大宁—吉县区块致密气井场工艺优化简化改造研究

樊 岳

国家管网集团北京管道有限公司, 北京 100101

0 前言

截至2019年8月初,大宁—吉县致密气区块已建成5.5×108m3/a产能规模,共建成井场77座,投产气井148口。气井平均套压4.7 MPa,平均油压3.2 MPa,平均温度14.2 ℃(采气井口针阀阀后温度)。区块日产气量141.945×104m3,平均单井日产气量1.183×104m3,区块日产水量6.78 m3,平均单井日产水量0.056 5 m3,水气比0.047 8 m3/104m3。通过对大宁—吉县区块已建采气井生产数据进行分析,发现该区块采气井具有投产初期压力高、产液量高、气井压降快、气井产水量下降快的特点。本文结合大宁—吉县区块自身生产特点,对采气井场生产工艺提出完善、改进的思路,将采气井场各工艺单元重新进行整合集成,以实现井场工艺的设备及配套设施的灵活调整,从而更好地适应生产需求。

1 大宁—吉县区块致密气开发现状

大宁—吉县区块井场工艺采用了“直井、丛式井井下节流、水平井地面加热节流,井场分离、注醇,中压集气,集气站脱水外输”的工艺技术路线。井下节流井场工艺流程见图1,地面节流井场工艺流程见图2。除上述工艺模块外,致密气采气井场还配备有供配电系统、放空系统等辅助设施,确保井场各工艺模块的正常运行。

图1 大宁—吉县区块井下节流井场工艺流程图Fig.1 Downhole throttling well site process flow of Daning-Jixian Block

图2 大宁—吉县区块地面节流井场工艺流程图Fig.2 Process flow of surface throttling well site in Daning-Jixian Block

大宁—吉县区块采气井具有投产初期压力高、产液量高、气井压降快、气井产水量下降快的特点,根据近5年实际生产运行情况,当前大宁—吉县区块致密气工艺流程的不足,主要表现为以下三点。

1)部分采气井经长期生产后生产压力下降,与外输压力基本持平,加热节流模块冗余,加热节流橇闲置率达70%。

2)部分采气井经长期排采后,几乎不再产液,不再需要分离,井场分离橇闲置,闲置率达25%。

3)部分采气井场工艺设备(如加热节流橇、分离橇)关停后,井场运行负荷降低,造成井场采用燃气发电机供电经济性降低,运行费用高,成本高。

2 大宁—吉县区块致密气采气相关理论研究

2.1 采气规律研究

2.1.1 采气时间与套压的关系

通过选取不同年份投产的连续正常生产采气井,总结其套压变化规律。排除因生产方式调整导致采气井压力出现强烈波动等特殊情况,结合生产数据分析,套压(地层压力)随采气时间的推移缓慢下降,采气井在采气1～3 a后,套压将下降至5 MPa以下,且压力趋于稳定,以大吉11、大吉6-6、大吉—平05为例,总体趋势见图3～5。

图3 投产气井套压变化曲线图(大吉11,2015年投产)Fig.3 Casing pressure change curve of production gas well(Daji11,operation in 2015)

图4 投产气井套压变化曲线图(大吉6-6,2016年投产)Fig.4 Casing pressure change curve of production gas well(Daji6-6,operation in 2016)

图5 投产气井套压变化曲线图(大吉—平05,2017年投产)Fig.5 Casing pressure change curve of production gas well(Daji-Ping 05,operation in 2017)

2.1.2 采气时间与采出水量的关系

选取不同年份投产的采气井,进一步总结采气井产水量变化规律。根据生产数据,采气井投产初期受返排液影响,日产水量较高,经3～6个月排采后,采气井产水量将维持在较低水平,甚至不再产液,以大吉11、大吉6-6、大吉—平05为例,总体趋势见图6～8。

图6 投产气井产水量变化曲线图(大吉11,2015年投产)Fig.6 Curve of water production change(Daji11,operation in 2015)

图7 投产气井产水量变化曲线图(大吉6-6,2016年投产)Fig.7 Curve of water production change(Daji6-6,operation in 2016)

图8 投产气井产水量变化曲线图(大吉—平05,2017年投产)Fig.8 Curve of water production change(Daji-Ping 05,operation in 2017)

2.2 采出水冰点温度研究

结合大宁—吉县区块开发层位分布,对部分致密气井的采出水进行取样分析,并在实验室模拟现场低温环境,获得了4座采气井场采出水的冰点。采出水冰点检测结果见表1。

表1 采出水冰点检测结果表

由表1可看出，大宁—吉县区块内采出水冰点变化范围较大,与采出水总矿化度、气井开发层位未发现有明显关联。且参考全球气象资料软件Meteonorm7查询结果,在10月至次年3月,大宁、吉县气温会持续低于0 ℃[1]。

综上,大宁—吉县区块内气井采出水冰点范围约-12.4～1.1 ℃,而区块内每年冬春两季会出现持续性低温(低于0 ℃)[2],采气井场分离橇分离出的采出水存在结冰概率较高。

2.3 水合物形成规律研究

2.3.1 节流前后水合物生成规律研究

根据文献[3]，随着水样矿化度的增加,水合物生成温度越低。参照文献[3]的实验结果,预测大宁—吉县区块“天然气—采出水体系”在不同压力下水合物形成温度较“天然气—纯水体系”低约1～2 ℃。根据大宁—吉县区块采气井试气报告及生产统计数据,区块平均天然气井口温度为17 ℃。目前已建采气井场外输压力为2.0～4.9 MPa,其中大部分采气井场外输压力在3 MPa左右。为满足集输需求,需要将采出天然气进行节流降压至适当压力才可以接入已建集输管网。参照大宁—吉县区块集输管网运行压力及各采气井场外输压力统计分析结果,本次计算取3 MPa作为新建井场外输压力。利用UNISIM软件,分别模拟不同压力条件下水合物生成温度及不同压力条件下气井节流后温度变化,得到如下结论。

1)当井口压力>5 MPa时,井口节流后天然气温度低于水合物形成温度,节流过程中会产生水合物。

2)当5 MPa≥井口压力>3 MPa时,井口节流后天然气温度高于水合物形成温度,井口节流过程不会产生水合物。在进入干线后,由于与环境热交换及管道摩阻等因素,产生轴向温降[4-5],在压力、外界温度多重因素影响下,导致集输过程中天然气温度低于对应压力下水合物形成温度,可能产生水合物。

3)当3 MPa≥井口压力>2 MPa时,井口不需节流,井口不产生水合物。冬季进入干线集输过程中,由于与环境热交换及管道摩阻等因素,产生轴向温降,在压力、外界温度多重因素影响下,导致集输过程中天然气温度低于对应压力下水合物形成温度,可能产生水合物。

4)当井口压力≤2 MPa时,井口不需节流,不会产生水合物。且在2 MPa压力下,水合物形成温度为 -4.8 ℃,低于冬季采气管线埋地温度(约0 ℃)3 ℃以上,依据GB 50349—2015《气田集输设计规范》中4.5.1规定:天然气集输温度应高于水合物形成温度3 ℃以上[5],故集输过程中也不会产生水合物。

2.3.2 采气管线中介质温降规律

根据大宁—吉县致密气生产报表(2019年)统计结果,区块内采气井场外输压力为2.0～5.0 MPa。

根据水合物形成温度预测结果,在5.0 MPa压力下,水合物形成温度为6.68 ℃;在2.0 MPa压力下,水合物形成温度为 -4.80 ℃。

大宁—吉县区块采气管线均敷设于冻土层以下,冬季管道敷设处地温约0 ℃，井场平均外输温度取15 ℃。

采用TGNET软件,对冬季采气管线中温降进行模拟计算，计算结果见表2。

表2 采气支线温降模拟计算结果统计表

根据表2模拟计算结果,在管道输送距离一定时,管道输气量越大,管道介质温降越小;井场外输压力越高,管道介质温降越小。同时可得出以下结论：1)当管道工作压力低于2 MPa时,集输过程中不会产生水合物；2)当不同管径管道输送距离分别达到2～5 km时,管道内介质温度将接近或达到管道敷设处地温[6]；3)若管道敷设处平均地温高于10 ℃,集输过程中不会产生水合物。

3 井场简化思路

通过对大宁—吉县区块已建采气井场的生产运行参数总结分析,可将致密气采气井生产过程划分为以下三个阶段[7-8]。第一阶段:投产初期,井口压力高,产液量高[9];第二阶段:井口压力下降至5 MPa以下,气井产液量少;第三阶段:井口压力降低至井场外输压力,气井不产液[10]。

3.1 工艺简化

大宁—吉县区块地面节流井场主要包含高低压紧急截断、计量、加热节流、分离、注醇五个工艺模块。其中,高低压紧急截断和计量为基本工艺模块,整个气井开发过程中必不可少,其余工艺模块可根据气井的生产工况变化灵活调整[11]。

根据采气井的生产特征,可对致密气井三个生产阶段的工艺模块进行相应调整。

3.1.1 第一阶段调整

1)适用条件:井口压力高于5 MPa;气井产液。

2)井场工艺流程见图9。

图9 第一阶段采气井场工艺流程图Fig.9 Well site process flowchart of gas production in the first stage

3)地面节流设备:加热节流橇。

4)井场主要设备:高低压紧急切断阀、临时除砂器(按需设置)、智能一体化孔板流量计、加热节流橇、分离橇、甲醇滴注橇(系统加注,不必每座井场单独设置)。

5)井场配套设施:放空立管、RTU、供配电设施、通信设施、设备基础(加热节流分离橇、分离橇、甲醇滴注橇)等。

3.1.2 第二阶段调整

1)适用条件:井口压力低于5 MPa;气井产液。

2)井场工艺流程见图10。

图10 第二阶段采气井场工艺流程图Fig.10 Well site process flowchart of gas production in the second stage

3)地面节流设备:井口针阀。

4)井场主要设备:高低压紧急切断阀、临时除砂器(按需设置)、智能一体化孔板流量计、分离橇、甲醇滴注橇(系统加注,不必每座井场单独设置)。

5)井场配套设施:放空立管、RTU、供配电设施、通信设施、设备基础(分离橇、甲醇滴注橇)等。

3.1.3 第三阶段调整

1)适用条件:井口压力低于5 MPa;气井不产液。

2)井场工艺流程见图11。

图11 第三阶段采气井场工艺流程图Fig.11 Well site process flowchart of gas production in the third stage

3)节流设备:井口针阀。

4)井场主要设备:高低压紧急切断阀、智能一体化孔板流量计。

5)井场配套设施:RTU、供配电设施、通信设施、设备基础等。

优化简化采气井场总体工艺流程,见图12。

图12 优化简化后工艺流程简图Fig.12 Schematic diagram of optimized and simplified process flow

3.2 甲醇滴注简化

当前本区块已建井场均设置了甲醇滴注橇,集输干线中的介质已含有甲醇,而新建采气井场需要接入已建采气干线才可集输至集气站处理外输。因此,新建采气井场仅需考虑采气支线集输过程中的水合物抑制[12]。

依据采气管线中介质温降规律研究的相关结论,可得出井场甲醇滴注橇的设置原则。

1)当采气井场外输压力低于2 MPa时,采气井场可取消甲醇滴注。

2)当采气管线工作压力不大于5 MPa,管道敷设处平均地温高于10 ℃时,采气管线可不注醇。

3)当采气管线输送压力为5 MPa时,若管道介质流速大于6 m/s,输送距离小于1 km;当采气管线输送压力为2～5 MPa时,管道介质流速大于7.5 m/s,输送距离小于1 km,集输过程中不会产生水合物，采气管线可不注醇。

但是对于重点井场、低温井场等特殊井场,应结合现场实际灵活调整[13]。

3.3 供配电简化

为进一步提升供电设备与井场负荷需求的匹配度,避免出现井场“大马拉小车”的运行缺陷,故结合采气井场不同工艺简化阶段的用电负荷及采气井场工艺设备生产运行特点,对用电设备采用不同的供电方式，不同工艺简化阶段井场工艺简化供电配置见表3。其中高低压紧急切断阀、RTU等小负荷和长期使用的用电设备采用太阳能供电系统供电;加热节流橇、分离橇等大负荷、短期使用的用电设备采用燃气发电机供电[14-15]。

4 优化简化效益分析

4.1 提高设备利用率节省投资

根据采气规律变化适时调整井场工艺模块,加热节流橇、分离橇等设备可及时迁建至后续新建井场继续使用,在减少设备闲置的同时,还可节约新建井场设备投资[16]。

4.2 优化供电模式节能增效

经现场试运行,井场采用太阳能供电,稳定性较高,设备故障检修次数平均仅0.3次/月,远低于发电机间维护保养频次5.2次/月,推广应用太阳能供电系统将较大程度提升井场供电系统稳定性,保障现场安全平稳生产[17]。太阳能供电系统提供负荷能够与井场用电需求负荷相匹配,规避人员致密气井场自用气发电存在的“大马拉小车”情况,同时能够避免自用气消耗,进一步提升井场天然气商品率[18-19]。

4.3 降低劳动强度

井场按照优化简化思路实施后,区块内新建井场甲醇滴注橇数量将降低约50%,井场机械表数量得以减少,且当井场运行至工艺简化第三阶段后,井场分离工艺设备将实现迁建,燃气发电流程实现撤除。综合计算,预计单座井场将减少用工人员约20%[20]。

5 结论

本研究提供的致密气采气井场优化简化思路,依托采气规律等数据分析,通过简化致密气井场工艺流程、优化供电模式等方式,可提高致密气井场设备利用率、增强井场供电稳定性、降低井场人员用工成本,并可实现致密气降本增效开发,为提升生产管理水平、保障生产运行稳定性提供了切实可行的方案。