王曉光

中國石化石油工程設(shè)計有限公司

延長氣田地處鄂爾多斯盆地，天然氣資源十分豐富。根據(jù)延長氣田儲藏特點，所轄氣井為致密巖性氣藏，單砂體面積小，儲層之間連通性極差，地質(zhì)情況復(fù)雜，非均質(zhì)性強，有效儲層難以預(yù)測，具有低孔、低滲、低產(chǎn)、低豐度、井口壓力衰減快的特點[1]。

近年來，志丹縣區(qū)域上古生界探明天然氣地質(zhì)儲量約500×108m3，志丹現(xiàn)有井位坐標136口，延長氣田志丹LNG廠已先期開始建設(shè)，一期建設(shè)規(guī)模20×104t/a，二期建設(shè)規(guī)模40×104t/a。

天然氣開發(fā)過程中科學(xué)合理的集輸工藝流程選擇至關(guān)重要。首先，要將氣井流體壓力進行合理利用，同時在具體操作過程中，適當?shù)靥岣呒斚到y(tǒng)的整體壓力，選擇合適的集輸半徑減少中間接轉(zhuǎn)，最大程度降低集輸能耗，提高天然氣輸送的經(jīng)濟效益；其次，天然氣集輸工藝的選擇需要在充分分析天然氣輸送環(huán)境的基礎(chǔ)下進行，最大程度優(yōu)化簡化工藝流程，從而提高天然氣集輸過程中設(shè)備的使用效率，降低工程投資及運維成本。

志丹雙河地面工程新建天然氣產(chǎn)能5×108m3/a，可確保志丹LNG項目正常生產(chǎn)用氣需要，預(yù)計開發(fā)氣井100口，井場50座，建設(shè)集氣站3座，天然氣凈化廠1座，生活點1座。通過高、中、低壓三種集氣方案進行比選，選擇合理的集輸工藝。

1 氣質(zhì)組分及特性

1.1 原料氣組分

根據(jù)目前已有的試氣數(shù)據(jù)，氣田地面天然氣組分中甲烷含量總體較高，乙烷以上組分含量較低，各層產(chǎn)出氣體中均含有部分CO2（1%～10%體積分數(shù)），部分層位含H2S，平均含量小于1 000 mg/m3，取加權(quán)平均后的天然氣組分見表1。

氣源組分中含水量較小，CO2含量高于天然氣技術(shù)指標要求，達到國家二類用氣CO2＜3%的標準，且含有H2S，因此，氣田將天然氣外輸至用戶前需進行脫硫、脫碳凈化。

表1 原料氣組分Tab.1 Raw gas components 體積分數(shù)

表2 天然氣物性參數(shù)（標況）Tab.2 Physical parameters of natural gas(under standard conditions)

1.2 天然氣性質(zhì)

天然氣物性見表2。

井口天然氣在不同壓力下水合物形成溫度關(guān)系如圖1所示。

圖1 水合物形成溫度與壓力關(guān)系Fig.1 Relationship between hydrate formation temperature and pressure

2 地面工程開發(fā)方案

當前，已完鉆氣井井深多在3 000～4 000 m，關(guān)井壓力在25～35 MPa，油壓小于25 MPa。無阻流量相差較大，部分高產(chǎn)井無阻流量每天可達數(shù)十萬立方米，最高的無阻流量可達56.83×104m3/d（0℃，1 atm）。

根據(jù)目前試氣情況，選擇氣藏情況較好的區(qū)塊進行開發(fā)，在區(qū)塊內(nèi)布置集氣站3座，每座集氣站設(shè)計規(guī)模50×104m3/d，下游建設(shè)天然氣凈化廠1座，建設(shè)規(guī)模150×104m3/d（合5×108m3/a）（圖2）。按單井配產(chǎn)1.5×104m3/d（0℃，1 atm）進行設(shè)計[2]，每座井場按包含2口采氣井考慮。從單井匯集的天然氣在集氣站簡單處理后經(jīng)集氣管線輸至凈化廠，在凈化廠內(nèi)對天然氣進行脫硫、脫碳、脫水處理，凈化氣外輸至用戶，凈化廠內(nèi)脫除的硫化氫進行硫磺回收處理。根據(jù)鄰近區(qū)塊開發(fā)方案，集輸半徑超過10 km的偏遠氣井不建議接入本集輸系統(tǒng)，可考慮在井場設(shè)置橇裝化CNG裝置解決邊遠井開發(fā)問題，此處不做贅述。

圖2 地面工程開發(fā)方案示意圖Fig.2 Schematic diagram of surface engineering development scheme

結(jié)合已有氣田開發(fā)經(jīng)驗，同時考慮滾動開發(fā)需要，地面工程集氣管網(wǎng)采用輻射狀枝狀組合式流程。

3 天然氣集輸方案

由于氣田開發(fā)初期和末期介質(zhì)壓力溫度會發(fā)生變化，充分利用地層壓力和溫度，將天然氣集輸方案分為高壓集氣、中壓集氣和低壓集氣三種方案進行闡述，各方案描述如下。

3.1 方案一：高壓集氣

開發(fā)初期，單井壓力為高壓，單井管線在井口不節(jié)流，高壓天然氣（20～30 MPa） 經(jīng)單井管線直接進入集氣站，集氣站內(nèi)設(shè)水套式加熱爐加熱，加熱后高壓天然氣經(jīng)節(jié)流閥節(jié)流至5.8～6.3 MPa，溫度降至0℃左右進入生產(chǎn)分離器，分離出天然氣中游離水后進入集氣管線。

站內(nèi)設(shè)單井注醇泵，通過敷設(shè)集氣站至單井間的注醇管線向井底注醇，防止單井管線在輸送過程中產(chǎn)生水合物堵塞管線。氣體在20～30 MPa壓力下形成水合物的溫度約為20～25℃，為防止產(chǎn)生水合物，需向井筒內(nèi)注醇。每口氣井敷設(shè)2條高壓管線至集氣站，1條采氣管線（設(shè)計壓力35 MPa），1條注醇管線（設(shè)計壓力35 MPa）。流程示意圖如圖3所示。

圖3 高壓集氣工藝流程Fig.3 High-pressure gas gathering process

經(jīng)各集氣站分液后的天然氣匯入集氣管線，最終進入凈化廠，在凈化廠內(nèi)進行脫硫、脫碳、脫水處理，達到二類氣指標后外輸至用戶[3]。在集輸過程中充分利用地層壓力，不設(shè)壓縮機增壓。高壓集氣單井井口設(shè)微差壓流量計以滿足生產(chǎn)運行需要。

氣田開發(fā)中后期，隨著開發(fā)的持續(xù)，井口壓力逐年遞減，氣井壓力已不能滿足天然氣輸氣壓力要求。井下將放置節(jié)流氣嘴，將井口壓力節(jié)流至1.5～2 MPa[4]，集氣站內(nèi)將擴建壓縮機，經(jīng)壓縮機增壓后保證外輸天然氣壓力要求，單井管線將不注醇，集氣管線通過站內(nèi)注醇，保證干線輸氣過程中不產(chǎn)生水合物[5]。高壓集氣采氣站流程如圖4所示。

圖4 高壓集氣集氣站流程Fig.4 High-pressure gas gathering station process

3.2 方案二：中壓集氣

中壓集氣工藝主要特點是利用井底部分熱能和部分壓能降低采氣管線壓力，提高管線運行安全性。氣田開發(fā)初期，氣井在井下節(jié)流至6.0～7.0 MPa左右，天然氣在井筒內(nèi)節(jié)流后可充分利用地層溫度，在井筒內(nèi)不會生成水合物。井場采用“枝上枝”形式進站[6]。天然氣通過中壓采氣管線輸往集氣站分離計量后，經(jīng)集氣管線輸至凈化廠，工藝流程如圖5所示。

圖5 中壓集氣集氣站工藝流程Fig.5 Medium-pressure gas gathering station process

采用中壓集氣工藝生產(chǎn)井采氣管道的設(shè)計壓力確定為8.0 MPa，注醇管線的設(shè)計壓力按照35 MPa進行設(shè)置，便于開井及泡排。站內(nèi)設(shè)注醇泵，注醇管線和采氣管線同溝敷設(shè)，冬季向井筒內(nèi)注甲醇。夏季地溫16℃，水合物形成溫度10～13℃，運行溫度高于水合物形成溫度，夏季不需注醇。

氣體開發(fā)后期（約5年后），井口壓力降低不能滿足輸送壓力要求，根據(jù)不同氣井壓力降情況，在集氣站內(nèi)逐步增設(shè)壓縮機增壓后至凈化廠。

采氣管線采用井間串接方式進入集氣站，減少采氣管線長度。井口采用渦街式流量計，并預(yù)留移動計量橇接口。

3.3 方案三：低壓集氣

低壓集氣工藝主要特點是利用井底部分熱能和部分壓能降低采氣管線壓力，提高管線運行安全性。氣井在井下節(jié)流至1.5～2.0 MPa[7]左右，天然氣在井筒內(nèi)節(jié)流后可充分利用地層溫度，在井筒內(nèi)不會生成水合物[8]。在單井采氣過程中，根據(jù)水合物形成曲線，壓力2.0 MPa時水合物形成溫度為0.2℃，全年不會在輸送過程中產(chǎn)生水合物，井口不需注醇。

根據(jù)已有試氣數(shù)據(jù)，開發(fā)初期關(guān)井壓力在25～35 MPa之間，氣井在井下節(jié)流至1.5～2.0 MPa左右，夏季低溫較高，一般中壓運行，盡量利用地層壓力，降低能耗，故低壓集氣工藝生產(chǎn)井采氣管道的設(shè)計壓力確定為8.0 MPa。

采氣管線采用井間串接方式進入集氣站，減少采氣管線長度。井口采用渦街式流量計，并預(yù)留移動計量橇接口。

建設(shè)初期需配套壓縮機，每座集氣站設(shè)2臺排量為25×104m3/d（0℃，1 atm）的燃氣驅(qū)往復(fù)式壓縮機，備用1臺。壓縮機入口壓力1.0～1.5 MPa，出口壓力5.7～6.3 MPa，兩級增壓。

4 方案確定

4.1 方案比選

根據(jù)以上三種方案，綜合比較各自的優(yōu)缺點，見表3。

從表3可以看出，高壓集氣工藝和中壓集氣工藝均需建設(shè)井場注醇管線，且遠期需設(shè)壓縮機，低壓集氣工藝不需建設(shè)井場注醇管線，投資最省，且高壓集氣工藝由于需要消耗大量燃料氣用于天然氣節(jié)流前的加熱，運行成本最高，因此高壓集氣工藝投資高，運行成本也高[9]，因此僅對中、低壓集氣工藝進行對比，詳見表4。

根據(jù)表4可知，方案二中壓集氣20年所需費用為28 592萬元，方案三低壓集氣20年所需費用為37 347萬元，比方案二多出8 755萬元。

表3 三種方案綜合比較Tab.3 Comprehensive comparison of the three schemes

表4 方案二與方案三詳細比較Tab.4 Comparison of scheme 2 and scheme 3 in detail

方案二能充分利用氣井的壓能和熱能，改善水合物形成條件，注醇量少，氣田開發(fā)前期不需設(shè)壓縮機，維護費用低，能耗低。

而方案三充分利用氣井的熱能，井口不需要注醇，但在氣田開發(fā)初期集氣站設(shè)增壓設(shè)備，能耗高，設(shè)備維護費用高[10]。

4.2 推薦方案

綜上所述，高壓集氣方案中采氣管線采用放射狀管網(wǎng)，采氣管線成本高，采氣管線運行壓力高，管線運行安全性差；井口需注醇，站內(nèi)節(jié)流前需設(shè)加熱爐。氣田開發(fā)后期，根據(jù)不同氣井壓力降，集氣站需逐步設(shè)壓縮機，投資最多，本項目中不建議采用。

考慮中壓集氣方案前5年壓縮機不運行，低壓集氣方案中壓縮機在冬季運行，運行時間按照每年8個月考慮。兩種方案的投資主要在注醇管線投資、壓縮機運行費用、注醇量方面有區(qū)別，氣田穩(wěn)壓穩(wěn)產(chǎn)年限越長，中壓集輸優(yōu)勢越明顯，而低壓集輸由于能耗較高，運行成本也較高。

根據(jù)以上比選，方案二在開發(fā)初期投資小、運行費用低，且充分利用地層的熱能和壓力能，開發(fā)初期不需增壓，因此推薦采用方案二中壓集氣工藝。

5 結(jié)束語

根據(jù)延長氣田天然氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀和對志丹雙河地面工程現(xiàn)有試氣數(shù)據(jù)的分析，選擇合理的天然氣集輸工藝，對集氣站集輸工藝探索與實踐，實現(xiàn)雙河地面工程的順利建設(shè)投產(chǎn)，是延長氣田實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)、促進經(jīng)濟發(fā)展的必經(jīng)之路，對延長氣田其他類似區(qū)塊的天然氣效益開發(fā)具有一定的借鑒意義。