周翀 王貴生 羅滿岐

摘 要：大牛地氣田分布面積大，屬致密低滲氣田，具有“低孔、低滲、低豐度”的特點。氣田地面建設經歷了開發(fā)先導試驗和成熟應用兩個階段，形成了適合氣田產能建設需求的配套工藝，多井高壓集氣、站內加熱節(jié)流、常溫分離、間歇輪換計量、多井注醇、甲醇回收等工藝技術。隨氣田開發(fā)形勢的變化，對站內脫水工藝、污水處理和防垢等工藝進行了優(yōu)化，保證了氣田生產的高效平穩(wěn)運行。

關鍵詞：大牛地氣田;集輸工藝;優(yōu)化

1 氣田概況

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地北部，地跨陜西和內蒙兩省區(qū)，面積200km2。該地區(qū)常年干旱缺水，最高氣溫達40℃，最低氣溫達-30℃，年平均氣溫為7.2℃，地表為沙漠、低緩沙丘、草原，地面海拔一般為1230～1360m，平均海拔為1300m。

大牛地氣田儲層主要為太原組濱海相障壁砂壩、山西組三角洲平原分流河道砂和下石盒子組河流相河道砂?？紫抖戎捣植荚?.3%～22.20%之間，平均值為7.80%，滲透率分布在0.01～15.3mD之間，平均值為0.54mD，儲層為低孔、低滲及特低孔、特低滲透率。

截止2012年底，氣田累計生產井1090口，集氣站49座，輸氣站4座，建成集氣干線38條，長度200.5km，外輸管線3條，長度近300km，建成污水處理廠3座，處理能力520m3/d。氣田歷年累計產氣150，通過大杭、榆濟管線銷往北京、鄭州、濟南等地。

2 氣田地面配套工藝技術

根據大牛地氣田面積大、豐度低的特點，在2003-2004年先導開發(fā)試驗基礎上，借鑒成熟的地面集輸工藝[1]形成了輻射枝狀組合管網、單井高壓集氣、站內多井加熱節(jié)流、8井輪換計量、站內集中注甲醇、預冷換熱、低溫分離、含甲醇凝液回收集中處理、污水集中回注的地面配套工藝。

2.1 單井高壓集氣工藝。大牛地氣田面積大，單井分散，為簡化井口流程，減少井口操作員工，采用了高壓集氣工藝。該工藝是從氣井井口出來的高壓天然氣通過采氣管線直接輸送到集氣站，在站內集中加熱、節(jié)流、分離、計量、脫水后進入集氣干線。集氣半徑一般控制在5km以內。

2.2 多井集中加熱節(jié)流工藝。高壓天然氣由采氣管線進入集氣站，必須降低壓力以滿足站內設備的運行，節(jié)流降壓會產生溫降，容易在站內管線中形成水合物堵塞。集氣站內采用水套加熱爐進行加熱，提高節(jié)流前天然氣溫度，為了減少加熱設備的數量和投資，大牛地氣田采用了8井式水套加熱爐，可同時對8口井進行加熱。

2.3 多井輪換計量工藝。單井油、氣、水計量數據是氣藏動態(tài)分析的重要依據，為了獲取豐富的生產數據資料，同時降低投資，氣田采用了多井輪換計量的方式，站內配置計量分離器和生產分離器，單井計量時通過計量分離器分離后由高級孔板計量單井產量，不計量井通過生產分離器混合后分離脫水。

2.4 單井集中注醇工藝。大牛地氣田最低氣溫達-30℃，年平均氣溫為7.2℃，生產過程中井筒500m以上及采氣管線容易形成水合物，堵塞采氣管線，因此需注入水合物抑制劑防止水合物的生成。氣田采用了多井高壓注醇工藝，站內配置高壓注醇泵，通過注醇管線可向油管、套管環(huán)空和采氣管線注醇。同時也可向站內管線注醇，兩臺備用注醇泵滿足產水量大單井的注醇要求。

2.5 甲醇集中回收、污水集中處理工藝。氣田采用甲醇作為水合物抑制劑，產出的含醇污水通過集氣站分離后集中拉運至污水處理廠。為節(jié)約成本，循環(huán)利用甲醇，同時滿足回注地層水環(huán)保要求，通過污水預處理系統(tǒng)、甲醇回收系統(tǒng)和污水回注系統(tǒng)達到回收甲醇、處理回注水水質的目的，回收的甲醇濃度超過80%，節(jié)約甲醇購買成本30%。

3 氣田地面配套工藝技術優(yōu)化應用

生產實踐表明，大牛地氣田初期建設形成的地面配套工藝，滿足了氣田開發(fā)和生產需要，保證了氣田生產的安全平穩(wěn)運行。同時，在氣田開發(fā)建設過程中出現了新問題，針對出現的新問題，不斷優(yōu)化地面配套技術，積極開展新工藝、新技術的推廣應用，保證了氣田的高效、經濟開發(fā)。

3.1 地面集輸工藝存在的問題

3.1.1 氣井壓力降低，節(jié)流膨脹、低溫分離工藝不能滿足天然氣水露點要求。隨著生產時間延長，氣井壓力不斷降低，站內氣嘴節(jié)流壓差變小，溫度下降幅度降低，不能滿足低溫分離工藝的技術要求，造成天然氣水露點不達標。

3.1.2 低壓串聯集輸工藝試驗存在局限性，氣井堵塞頻繁。為了試驗低壓集氣、不注醇工藝，同時為氣田開發(fā)中后期增壓集輸工藝積累經驗，氣田在33號集氣站進行了低壓串聯、增壓集輸工藝試驗[2-4]，試驗過程中發(fā)現氣井堵塞頻繁，特別是冬季仍然需要通過注醇防止氣井堵塞，由于站內無注醇泵，增加了大量的解防堵工作量。

3.1.3 氣田污水性質多樣化、水量大，污水回收工藝適用性需進一步優(yōu)化。隨著氣田開發(fā)方式的轉變和開發(fā)儲層的變化，污水來源多樣化：①氣井壓力降低，部分低壓井夏季不需要注醇，產出污水不含甲醇;②高壓氣井冬、夏季注醇量變化大，產出污水含醇濃度差異大;③水平井規(guī)?；瘧?，壓裂規(guī)模大，單井平均入地液量3000m3，大量壓裂液返排混入污水;④氣田下古生界碳酸鹽巖酸化壓裂，壓裂液量大、pH值低、礦化度高。不同來源和性質的污水混合進入凈化廠，造成水質預處理效果變差，甲醇回收裝置運行效率低，回收甲醇產品濃度不達標。

3.2 氣田地面工藝技術的優(yōu)化應用

3.2.1 小壓差換熱器低溫脫水工藝。為了解決氣井壓力降低后不能利用節(jié)流膨脹常溫分離工藝脫水的問題，氣田應用了小壓差板翅式換熱器低溫脫水工藝，通過站內二級節(jié)流產生的小壓差節(jié)流使天然氣產生一個小溫降，以此溫降作為換熱器的冷端溫差，選取足夠大的換熱面積，使原料天然氣在此冷端溫差下經過換熱產生足夠大的溫降，以滿足天然氣脫水的要求。現場應用表明：二級節(jié)流壓差0.5MPa時，換熱效率為90%以上，溫度較安裝換熱器前降低20℃;在相同的節(jié)流條件下，起始壓力和溫度越低，溫降越大，效果越好。

3.2.2 氣動泵注醇工藝。為解決低壓集輸工藝氣井頻繁堵塞的問題，應用了氣動注醇泵工藝。氣動注醇泵由柱塞泵、儲液罐、供氣壓力調節(jié)閥、分水器、壓力表、轉換接頭及相關閥門和管線組成。甲醇自動泵注系統(tǒng)的吸入端為氣動柱塞泵，該泵與儲液罐相連接。而它的排出端則直接與管線相連接。由柱塞泵打入井口加注區(qū)噴射到井下或管道內，對氣井進行注醇預防。氣動注醇泵的優(yōu)點：依靠天然氣直接驅動，取代了傳統(tǒng)的電動機驅動，節(jié)能效果明顯;泵工作壓力25-35MPa，密封可靠、無泄漏;體積小、質量輕，便于運輸、搬移和安裝?，F場應用總結了不同供氣壓力下不同調節(jié)旋鈕開度下氣動泵的沖次和排量。

3.2.3 油浮選污水處理工藝技術。原油浮選污水處理技術是通過向污水中投加原油，在污水處理過程中產生的礬花結合原油，其密度變小，小于污水的密度，使礬花上浮，形成污泥并排出，污水得到凈化。排出的污泥經過處理后，原油得到回收，并重復使用。氣田2號和3號處理站采用了油浮選污水處理工藝技術。污水卸車后，先提升至污水罐，將游離油及部分乳化油回收，含有少量乳化油的污水經轉水泵提升進入原油浮選罐，在進入浮選罐之前加入氧化劑，以氧化污水中的二價鐵、降解部分大分子有機物;加入pH值調整劑，調節(jié)pH值大于7，以利于污水的凈化;加入混絮凝劑，以吸附水中雜質，凈化污水;適當投加凝析油，促使產生的污泥上浮。現場應用效果明顯（表1、表2）。

表1 ?油浮選與自然沉降工藝對比表

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表2 ?油浮選處理前后的水質對比表

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3.2.4 污水預處理系統(tǒng)物理防垢技術。變頻電磁物理防垢技術利用磁場共振原理作用在管道上，引起管道內水分子產生共振，使氫鍵斷開，使水分子變成單個的極性水分子，因而提高了水的活化性和對水垢的溶解度，極微小的水分子可以滲透、包圍、疏松、溶解、去除各種冷凝器、蒸發(fā)器、熱水器、管道、鍋爐等系統(tǒng)內部的老垢。同時，浮在水中的鈣離子和碳酸根離子相互碰撞，形成特殊的文石碳酸鈣體，其表面無電荷，因此不能再吸附在管道上，從而達到阻垢除垢的目的?，F場在易結垢點和關鍵裝置前安裝了物理防垢器，對應用效果進行了跟蹤評價（表3）。

3.2.5 不含醇污水處理工藝。氣井壓力降低后，氣田有20個集氣站，600余口井不需要注醇，產生不含醇污水300m3/d，為了節(jié)約污水處理成本，降低處理裝置負荷，對3號處理站進行了改造，增加了一套不含醇污水處理裝置，設計處理能力500m3/d。污水經過換熱升溫，加藥后進入油浮選裝置、在經過過濾處理達到回注標準后回注地層，油浮選產生的污泥進污泥脫水系統(tǒng)處理。

4 結論

4.1 經過多年的開發(fā)生產，大牛地氣田形成了成熟、完善的地面配套工藝技術。

4.2 通過應用小壓差換熱器低溫分離工藝、物理防垢技術和油浮選污水處理等工藝解決了生產中存在的問題，能夠滿足氣田經濟、高效開發(fā)的需求。

參考文獻：

[1]王春瑤，劉穎.氣田集輸工藝的選擇[J].天然氣與石油，2006，24（5）：25-27.

[2]陳汝溶，余漢成.井下節(jié)流工藝在低滲透氣田的應用[J].天然氣與石油，2009，27（2）：2-4.

[3]李時宜.長慶靖邊氣田地面建設技術[J].油氣田地面工程，2004，23（4）：1-3.

[4]王穎，季永強.大牛地氣田低壓串聯集輸適用性分析[J].油氣田地面工程，2012，31（3）：28-30.