(長江大學 湖北 武漢 430100)

某海上氣田群由一個中心、多個井口平臺構(gòu)成，各井口平臺通過海底管道與中心平臺相連，井口平臺物流經(jīng)海管輸送到中心平臺進行初步脫水分離后外輸至陸地終端處理后銷售。在各平臺生產(chǎn)井投入生產(chǎn)后，隨著時間的推移單井油壓均有不同程度的下降，其中井口A平臺兩口生產(chǎn)井油壓先后在開井生產(chǎn)20個月左右降低至與海管壓力平衡，略高于流程壓力，需定期放噴方能恢復產(chǎn)能。

各生產(chǎn)井隨著油壓的降低、產(chǎn)量下降導致氣井井筒攜液能力不足，井筒積液程度逐步加劇進一步導致產(chǎn)能下降，若無相應(yīng)增產(chǎn)措施付諸實施，隨著井筒積液加劇最終將使得單井不再產(chǎn)出，將嚴重影響油氣田開發(fā)的經(jīng)濟效益。

一、氣井生產(chǎn)系統(tǒng)簡介

在油氣開采過程中，地層中的油氣從儲層流到地面分離器一般要經(jīng)過多個流動過程，包括從氣藏外邊界到鉆開層表面、從射孔完井段到井底，并沿著管柱向上到達井口的垂直或傾斜管流，從井口經(jīng)過集氣管線到達分離器的水平或傾斜管流，每個流動過程都會產(chǎn)生一定的壓力損失。氣井生產(chǎn)系統(tǒng)由地層儲氣層、舉升油管、油嘴、地面集氣管線、分離器等多個部件串聯(lián)組成，典型的氣井生產(chǎn)系統(tǒng)如(圖1)所示。

圖1 典型的氣井生產(chǎn)系統(tǒng)

由(圖1)可知，地層壓力減去流動過程中發(fā)生的壓力損失等于油氣井的生產(chǎn)背壓。于此同時根據(jù)天然氣穩(wěn)定滲流的產(chǎn)氣方程式為；

Q——油氣流量

c——流動系數(shù)

PR——地層壓力

Pwt——井底流壓

從上述方程式中可以很容易看出，隨著井底流動壓力的降低,天然氣產(chǎn)量將增加；而在凝析油氣田開發(fā)過程中，利用其自身地層能量進行衰竭式開采時，隨著開采的不斷進行，地層壓力不斷下降、井筒積液的情況逐步加劇，一旦地層能量克服沿程壓力損失、液體自重和滑脫效應(yīng)等等各種沿程損失后，到達地面分離器時的壓力小于地面流程的正常操作壓力，地層將無產(chǎn)出。

此時若能通過相應(yīng)手段降低地面流程背壓，藉此降低井底流壓，使得能量衰減的地層具備繼續(xù)產(chǎn)出條件。通過此舉對延長氣井的自噴采氣期，實現(xiàn)氣井的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，進一步提高天然氣采收率，是目前進行氣田高效開發(fā)的重要舉措。

二、降壓增產(chǎn)方案分析

目前海上油氣田實施降壓生產(chǎn)的方式主要有三種：其一為單井降壓，通過使用壓縮機組增壓后達到外輸壓力需求；其二為裝置整體降壓，實現(xiàn)所有生產(chǎn)井降壓生產(chǎn)，而后經(jīng)壓縮機組增壓滿足外輸需求；其三由下游平臺進行降壓，降低外輸管道運行壓力，進而實現(xiàn)油氣井生產(chǎn)背壓下調(diào)。

結(jié)合氣田群各平臺實際情況，井口平臺新增壓縮機組實現(xiàn)井口平臺單井或單個平的臺降壓生產(chǎn)，投入成本較大，不具備經(jīng)濟有效性和規(guī)模應(yīng)用性。作為區(qū)域處理中心的中心平臺配置壓縮機組，且壓縮機組的處理能力，滿足部分井口平臺近期降壓生產(chǎn)之需。后續(xù)現(xiàn)場開展的降壓生產(chǎn)相關(guān)方案討論，著重圍繞如何合理利用中心平臺壓縮機組展開，在多次優(yōu)化方案后最終確定采用現(xiàn)場部分流程改造，來實現(xiàn)降壓生產(chǎn)。

三、降壓改造工藝實踐

在充分依托中心平臺壓縮機組的基礎(chǔ)上，確定通過調(diào)整部分設(shè)備壓力控制閥設(shè)點和小范圍內(nèi)管線改造來降低上游平臺海管上岸壓力，近而降低上游平臺生產(chǎn)背壓，達到降壓增產(chǎn)的目的改造思路。

單獨對井口A平臺整體降壓，采取通過調(diào)節(jié)井口A平臺段塞流捕集器壓力設(shè)點的思路，使段塞流捕集器的壓力稍高于一級分離器的操作壓力(一級分離器操作壓力3.5MPa)的方式來達到對井口平臺從5.5MPa的生產(chǎn)背壓整體降壓到3.6MPa；這樣不需要增加改造投入，只需對各壓力控制閥的設(shè)點進行調(diào)整，達到初步降壓增產(chǎn)的目的。

井口A平臺海管在中心平臺上岸流程為：上岸后經(jīng)過段塞流捕集器，進行氣液兩相分離，氣路和其他平臺氣一起進入三甘醇脫水系統(tǒng)，液相進入凝析油一級分離器進行脫水和閃蒸。

由于受其他平臺海管背壓影響，井口A平臺段塞流捕集器正常操作壓力為5.5MPa，凝析油一級分離器，正常操作壓力為3.5Mpa?；诟脑焖悸返姆治?，不需要投入資金，無需管線改造，只需隔離段塞流捕集器氣相，讓氣走液路，氣液混輸，在滿足高壓壓縮機最低進氣壓力的條件下實現(xiàn)了井口A平臺海管壓力降至3.6Mpa，降壓流程簡圖如(圖2)所示。

圖2 降壓流程簡圖

存在問題：

1.段塞流捕集器采用液相串氣、氣液混輸?shù)姆绞侥軌驅(qū)⒕谄脚_來氣直接引入下游一級分離器，通過壓縮機組的運轉(zhuǎn)，從而達到降低海管壓力的效果，但是捕集器液相調(diào)節(jié)閥長期串氣運行勢必會加劇對閥芯的沖擊，影響閥門運轉(zhuǎn)的穩(wěn)定性，存在不可控的未知風險。

2.此種方式目前可以滿足A平臺的降壓生產(chǎn)需求，考慮氣田群其他平臺面臨后續(xù)整體降壓的事實，還得尋求其他各位合適的方案。

解決措施：

經(jīng)過部門討論分析，綜合考慮后續(xù)平臺的整體降壓生產(chǎn)需求，還是要采取管線改造的思路，改造管線分別連接到一、二級分離器的物流入口管路和一、二級分離器氣相出口管路，這樣充分利用對應(yīng)壓縮機機組的設(shè)計工況，按氣田群各平臺油壓衰減情況，分階段分壓力等級實施降壓生產(chǎn)工作。在滿足井口A降壓生產(chǎn)的同時，兼顧其他井口平臺降壓生產(chǎn)之需，以期實現(xiàn)氣田群降壓增產(chǎn)工作效益最大化。

四、應(yīng)用效果分析

在降壓生產(chǎn)改造方案實施后，中心平臺通過使用壓縮機組對井口A平臺海管實施降壓，海管上岸壓力由5.5MPa降低至3.6MPa左右運行，大幅度降低了井口平臺生產(chǎn)井背壓，增加了井筒攜液能力，有效的維持了低產(chǎn)低效井的正常生產(chǎn)。通過現(xiàn)場記錄流量變化來看，該平臺生產(chǎn)井降壓后可實現(xiàn)日增天然氣約2x104m3/d。此項降壓改造工藝實踐效果顯著。

五、總結(jié)

通過對低產(chǎn)低效氣井的降壓增產(chǎn)改造實踐，取得了良好的應(yīng)用效果，基于此次降壓增產(chǎn)實踐，以及對未來的展望，可以得出如下結(jié)論：

油氣田在生產(chǎn)開發(fā)的中后期階段，都會面臨如何解決低產(chǎn)低效井開采的難題，對于低產(chǎn)低效氣井，降壓生產(chǎn)是氣田生產(chǎn)后期延長氣田生產(chǎn)壽命的有效措施，降壓生產(chǎn)可以提高地層滲流，增加井筒的攜液能力，延長氣井的自噴采氣期。在盡量避免大幅度工藝改造的情況下，需要根據(jù)平臺已有設(shè)備，通過簡單的設(shè)點調(diào)整以及少量的管線改造，來達到對低產(chǎn)低效井(平臺)的降壓增產(chǎn)，從而產(chǎn)生經(jīng)濟效益的最大化。