开发中后期气田地面集输系统调整优化模式与策略

温 庆 张 理 占天慧 刘姿伶

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

中国石油西南油气田公司经过近60年的发展，90%以上的已开发气田处于开发中后期，技术可采储量较低[1]。川渝油气田由于受到早期开发技术和开发理念的限制，人为过度开采，导致不少气田产量递减较快，后期稳产压力较大，新井产能发挥受到制约。在最近20多年，各矿区采取气举、泡排、抽吸等工艺措施，并配合相应的局部集输系统调整改造，以提高或稳定产能，但效果都不是很显著。尤其是“十二五”以来，各矿区主力气藏进入高速递减期，年综合递减率基本维持在16%以上。川东地区年产气量从2010年的近60亿立方米，递减至2017年的约30亿立方米；川南地区剩余可采储量少，储量大多分布在有水气藏中，产水量不断增大，低效生产井越来越多；同时主力气井少，大部分老井不具备调节能力。随之而来的是集输、增压、脱水、净化等生产配套系统出现能力总体富余和低负荷运行的情况。因此，需根据气田开发具体情况，依托和利用现有管网和处理装置资源，不断优化运行工况，探索和总结气田开发中后期提质增效、稳产保供的模式。

1 地面生产系统面临的问题

气田开发中后期，随着产能规模不断递减，地面集输处理能力表现出总体富余，系统普遍处于低负荷运行；集输系统建设时间跨度大，集输管道建设水平差异大；老区气田新增产能区块储量规模小、分布零散，地面配套建设难度大[2]。因此，围绕“充分利用井口压能、充分利用已建能力”，以气井压力变化为基础，总结了地面系统在气田开发中后期的不同阶段所面临的问题和相应的调整思路。

1.1 稳产期末气田稳产难度大

气田稳产期末，产量达到开发方案设计规模并稳定生产，老井压力降低，逐渐接近输压，新井压力明显高于老井，新老井生产相互干扰，稳产难度大。为了维持气井正常生产，充分利用新井压力，可采用新老井高低压分输，并对老井实施增压开采，此阶段调整改造的目的是保障气田稳产、延长稳产期。

1.2 递减期气田装置负荷率和管网利用率低

气田递减期，井口压力低于输压，增压后输压相对稳定，保障了天然气进入外输管网，但井口压力和产量继续降低，产量规模不断递减，设备负荷率和管网利用率持续降低。为了减少能耗，可通过集中增压、关停富余等措施，对站场进行降阻优化简化，对管网考虑整体降压，此阶段调整改造的目的是降低起点背压、提升负荷率。

1.3 低压小产期气田集输管网闲置率高

气田低压小产期，气井普遍产量小，井口压力接近废弃压力，长距离增压的成本已经不利于小产量井的经济开发，集输管网闲置率高。可考虑结合周边零散用户，就近处理销售，减少低压低产井能耗，此阶段调整改造的目的是尽可能提高气田采收率。

2 气田地面集输系统调整优化模式

通过对地面集输系统在气田开发中后期不同阶段的调整优化对策的分析，集成了一套适用于不同阶段的调整优化模式。

2.1 针对稳产期末气田的调整优化模式

2.1.1 老井增压开采

随着气藏开采，气井压力逐渐降低，气井生产压差减小，带液能力逐步下降，积液严重，造成产量不断下降，甚至导致气井水淹停产。为了维持气井正常生产、提高气田采收率，对老井实施增压开采、挖掘气井生产潜能的措施非常必要[3-4]。通过地质、气藏、井筒、管网多环节整体分析，预测气藏增压时机，优选增压规模，制定增压方案，从而提高气田采收率。增压方案制定流程示意图如图1所示。

以罗家寨气田黄龙场和温泉井区块增压工程（二期）项目对WQ-1井和WQ-H2井进行增压为例，通过OFM（OilField Manager，油田管理，简称为OFM）软件进行增压前后的递减预测分析，计算增产气量，得出经济效益，从而判断增压技术的可靠性和有效性。两口井增压前后的递减预测分析分别如图2、表1和图3、表2所示。

表1 WQ-1井增压前后递减预测分析表

表2 WQ-H2井增压前后递减预测分析表

图3 WQ-H2井增压前后递减预测分析图

以《中国石油天然气集团公司油气勘探开发建设项目经济评价参数与方法》为依据，采用增量法（即增量投入对应增量产出）进行效益评价[5]；且不考虑折旧，对WQ-1井、WQ-H2井进行投资评价；在增压工程中，两口井同属于一个增压设备，因此作合并评价。增压工程投资1 500万元，除去操作费用、管理费用、资源税、城建及教育附加费等成本，两口井增压后可增加利润2.2亿元。

2.1.2 新老井高低压分输

统筹气井分布、管网结构、增压方案等，实施高低压分输，高压气直接外输，低压气增压后外输[6-8]。将净化气管网、原料气系统、部分净化厂停运、天然气优化调配输送、管线调整改造、场站优化调整等因素整体考虑，对不同方案进行正常工况、检修工况的运行分析及优化效果分析，最终优选地面系统优化总体方案。

以川东地区在“十二五”期间实施高低压分输为例，卧长线、南干线东段输高压气，沿线供重庆渡舟新站、安澜、夹滩站返输气；渡两复线、两佛复线正常工况输低压气供渡舟新站、旱土站、西彭用气，同时作为重庆调峰供气管道，应急工况作为南东段备用管道；卧渝线、申倒线、卧两线、渡两线均输送低压气源供重庆长寿、主城用气。通过高低压分输优化，净化厂降压改造，原料气系统正常工况下可降压0.85～1.1 MPa，增压机燃料气可节约1 200×108m3/a，停运净化厂1座，每年约可节约电492×104kW·h、可节约水11.22×104t。

2.2 针对递减期气田的调整优化模式

2.2.1 整体降压

气田递减期，产量逐渐减低，为了延缓生产压力递减速度，减少消耗，可对低压系统实施整体降压[9]。本文利用PipelineStudio管网模拟仿真软件模拟现有天然气管网，根据实际管道运行工况优选管流计算模型，结合实际运行参数校正管壁粗糙度、管输效率等模型参数，得到可用于管网模拟预测的管网预测模型，从而预测气田集输管网的输压变化；根据天然气管网气量稳态平衡的方式，预测各节点进出气量的规模，利用管网预测模型来预测不同时期、不同生产方案下管网的运行工况；复核重点设备设施处理能力，明确装置降压运行空间。降压运行方案制定流程如图4所示。

图4 降压运行方案制定流程示意图

以川东原料气管网为例，利用PipelineStudio建立了包括达卧线、讲渡线、万卧线、龙忠线、复忠线等的整体模型和独立模型。原料气管网模型中以进、出气节点将原料气管网分成31条管段，模型包括31条管段的管长、管径、壁厚、管线承压等信息，包括41个进气节点，15个出气节点，在每个进气节点输入气质组分、气量等参数，在各出气节点可追踪到气体混合后的气质组分情况。原料气管网整体模型如图5所示。

图5 原料气管网整体TGNET模型图

通过模型模拟计算，下游净化气管线卧渝线、卧两线、渡两线都输送低压气之后，若将净化厂降压，则上游原料气干线讲渡线、沙卧线、万卧线及气田内部集输管线均可实现降压；原料气干线降压后，沿途增压机组可进一步优化或停运，同时可节约部分燃料气消耗。整体降压后，可停运机组11台，理论上节约燃料气消耗780×108m3/a；可对部分气藏的生产起到一定的积极作用，如大天池气田沙坪场石炭系气藏9口生产井的产量在一段时间内可增加10×104m3/d（与管网降压前预测对比）；大天池气田五百梯石炭系气藏、寨沟湾气田石炭系气藏、龙会场飞仙关组气藏等，平均井口生产压力的月递减率有一定程度减缓（表3）。

表3 部分气藏受东部地区原料气管网降压运行而影响产量、井口压力情况表

2.2.2 站场优化简化

根据开发生产各环节、关键点流程和工艺措施，开展以地面集、输、配、注流程优化简化为主要内容的适应性调整和改造工作，补齐采输流程短板，减轻井站员工维护保养工作量，提高地面系统运行效率，解决老气田地面工程布局不合理、站场能力失衡、装置运行效率低等问题[10-12]。包括站场的“关、停、并、转、简”（关—缩短工艺流程，关闭低效站场；停—应用一体化集成装置，停运站内设备，节能降耗，实现无人值守；并—将分散站点合并成基本生产单元，实现远程监控操作；转—通过工艺优化，使常规站点转化为数字化站点；简—优化站内设备，简化工艺流程，削减安全风险）等。

以“十三五”期间实施方案为例，西南油气田公司共制定站场优化简化实施对策20余项，累计降低成本4 000万元/年。关停无效气井10余口，累计节约成本500万元/年；关停增压脱水脱硫装置60余套，可累计节约成本2 000万元/年；对200余座关停场站进行优化简化，停用闲置设备并进行拆除，可减少维护费用约1 500万元/年（数据来源于《西南油气田分公司油气田地面生产系统现状调查报告》）。

2.3 针对低压小产期气田的调整优化模式

2.3.1 增压机适应性改造

合理依据气田对于集气和输气的采气变化，灵活地进行增压机适应性改造，可通过调节压缩机转速、单作用变双作用、改变压缩缸余隙等，实现压缩机工况的调节[13]。

以卧龙河片区增压站改造为例，通过增压机适应性改造，可节约燃料气消耗344.4×104m3/a（表4）。

表4 卧龙河增压站改造前后能耗对比表

2.3.2 管网统筹调整

结合气田产销变化，建立气田集输管网布局优化模型，开展布局优化研究和分析[14]，调整气田集输管网功能，将部分集气管线调整为输气管线。

以川南地区管网统筹调整改造为例，川南地区气田分散，点多面广，市场供气多以气田就近销售为主。随着气田产能进一步降低，为确保供气需要，目前市场供气多以骨干管网下载气为主，将原有集输干线和关键集输场站的集气功能转为输配气功能，集输管道利用率从20%上升到87.5%，实现了老系统的充分利用。

2.3.3 低压气就地处理、就近销售

通过市场用户预测、管网现状分析，将边远低含硫、小产井，采用分散脱硫，实现就地处理；推广小型脱水装置新技术，保障零散供气水露点达标，实现就近销售[15]。

以川南老气田低压气集输系统降低输压，就近销售为例，共关停增压机10台，节省成本200万元/年。

3 结论

1）围绕“充分利用井口压能、充分利用已建能力”，以气井压力变化为基础，总结了地面系统在气田开发中后期不同阶段所面临的问题和相应的调整思路，并通过不同阶段对地面集输系统优化调整对策的分析，形成了一套适用于气田开发的地面集输工艺调整优化模式。

2）提出在第一阶段气田稳产期末，实施气田内部老井增压和新老井高低压分输，保障气田稳产，延长稳产期；在第二阶段气田递减期，富余装置采取“关、停、并、转、简”和优化调配，提升装置负荷率，管网实施整体降压，降低能耗；在第三阶段低压小产期，进行增压机组工况改造、管网统筹调整以及低压气就近销售，实现设备管网的充分利用，减少低压低产井能耗，从而尽可能提高气田采收率。

3）通过气田不同开发阶段不同策略的应用效果分析，认为该调整优化模式具有普遍适用性，可指导开发中后期气田地面系统优化，具有良好的推广应用价值。