷含量达到94%以上，相对密度为0.574 4～0.626 0，CO2含量测试结果均低于3%，属低含碳干气。前期已对该区域的气藏品质及储量丰度、气质组分有了一些认识，为了快速上产的需要，集输工艺计划采用常用的中压集输工艺，并完成了初步的总体布局，并预先开始了区域内净化厂的设计，净化厂工艺也采用常规MDEA+DEA脱碳工艺和三甘醇脱水工艺。

随着试气、试采数据的不断更新，对该区域气藏认识逐渐明了，气体组分的测试结果与预期相差较大，同时该区域存在稳产年限较短、单井配产相对较低、管道距离长、地形起伏多且大等问题，同时周边临近井区处理能力尚有裕量4亿m3/a，因此，综合考虑现状，需要从集气工艺、站场布局、水合物防治等方面展开专项研究，优化集输工艺，简化流程，优化站场布局，达到投资低、节能降耗、经济适用和安全可靠的目的。

2 地面集输工艺分析

2.1 集输工艺优化

该区块天然气储量丰度较低，气藏品质差，该区块III类、II类井的占比高达70.37%，稳产年限均不足3 a，其中占比44.77%的III类井稳产年限约为1 a，单井的稳产年限均很低，见图1。

图1 井区典型气井生产规律预测

鉴于高压集气工艺投资高、运行成本高且不安全，前期规划中只考虑中压集气工艺[3]（见表1）。随着对该区域气藏认识的不断深入，该井区单井稳产年限普遍较短，如果采用中压集气工艺，2～3 a左右就需要在集气站增压。而低压集气工艺虽需设置压缩机但不需要井口注醇，可省去集气站至井口的注醇管道，因此将原计划采用的中压集气工艺优化为低压集气工艺，同时利用井下节流技术[4]和压缩机增压技术[5]。

表1 两种集气工艺优缺点对比

此外，通过对该井区搭建管网模型，利用模型对管网内水合物生成条件进行模拟计算。集输系统运行压力在4.5～5.8 MPa条件下，天然气水合物形成温度为8.5～11.3℃，根据当地地温检查数据，全年有7个月不会形成水合物，其余月份通过压缩机将井口压力降至1.5～2 MPa，保证了全年采气管道不会形成水合物，验证了低压集气工艺的适用性。从技术、经济、安全和节能降耗方面综合考虑，低压集气工艺更适合该井区，站内不需设加热炉，无需注醇管道，气体的携液能力增强，阻止低产压力的激动，延长气田的稳产年限[6]。

2.2 集输管网优化

通过对该井区开展多工况模拟，实现合理布站、采气管网优化，以及随井位的调整变化适时对地面系统总体布局进行优化调整。集气管道采用枝上枝、井间串接等方式，单井生产的天然气在丛式井场汇合后，经采气支线就近连接到采气干线，将“一井一管道”优化为“一井场一管道”或“多井场一管道”。集输管网优化后，平均单井采气管道长度由2.25 km减少至1.02 km，采气管道工程量减少了54.6%；增大了集气半径，单座集气站纳入井数由8口井增加至15口井，各井区集气站平均规模增加了2.2倍，集气站数量由7座减少至6座（见图2），后期可去除7#站。另外，在采气干线最远端设置发球筒，集气站内设置收球筒，以满足采气干线管道对通球、扫线的要求。

2.3 净化工艺和外输优化

2.3.1 净化工艺优化

图2 优化前后集输管网走向

依据该井区的试气数据（见表2，CO2含量测试结果均低于3%），以及周边类似气田CO2含量变化规律（见图3），发现CO2含量变化很小且没有增长的趋势，基本稳定在3%以内，均达到国家二类气指标，脱碳单元利用率较低，势必造成投资和运行费用的增加。调整优化该井区天然气净化工艺，采用不脱碳只脱水工艺。将净化厂原来的MDEA+DEA混合溶液脱碳工艺、脱轻烃工艺[7]完全去除，只保留脱水单元及相关配套工程，天然气脱水装置采用三甘醇脱水工艺，同时预留脱碳工程建设用地，如图4所示。优化前后共减少天然气净化厂主要设备约17台套，一次性建设投资减少10%，实现了低成本和低能耗开发目标。

表2 井区原料气测试结果

2.3.2 净化厂外输管道优化

通过多方案优化比选，将新设净化厂产出气输往第一阀室优化为调整至第二净化厂（2018年处理量7.66亿m3，净化厂处理后CO2体积分数控制在2.3%以内），然后进入外输首站。优化后外输管道距离减少20%，投资降低8%，见图5。不仅确保天然气中CO2含量指标符合国家二类气标准，且达到降低接至大管网的外输气中CO2含量的目的。

图3 周边井区CO2含量分析

图4 优化后的净化厂工艺流程

图5 优化前后外输管道走向

如果该井区后期采出气CO2含量超标，不能满足外输气标准时，可采取与第二净化厂的天然气掺和外输。对该井区的设计产能、第二净化厂2018年来气量以及含碳量进行掺混核算得出，当净化厂的外输气CO2体积分数低于4.27%时，两个区块天然气掺混外输可达到输气要求；当外输气CO2体积分数超过4.27%时，需在净化厂预留的建设用地上增设脱碳单元。该方法操作灵活，适应性强，可为后期延安气田的整体管网规划提供借鉴。

2.4 水合物防治技术

为了防止集输系统中形成天然气水合物造成管道堵塞等问题，目前延安气田主要采取向管道内加注甲醇的方法。夏季水合物形成温度远低于地温，不需要注醇；冬季需要加注甲醇，但是存在甲醇注入量大、毒性强等诸多问题。

采用模拟软件对采气管道起伏较大且较多的重点地段进行模拟预测，自主试制的井口管式循环旋流脱水器（见图6）将井口采出气进行初步气液分离后进入采气管道，可有效减少地形起伏引起的管道积液对生产的影响。特别适用于个别偏远采气半径大、存在爬坡、U型地段等起伏管路且单井产量低的气井。该方法具有设备体积小、安装维护方便、可有效减少管道水合物析出等特点。设备脱水效率可达95%以上，降低了集气站分离器的负荷和气田的运行成本。