林 亮 ，李志強 ，嚴銳鋒 ，胡建國 ，鄭 欣 ，薛 崗 ，盧鵬飛

（1.西安長慶科技工程有限責任公司，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安 710018）

1 概況

1.1 國內外技術現(xiàn)狀

隨著世界經濟水平的不斷提高，各國對油氣資源的需求量不斷擴大，尤其在當前低油價的背景下，提高油田的采收率已成為世界各國關注的熱點問題。近年來，國內外出現(xiàn)了很多驅油技術，注氣驅油技術就是其中的一種。注氣已成為除熱采以外發(fā)展較快的提高石油采收率（EOR）技術，目前處于領先地位的是美國和加拿大。在美國，主要以CO2驅為主導，因為那里有相當大的CO2儲量；加拿大天然氣資源豐富，以烴類氣驅為主[1，2]。我國油田還普遍采用水驅方式，但水驅采收率較低，東部油田綜合含水率已很高，普遍進入油田開發(fā)產量遞減階段，近年發(fā)現(xiàn)的又多為低滲透和高黏度油田的難采儲量，發(fā)展多元的EOR技術已成為陸上石油工業(yè)持續(xù)發(fā)展的一項迫切戰(zhàn)略任務[3]。

1.2 讓那若爾油田概況

讓那若爾油田Г北區(qū)塊位于哈薩克斯坦共和國阿克糾賓州穆戈賈爾地區(qū)，在阿克糾賓市以南240 km處，位于穆戈賈爾市與恩巴河谷之間，在構造位置上屬于濱里海盆地東部斜坡帶中部。讓那若爾油田主要采用循環(huán)注氣技術開采凝析油，循環(huán)注氣的目的是為了保持地層壓力、防止發(fā)生反凝析、最大限度地回收凝析油。

2 讓那若爾油田Г北循環(huán)注氣的技術難點

（1）油田地區(qū)氣候惡劣，夏季酷熱、冬季嚴寒，晝夜溫差大，且當?shù)鼗A工業(yè)落后，施工周期短，給采購、施工帶來了很大困難。在上述復雜條件下需轉變建設方式，采用一體化建站技術，減少現(xiàn)場施工工作量，加快建設速度。

（2）現(xiàn)有的集氣模式為二級加熱，即“井口加熱+站內加熱”，存在運行成本增加、管理點分散等缺點，急需對現(xiàn)有的集氣工藝進行優(yōu)化、簡化，實現(xiàn)油田經濟、有效的開發(fā)。

（3）Г北區(qū)塊設計壓力高（最高到34 MPa），H2S含量高（最高到2.64%（mol））。大部分工況都處于SSC3區(qū)，腐蝕性強，需要采取針對性的防護措施。

（4）根據(jù)開發(fā)方案，利用7口采氣井采出的氣（150×104m3/d）注入3口注氣井中，達到“循環(huán)注氣，以氣驅油”的目的。

（5）南區(qū)轉油站每天約有150×104m3伴生氣直接排入放空火炬燃燒，需要將這部分氣作為注氣氣源，做到廢氣利用，提質增效。

3 讓那若爾油田Г北循環(huán)注氣地面工藝技術

3.1 集氣工藝

充分利用井口壓力能和溫度，管線保溫，減少井口設置加熱爐和敷設燃料氣管線，減少了管理點，提高開發(fā)效益，形成了“井口不節(jié)流、間歇注醇、高壓集氣、加熱節(jié)流、輪換計量、油氣混輸”的集氣工藝技術路線（見圖1）。

3.1.1 水合物抑制工藝

（1）氣井組分相圖及水合物形成溫度預測：根據(jù)氣井組分，相圖及水合物形成溫度（見圖2，表1）。

表1 采氣井天然氣水合物形成溫度表

（2）采氣管線壓力、溫度模擬計算：讓那若爾油田Г北氣井井口壓力為 14.5 MPa，溫度26℃，關井油壓16.5 MPa。井口不節(jié)流，高壓集氣，可充分利用井口溫度和壓力能。用PIPEPHASE軟件進行模擬計算，管線保溫，敷設在凍土層以下，地溫取0℃，計算結果（見表2）。

由表2可以看出，7口采氣井進站溫度均比進站壓力下水合物生成溫度高1℃~3℃，因采氣管線進集氣站溫度與該壓力下水合物生成溫度相差不大，為了保障管線安全運行，降低凍堵風險，采取冬季間歇注醇為主方式。

（3）外輸管線壓力、溫度模擬計算：采氣井來氣在集氣站內經加熱、節(jié)流、匯集后通過外輸管線輸送至油氣處理廠處理，進處理裝置壓力為6.8 MPa，溫度為23℃，管線保溫，可用PIPEPHASE軟件反算出集氣站的出站壓力、溫度（見表3）。

圖1 集氣工藝框圖

圖2 氣體相圖

表2 采氣管線溫度、壓力模擬計算表

從表3中可以看出，集氣站的油、氣出站溫度和壓力分別不能低于28℃和8 MPa，因此，集氣站內需要加熱節(jié)流。用UniSim軟件進行模擬計算（見表4）。

3.1.2 油氣混輸工藝 氣井在集氣站加熱、節(jié)流、油氣單獨輪換計量后，油、氣匯合在一起，輸?shù)接蜌馓幚韽S處理。油氣混輸可以避免分別建設輸油和輸氣管線，節(jié)省投資。

用OLGA軟件進行流動狀態(tài)和清管模擬，計算結果（見圖3、圖4）。

圖3中線①為地理高程變化；線②為壓力變化，從7.75 MPa降到6.8 MPa；線③為溫度變化，從26.6℃降到23℃；線④為管線持液率，即外輸管線輸送時大約總體積的13%為液體，在地形低洼處液量約為15%，而且持液量沒有明顯波動，不會產生段塞流；線⑤為液體的體積流量，約0.015 m3/s。

圖4為清管時的模擬圖，圖中線②為管子中的總持液量，線①為清管速度，線③為壓力變化。從圖中可以看出從第10 h時開始清管，管子中液量隨著清管有一個陡降的過程，一次清管時間約為25 min，清管液量約為 15 m3。

表3 外輸管線溫度、壓力模擬計算表

表4 加熱節(jié)流計算表

圖3 外輸管線穩(wěn)態(tài)模擬圖

圖4 外輸管線清管模擬圖

3.2 集氣站一體化建站技術

為適應當?shù)氐臍夂驉毫?、施工周期短、施工水平低的特點，為了加快開發(fā)進度和提高管理水平，結合當?shù)氐膶嶋H情況，將所有設備橇裝化、一體化以縮短施工周期，提高建設水平，方便維護管理，實現(xiàn)集氣站一體化建站技術。

采用一體化建站技術，采用9個橇裝裝置建成1座油氣混輸?shù)募瘹庹?，站場征地面積減少20%，現(xiàn)場安裝工作量減少80%，工程投資降低5%以上。

3.3 腐蝕防護技術

針對壓力高、H2S含量高、腐蝕性強的特點，采用如下措施。

（1）采用 L245NS、L360NS、L360QS 等抗硫管材并合理控制流速（3 m/s～6 m/s）。

（2）由于伴生氣中H2S含量較高，且為濕氣輸送，為減緩對管道的腐蝕，在井口和外輸管線起點注入緩蝕劑。

（3）設置腐蝕監(jiān)測裝置，定期對腐蝕速率進行監(jiān)測。

采用電阻探針和失重掛片監(jiān)測的方法并結合在管道、彎頭、三通等位置進行超聲波定點測厚的檢測方法，對內腐蝕狀況和緩蝕劑保護效果進行聯(lián)合監(jiān)測。

3.4 注氣工藝技術

3.4.1 注氣氣源 A南區(qū)塊有150×104m3/d氣直接去放空火炬燃燒，壓力為0.5 MPa～0.6 MPa，可將這部分放空氣回收利用，增壓后作為注氣氣源。

3.4.2 注氣工藝

（1）放空氣壓力經過三級增壓（3.6 MPa、11.5 MPa、32 MPa）達到注氣壓力要求；

（2）增壓后氣體通過注氣總管輸至注氣閥組，在分配成3路后輸往注氣井口。

注氣工藝框圖（見圖5）。

（3）水合物抑制工藝：根據(jù)南區(qū)天然氣組分，相圖及水合物形成溫度（見圖6，表5）。

表5 天然氣水合物形成溫度表

注氣井口壓力為28.1 MPa。以壓縮機出口32 MPa，溫度50℃進行模擬，通過15 km注氣總管保溫輸送到注氣閥組后，再通過注氣支管輸至注氣井口，壓力為29 MPa，溫度為36℃，遠高于該壓力下水合物生成溫度，因此管線只需做保溫即可滿足要求。

圖5 注氣工藝框圖

圖6 天然氣相圖

4 現(xiàn)場運行效果及推廣前景

目前讓那若爾油田循環(huán)注氣已全面建成天然氣產能 5×108m3/a，凝析油產能 16×104t/a，現(xiàn)場運行平穩(wěn)，增產效果明顯，凝析油采收率提高1.21倍，增加了企業(yè)效益，滿足了油田開發(fā)的需要。

該項目是對放空氣的回收利用，可以節(jié)能減排，改善大氣質量，保護生態(tài)環(huán)境，也有利于可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的實施，可提高人民生活質量?！白怛層?、提高采收率”的技術對類似用注氣方式開發(fā)氣頂中的凝析油的開發(fā)建設具有重要的借鑒意義和廣泛的運用前景。