涩北二号气田集中气举排采关键配套技术

2022-07-27欧宝明叶富艳李方明黄天鹏

天然气与石油 2022年3期

黄林侯奇欧宝明叶富艳李方明黄天鹏方雯

1.中国石油青海油田公司井下作业公司, 甘肃敦煌 736202;2.中国石油青海油田公司采气二厂, 甘肃敦煌 736202;3.中国石油青海油田公司钻采工艺研究院, 甘肃敦煌 736202;4.中国石油工程建设有限公司青海分公司, 甘肃敦煌 736202;5.中国石油青海油田公司气田开发处, 甘肃敦煌 736202

0 前言

涩北二号气田为国内外罕见的第四系生物成因疏松砂岩边水气藏,气藏埋藏浅、储层欠压实、胶结疏松,易出砂、气水界面复杂是其主要特点[1-2]。随着气田开发的深入,边水侵入严重,已经形成的泡排、优化管柱等利用气井自身能量的排采工艺已不能满足水侵气井排采及复产需求。螺杆泵、电潜泵、抽油机等机械类排采工艺受气井出砂影响有效期较短,均未取得显著效果[3]。

气举工艺不受井型、出砂的限制,排水量范围大,适用于水淹停产井的复产、产水量较大气井助排及气藏强排水[4-5]。国内气举工艺主要以单井橇装气举工艺为主,该工艺在涩北二号气田单井排采中取得显著的效果。但气田有48.5%的气井需要连续排水才能维持稳定生产,有限的橇装气举设备不能满足气藏排水需求。可满足多井同时连续排水的地面、地下一体化配套工艺亟需攻关。结合高原缺氧环境,综合考虑气井分布及地面已建设施情况,开展规模化气举地面、井筒等系统配套研究,形成了可满足多井同时连续排水的配套技术。

1 地面现状

涩北二号气田地面采用“两套管网集气、常温分离、集中增压、集中脱水”的总体集输方案[6],具备960×104m3/d(5 MPa)的天然气处理能力。已建成5座集气站,其中9号集气站与气田脱水外输站合建。场站采用“无人值守、定期巡检”运行模式[7],气田地面建设现状见图1。涩北二号气田具有储量丰度高,气井分布集中、井距小、地势平坦的特点。

图1 涩北二号气田地面建设现状图

2 集中气举工艺关键技术

集中气举工艺主要由气举增压站、输配气管网、注气井口以及井筒举升系统组成。

2.1 井筒举升技术

2.1.1 气举压力

气举压力是正常气举生产时的重要参数,为地面设备配套的重要依据，可分为启动压力和工作压力[8]。在考虑地层供液和井筒流出协调的前提下,结合优选的管流压力计算模型[9],通过PIPESIM软件计算井筒流压,根据连通器原理确定气举压力。

结合气井生产动态及出水情况,对涩北二号气田83口携液困难及需辅助排水的气井进行设计,同时考虑边水持续推进后出水气井持续增多,按照“整体布局、分步实施”的思路进行工艺配套。受产层跨度大的影响,气举压力分布范围为5.1～11.4 MPa。

2.1.2 气举方式

根据气井产量、气举压力分布范围以及油管生产进站的流程,按照利于携液、方便高效的优选原则,设计采用套管注气油管生产的气举方式,对气举压力高的井通过气举阀降低压力,以便于地面设备的统一配套。涩北二号气田气举方式优选结果,见表1。

表1 涩北二号气田气举方式优选结果表

2.1.3 注气量

井筒气量的大小一般满足临界携液气量即可,但临界携液方法是建立在液滴模型基础上的高气液比液雾状流条件下[10]。以气液比500 m3/m3作为界限,对于气液比≥500 m3/m3的高气液比气井,采用李闽临界携液流量作为标准[9],注气量为临界携液流量与气井自产量之差。对于气液比<500 m3/m3的低气液比气井,难以求得类似雾状流条件下的数学解析解[11],不适合用临界携液流量模型设计注气量,以追求提高气体举升效率最大化为设计目标。通过预测,83口气井所需气举气量为112.7×104m3/d。

2.2 气体增压技术

气体增压为规模化气举提供稳定可靠的压力气源,为集中气举工艺的核心部分。

2.2.1 压缩机选型

由于涩北二号气田基本为无人区,社会依托差,属高原缺氧环境(氧含量约为平原的75%)。不同类型不同驱动方式的压缩机优缺点对比见表2～3[12-13],压缩机类型选择按照“满足要求、性能稳定、保养方便”的原则。根据涩北二号气田气举工况条件,选用压比高、变工况能力强、适应工况变化、维护保养方便的往复式压缩机[14];结合区块动力电源情况,选用故障率低、维护方便的电机驱动方式。

表2 压缩机类型优缺点对比表

表3 压缩机驱动方式优缺点对比表

2.2.2 压缩机配置

气举气采用气田外输天然气,综合外输压力变化,确定气举压缩机入口压力3.6～4.5 MPa。压缩机排出压力须能满足注气压力最高井气举启动,但气举启动后,注气压力将长期处于较低状态,选用较高压力级别压缩机会导致设备利用率降低,地面投资增加[15]。结合气井启动压力及工作压力,确定压缩机排出口压力为10 MPa,对气举压力高的井下入气举阀。为减少投资风险,分年度配置压缩机。根据计算的功率需求,压缩机选型配置方案见表4。同型号机组可并联平稳运行,也便于备件的储存和通用[16],从单台设备故障对系统的影响程度、气量调节等方面考虑,推荐采用方案二。

表4 压缩机选型配置方案表

2.2.3 其他参数

考虑到涩北二号气田9号集气站与增压脱水外输站合建,消防、供配电等设施齐全,气源充足稳定,设计在9号集气站取气并建立气举增压站,便于统一管理。气源引自分离器区,采用湿气,从已建外输增压压缩机出口接气。针对天然气含有固体颗粒、粉尘和液滴影响压缩机性能的问题,在压缩机入口增加卧式过滤分离器,延长气缸、活塞及压缩机润滑油的使用寿命。

2.3 输配气系统

结合各气井就近接入各集气站的“井站分布”关系,采用反向集气的输气方式,在增压站与各集气站间铺设气举干线,集气站与气举单井间铺设气举支线,在干线与支线之间的集气站内设计配气阀组。

2.3.1 注气支线

采用PIPEPHASE 9.5软件建立模型,模拟注气支线及注气干线运行参数,单井注气量按平均气量1.4×104m3/d 计算,最长注气支线长度1.5 km,注气支线不同管径下水力计算结果见表5。综合考虑压降及费用,设计注气支线规格为Φ42.4×3.2 mm。

表5 注气支线不同管径下水力计算结果表

2.3.2 注气干线

根据集气站分布位置,设计新建注气干线3条。对各注气干线分别进行管径对比水力计算,计算结果见表6。为满足注气系统压力要求,便于统一采购安装,气举站至7号集气站、8号集气站、11号集气站的注气管线规格选为Φ114.3×5 mm,11号集气站到10号集气站管线选为Φ88.9×4 mm。

表6 注气干线不同管径下水力计算结果表

2.3.3 配气阀组

注气干线来气汇入配气阀组区管汇,通过流量调节阀开度调节气量、压力后进入各注气支线。阀组区采用橇装化设计,集流量压力监测、调节、远传远控于一体,可实现实时在线监测调节。

2.4 分散井注入技术

气举高压气经各集气站配气阀组区调节后经各注气支线到达井口,再通过套管四通进入井筒。为防止单井气举排液卸载过程压力不稳定导致地面系统压力波动,影响其他井正常气举,井口位置预留接头,方便氮气车等橇装气举设备快速接入。地面配注气流程见图2。

图2 地面配注气流程图

2.5 防冻堵技术

地面输配气系统中,高压天然气易形成水合物堵塞,影响气举系统的稳定运行[17-19]。

2.5.1 水合物形成条件

对天然气组分进行相态分析,天然气组分相态图见图3。10 MPa压力条件下水露点为59.8 ℃、水合物形成温度为12.7 ℃。

图3 天然气组分相态图

2.5.2 水合物预防

提高注入气温度、减少热损失可有效预防水合物形成[20]。根据压比及气体性质,计算排气温度为86～103 ℃。提高注气干线起点温度,可同时改善注气干线、注气支线热力条件。由于干线压降较小,不考虑压力变化。选择距离最长、输气量少即最易形成水合物的10号集气站,计算沿程温度变化,起点温度按照80 ℃,不保温时,末点温度为14 ℃,存在水合物冻堵的可能。因此注气干线需保温。综合考虑保温效果及成本,确定保温层厚度为40 mm,此时干线末点温度为53.6 ℃。10号集气站不同保温条件下注气干线热力情况,见图4。

图4 10号集气站不同保温条件下注气干线热力情况图

配气阀组区入口按压力9.2 MPa、温度53.6 ℃、注气量均按1.4×104m3/d计算,支线长度取最长距离1.5 km,分别计算节流至不同压力即满足不同注气压力气井需求时的热力条件,注气压力7 MPa以下气井,均存在水合物冻堵,见图5。从经济性及操作性考虑,设计注气支线不保温,采用在阀组区汇管注水合物抑制剂的方式预防冻堵。

图5 不同工况下配气阀组—支线热力情况图

3 工艺实施及效果

按照工艺设计进行地面配套,截至2020年建成可同时满足83口气井气举的配套流程。目前共有70口气井同时连续气举,压缩机可满足气举压力需求,配气阀组区可实现单井精准调配气量,地面管线在冬季低温时也可正常气举,防冻堵工艺合理。集中气举应用及效果见图6～7,2020年已累计增气1.22×108m3,井筒积液高度降低194 m、井筒流压梯度降低0.1 MPa/100 m。