張向東（大慶油田有限責任公司第十采油廠）

為滿足開發(fā)的需要，保證天然氣的正常生產(chǎn)，AS 氣田地面集輸工藝采用了井口加溫、三管水伴熱、電熱帶伴熱、電熱管、氯化鈣脫水、三甘醇脫水、點滴注醇多種集輸工藝；天然氣計量工藝采用了單井連續(xù)計量、兩口井同時計量、多井輪換計量三種計量方式。但并非這些工藝都適合該氣田，這勢必造成了人力、物力、資源、成本的浪費。因此有必要對該氣田目前的地面工藝進行分析總結(jié)，尋找經(jīng)濟適用的地面集輸工藝，以便指導以后的氣田開發(fā)。

1 存在問題

1）由于建設初期對氣田所處復雜地理環(huán)境缺乏足夠的認識，引進電熱帶伴熱、電熱管伴熱等集輸工藝，加大了管理難度，即便每年投入大量的維修費用仍不能保證達到預期的目的。

2）對于稻田、沼澤地帶的埋地管線的腐蝕程度估計不足，目前AS 氣田投產(chǎn)15年，出現(xiàn)的主要問題是：集氣管線及水伴熱管、站內(nèi)采暖管線頻頻穿孔，致使氣井生產(chǎn)隨時面臨關(guān)井、停產(chǎn)整改，因此組織補漏、更換管線，確保氣井安全正常輸氣一度成為日常生產(chǎn)組織的中心工作，耗費了大量的人力物力，給氣田開采帶來極大困難。

3）多井輪換計量工藝，多口井同時生產(chǎn)時，無法錄取到真實的第一手資料，不便于氣井動態(tài)分析，不方便指揮生產(chǎn)，加大了氣井管理難度；同時虛假的資料也誤導了氣田的后期開發(fā)布井，浪費了大量的鉆井成本。

2 氣田地面工藝建設適應性分析

2.1 單井集氣站地面工藝

AS 氣田單井集氣站工藝流程主要有三種類型：一種是井口產(chǎn)出的天然氣經(jīng)節(jié)流降壓、水套爐加熱、常溫氣液分離、計量、注甲醇外輸；第二種是井口產(chǎn)出的天然氣經(jīng)氯化鈣脫水、節(jié)流、計量后直接外輸；第三種是井口產(chǎn)出的天然氣經(jīng)水套爐加熱、節(jié)流、常溫氣液分離、計量、甘醇脫水外輸。

2.1.1 加熱、節(jié)流、分離、注甲醇工藝

這種工藝管理方便，管線和設備不易凍堵，1987年11月份投產(chǎn)的CH51 井一直使用這種工藝。存在以下問題：站內(nèi)沒有甲醇儲罐，甲醇屬于易燃、易爆、極易揮發(fā)的中等毒性液體，需要密閉性好的儲罐。這種集輸工藝設備簡單成本低廉。

2.1.2 氯化鈣脫水、節(jié)流工藝

脫水塔及計量、發(fā)球裝置合建在一個橇裝鐵皮房內(nèi)。這種工藝優(yōu)點是流程緊湊、投資少、運行費用低。但是存在以下問題：氯化鈣溶液具有較強的腐蝕性；排污管線經(jīng)常凍堵；氯化鈣脫水工藝不適宜產(chǎn)原油的氣井。

2.1.3 加熱、節(jié)流、分離、甘醇脫水工藝

目前有一口單井站采用這種工藝，該工藝管理方便、運行費用低、安全環(huán)保，甘醇脫水裝置自控程度高，整體橇裝，可以搬遷。雖然一次性投資較大但后續(xù)運行中投資少。

通過以上三種類型單井集氣工藝應用對比說明，這三種工藝都是非常成熟的工藝。從經(jīng)濟效益角度考慮，對單井產(chǎn)量大于2×104m3/d 的氣井，應采用加熱、分離、甘醇脫水工藝；對小于2×104m3/d 的氣井，可以采用加熱、節(jié)流、分離、注甲醇工藝以及氯化鈣脫水、節(jié)流工藝。

2.2 多井集氣站地面工藝

AS 氣田采氣單井到集氣站的采氣管線一般在0.4～8 km 之間，采氣管線防水合物冰堵主要采用了三管伴熱、電熱帶伴熱、電加熱保溫管、氯化鈣脫水4 種工藝。

2.2.1 電熱帶伴熱集氣工藝

電熱帶伴熱集氣工藝原理：電熱帶沿采氣管道直線敷設，單向電源供電最大長度6 km。電熱帶是由電纜芯線作為發(fā)熱體，芯線單位長度的電阻和通過的電流均為某一定數(shù)，整根電伴熱帶首尾發(fā)熱均勻，輸出功率恒定。溫度控制器能自動控制管線中介質(zhì)溫度，當被控介質(zhì)超過設定溫度時，自動切斷電源，停止伴熱。當溫度低于設定溫度時，自動恢復送電。目前全礦使用電熱帶伴熱氣井25 口。

目前存在主要問題是：故障率高達57%以上；維修困難，埋地管線查斷點困難，有的井施工過程中就出現(xiàn)斷點，投產(chǎn)后一直不能運行；站內(nèi)溫度控制器顯示溫度與實際溫度不符，接線盒、電熱帶使用壽命太短，老化現(xiàn)象嚴重。2010年對25 口電熱帶氣井進行詳細的檢測。25 口氣井中存在斷點的13 口井，沒有斷點的配電存在問題的有兩口井，正常運行的溫度在0～3℃有6 口井，溫度達到10℃以上的有5 口井，故障率達到57%。對于電熱帶伴熱氣井存在如此嚴重的問題，分析原因如下：位于江堤、低洼地帶的氣井，由于地勢原因管線掩埋深淺不一，管線穿越魚池、水渠較多長期浸泡在水中，加快老化速度，電熱帶也容易遭到外力破環(huán)；纏繞電熱帶的管線外部缺少足夠堅硬的保護層；耗電量太大，以管線長度2.5 km，發(fā)熱功率11 W/m 計算單井年耗電費用18.5 萬元。

2.2.2 氯化鈣脫水集氣工藝

天然氣進入氯化鈣脫水塔的分離段，脫除游離水，水汽同天然氣再向上穿過載有氯化鈣的塔板，水汽被氯化鈣吸附，氯化鈣自身溶解成鹽水流向塔底外排，脫水后的天然氣從塔頂流出。目前，AS氣田共有12 口氣井應用氯化鈣脫水處理工藝，

氯化鈣脫水集氣工藝優(yōu)點是：投資少，管道工程投資10 萬元/km，脫水橇投資18 萬元/座；運行維護費用低，平均每口氣井年消耗氯化鈣1.0 t，費用0.6 萬元；橇裝可搬移。

缺點是：氯化鈣水溶液腐蝕性較強，容易腐蝕管線和設備；不能在產(chǎn)原油氣井上應用。

2.2.3 三管伴熱集氣工藝

AS 氣田有8 口氣井19 km 采氣管線采用三管伴熱集氣工藝，井口距集氣站0.4～4 km 集氣站通過供水管線將65～80 ℃熱水送到氣井井口，回水管線與集氣管線包在一起。熱水通過集氣站內(nèi)加熱爐循環(huán)加熱，通過離心泵提供輸送動力。

通過多年運行情況來看，三管伴熱集氣工藝與電熱帶和電熱管集氣工藝相比它具備以下優(yōu)點：使用年限最長，溫度調(diào)節(jié)隨意性強，能夠滿足集輸需求；適應性強，尤其適用于油、氣、水同產(chǎn)氣井；便于管理，維修容易。缺點是：工藝復雜配套設備多；工人勞動強度大。

AS 氣田三管水伴熱集氣工藝是1996—2001年投入使用的，使用年限為9—15年，1996年管線從2003年開始出現(xiàn)腐蝕穿孔，2007年以后頻繁出現(xiàn)。對AS-1 集氣站8 口水伴熱井幾年來腐蝕穿孔情況進行了詳細統(tǒng)計。結(jié)果表明三管伴熱集氣工藝目前存在問題是：管線腐蝕穿孔嚴重，AS-1 集氣站從2007年至今管線穿孔達到20 多井次，每次挖開后都發(fā)現(xiàn)管線的防腐層已經(jīng)破損嚴重。

針對腐蝕嚴重現(xiàn)象，主要原因是管線防腐不達標。理由如下：1996年投產(chǎn)的5 口水伴熱井未設計陰極保護，發(fā)生穿孔的氣井經(jīng)過我們現(xiàn)場確認，發(fā)現(xiàn)腐蝕穿孔的管線均為氣管線及伴熱回水管線，現(xiàn)場這兩管線用玻璃絲布纏繞在一起埋地；挖開被腐蝕的管線都是外腐蝕，防腐層已龜裂、剝離；去水管線因為有黃夾克保護基本沒有出現(xiàn)腐蝕穿孔現(xiàn)象。根據(jù)天然氣工業(yè)中《埋地管線腐蝕、涂層缺陷檢測技術(shù)》介紹，有嚴重外腐蝕的地方，首先是涂層破環(huán)失去保護作用，其次是涂層屏蔽電流不能給予管道保護，形成局部陽極造成坑蝕。對于不含H2S 的氣田，埋地管線鋪設前做好防腐工作，使用年限應在30年以上。AS-1 集氣站管線嚴重腐蝕的原因是：由于地處江堤低洼地帶管線防腐層遭到嚴重破壞；管線防腐沒達標。

通過以上分析，對于AS 氣田，最適用、最便于管理，又節(jié)省投資的集氣工藝應該是氯化鈣脫水工藝，它的局限是油、氣、水同產(chǎn)的氣井；其次應該是三管水伴熱集氣工藝，單井年節(jié)約電費約為15萬元。雖然配套設備多，員工勞動強度大，但便于管理、便于維修，只要管線防腐做得好可以延長使用壽命可以達到30年，而其它兩種都不太合適。

2.3 計量工藝

天然氣計量工藝采用了單井連續(xù)計量、兩口井同時計量、多井輪換計量三種計量方式。

2.3.1 單井連續(xù)計量

目前能夠?qū)崿F(xiàn)單井連續(xù)計量的集氣站是AS-3集氣站和AS-2 集氣站以及投產(chǎn)較早的AS-1 集氣站的14 口氣井。單井連續(xù)計量就是在集氣站內(nèi)，氣井來氣單獨進入一級分離器，除去游離液后進入旋渦流量計進行單獨計量，計量后再一起進入二級分離器進一步脫水外輸。這種計量方式優(yōu)點是計量比較準確，可隨時掌握氣井的生產(chǎn)動態(tài)，便于及時對氣井的生產(chǎn)狀況進行分析調(diào)整。缺點是流程復雜，占地面積大，現(xiàn)場設備多。

2.3.2 兩口井同時計量

為降低地面投資，將相鄰的產(chǎn)能相近的氣井進行井間串聯(lián)集氣，共用一條采氣管道和站內(nèi)分離、計量設備。目前AS-1 集氣站兩對串聯(lián)井分別是2003年12月AS2-11、AS2-13、2004年12月 投 產(chǎn)AS2-10、AS2-14。據(jù)近幾年的生產(chǎn)情況來看，如果兩口井同時生產(chǎn)，由于兩井井口壓力、產(chǎn)能狀況差距較大，產(chǎn)能發(fā)揮受到嚴重干擾。主要存在下述問題：串聯(lián)氣井兩口井同時生產(chǎn)時，井口壓力取不準，壓力表均顯示高壓氣井壓力，低壓氣井不能顯示自身的真實壓力；串聯(lián)氣井兩口井同時生產(chǎn)時，各單井產(chǎn)氣量需要人為分配，但因為壓力低的氣井井口壓力不真實，導致人為分產(chǎn)時產(chǎn)氣量分配不準確；串聯(lián)氣井兩口井同時生產(chǎn)時，無法監(jiān)測單井集氣管線是否正常運行。例如2005年2月AS2-14 關(guān)井后，AS2-10 井單獨生產(chǎn)，發(fā)現(xiàn)分離器壓力低于1.0 MPa，通過管線來氣放空證實AS2-10 井管線已經(jīng)凍堵，隨后檢測到AS2-10 井電熱帶已斷。

2.3.3 多口井輪換計量

單井來氣進入集氣站后，將其中的一口井單獨進入計量分離器，進入計量間進行單計量，其余多口氣井同時進入生產(chǎn)分離器，最后與單獨計量的井匯在一起進行總計量。多井輪換計量雖然節(jié)省了一次性建設投資，但實際生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn)，與兩口井同時計量相比存在更多的弊端：兩口井同時計量的井，為了解掌握氣井的生產(chǎn)動態(tài)在用氣不緊張的情況下，可以分季節(jié)開采，AS-3 集氣站8 口井輪換計量卻無法實現(xiàn)；多口井共用一臺生產(chǎn)分離器，氣井產(chǎn)油產(chǎn)水情況落實不清；某一口井管線穿孔或發(fā)生凍堵時在站內(nèi)不能及時發(fā)現(xiàn)；無法錄取到真實的第一手資料，導致氣井措施跟不上，產(chǎn)能下降過快；如果采用輪換計量的氣井產(chǎn)氣量、氣井壓力等變化較大，可能會發(fā)生壓力高的氣井與壓力低的氣井生產(chǎn)相互干擾，壓力低的氣井進系統(tǒng)困難的現(xiàn)象，不方便生產(chǎn)指揮。

多年的生產(chǎn)實踐表明：最佳的計量工藝是單井連續(xù)計量工藝，便于管理，第一手資料真實可靠，為以后氣田開發(fā)提供可靠的依據(jù)，避免盲目投資建井。例如，2010年AS-1 集氣站投產(chǎn)新井7 口井，有四口井不具備投產(chǎn)價值，有兩口井投產(chǎn)后沒有產(chǎn)氣量，另外兩口井以0.4×104m3生產(chǎn)8 個月后井口壓力降至極低無法進入外輸系統(tǒng)，目前這四口井僅收回地面投資的30%的成本。這其中就隱含著同區(qū)塊氣井產(chǎn)氣量數(shù)據(jù)的不真實所致。個別氣井可以選擇采用輪換計量，首先要求了解掌握氣井的產(chǎn)能狀況，盡可能選擇產(chǎn)能較為相近的氣井，且最多不能超過三口井。

3 采氣地面工藝比較合適的做法

1）采用三管水伴熱集氣工藝，適應性強，節(jié)約成本。三管水伴熱雖然存在建設初期一次性投資高，但后期維護費用低、故障率低，與其他集氣工藝相比更節(jié)約成本，如果防腐工作做得好使用年限更長，尤其適用于處于油氣過渡帶的氣井。

2）實行單井計量工藝，為氣田開發(fā)提供可靠依據(jù)，避免盲目建井投資。單井計量能保證第一手資料真實準確，可隨時掌握氣井的生產(chǎn)動態(tài)，便于及時對氣井的生產(chǎn)狀況進行分析調(diào)整，合理發(fā)揮氣井產(chǎn)能，提高氣田采收率。

3）單井分離、高低壓氣井分季節(jié)開采，簡化地面工藝，減少地面投資。利用集氣站內(nèi)已建的單井分離、計量設施，將已建氣井合并，需了解氣井的產(chǎn)能狀況，將產(chǎn)能相差很大的兩口井共用一套分離、計量設施，或者將三口產(chǎn)能相近的井共用兩套分離計量設施，實行分季節(jié)開采，既達到實現(xiàn)單井計量又減少了地面建設投資的目的。

4）采用甘醇脫水工藝，實現(xiàn)干氣輸送。針對集氣站注甲醇處理工藝存在甲醇有毒、揮發(fā)性強，缺乏密閉儲罐、污染環(huán)境的弊病，我們在兩座集氣站各安裝了一臺甘醇脫水裝置，年節(jié)約甲醇70 t，節(jié)電1.3×104kW。