葛 地

松南氣田增壓集輸工藝規(guī)劃與探討

葛 地

（中國石化東北油氣分公司石油工程環(huán)保技術研究院，吉林 長春 130062）

松南氣田現(xiàn)已處于開發(fā)中后期,氣井油壓、產量逐年遞減,低壓氣井受到集輸管網(wǎng)壓力的制約, 無法正常生產。針對松南氣田增壓工程現(xiàn)狀，通過氣田實際產量、壓力與預測指標對比，對已建壓縮機進行了適應性分析，并提出了遠期優(yōu)化調整方案，完成技術經濟對比，為近遠期松南氣田開發(fā)生產提供技術支持。

集輸管網(wǎng)； 增壓； 降壓運行； 廢棄壓力

松南氣田自2009年投產以來，氣藏經歷了建產階段、穩(wěn)產階段和開發(fā)調整穩(wěn)產階段，部分低壓氣井油壓已低于集輸系統(tǒng)運行壓力，無法正常生產，不能最大限度發(fā)揮氣井產能。實施增壓采氣措施能盡快恢復低壓氣井的正常生產，發(fā)揮氣井剩余產能，保證天然氣產量的穩(wěn)定。同時，從遠期來看，增壓采氣措施能夠降低氣井廢棄壓力、延緩氣井廢棄時間，最大限度的發(fā)揮氣井產能，提高采收率，維持氣田長遠開發(fā)，實現(xiàn)效益最大化。

1 概況

1.1 氣田概況

松南氣田已探明天然氣地質儲量484.60億m3，天然氣技術可采儲量276.46億m3，建有集輸處理站一座，對氣田內的天然氣進行凈化處理，處理設施主要包括兩列處理原料氣規(guī)模為150×104m3/d脫碳裝置、兩列處理凈化氣規(guī)模為120×104m3/d脫水裝置，脫碳裝置采用胺法脫碳工藝，脫水裝置采用三甘醇脫水工藝。

氣田共有生產氣井30口，集輸處理站內裝置運行壓力6.8 MPa。隨著氣田的開發(fā)和地層壓力的衰減，氣井產量和壓力隨時間遞減。由于油壓降低，集輸管網(wǎng)壓力受單井壓力制約，部分氣井無法進入地面集輸系統(tǒng)，影響了氣田正常生產。

1.2 已實施的增壓集輸工藝

氣田最初以采氣井產量、壓力預測為依據(jù)，初步判斷氣井增壓采氣的時機和增壓規(guī)模，并制定松南氣田天然氣增壓方案。根據(jù)壓縮機在地面集輸系統(tǒng)節(jié)點的設置位置不同，國內外氣田一般有以下幾種增壓方式：井場增壓、集氣站增壓（增壓站）、管網(wǎng)系統(tǒng)中單獨設置衛(wèi)星增壓站、在集氣總站或凈化廠集中增壓和組合型增壓[1]，結合松南氣田氣井數(shù)量較少，分布相對集中，不同氣藏采氣井壓力相對接近的特點，松南氣田采用處理站集中增壓+單井增壓相結合的增壓模式；壓縮機選型方面，考慮壓縮機排氣壓力高，壓縮比大[2]，且近遠期壓縮機流量和壓力波動大的工況特征，選用往復圧縮機。

2016年12月25日首次在YP7井實施單井增壓，當日YP7井油壓6.2 MPa，日產氣量 2.87萬m3·d-1，日產液量41 m3·d-1。截至2019年末，氣田共有15口井進行單井增壓生產，累計增壓工業(yè)氣量13 654.7萬m3；同時建成往復式壓縮機組2座，整體增壓工程于2019年11月正式投產。

2 增壓裝置適應性分析

氣田集輸處理系統(tǒng)在滿足原料氣量處理要求及下游用戶壓力需求的條件下，具備降壓運行的可行性[3]。這為降低壓縮機入口壓力，使更多的低壓天然氣進入集輸處理站壓縮機集中增壓，降低單井增壓氣量，節(jié)約運行成本提供了條件。設計初期，根據(jù)項目初設階段提供的各井區(qū)油壓和產量預測數(shù)據(jù)，確定增壓前期壓縮機進口壓力為4.0 MPa，排氣壓力7.2 MPa，考慮一定的摩阻，單井出站壓力應為4.2 MPa。2021年，系統(tǒng)實施降壓運行，系統(tǒng)運行壓力降至3.6 MPa，整體增壓進入增壓后期，低于4.0 MPa的氣井是需要增壓的單井。

根據(jù)實際生產現(xiàn)狀和最新氣藏預測數(shù)據(jù)分析，2020年，若按2.0~6.5 MPa增壓范圍，增壓氣量達到141.5萬m3·d-1，遠遠超出壓縮機的增壓能力90萬m3·d-1；當壓力為2.0~6.0時，增壓氣量下降至93.9萬m3·d-1，壓縮機的增壓能力滿足要求。因此，當系統(tǒng)壓力下調時，集中增氣量顯著下降，且可大大降低壓縮機功耗和單井增壓成本。故建議2020年系統(tǒng)壓力下調至6.0 MPa。

2021年采取降壓運行措施后，增壓氣量顯著降低，兩臺壓縮機即可滿足增壓要求，部分氣井采取單井增壓措施；2024年以后氣田部分氣井井口油壓均降至1.0 MPa，采取定壓降產措施生產，壓縮機均能滿足增壓氣量的要求，且基本所有氣井均可納入集中增壓的范圍。同時根據(jù)氣田生產數(shù)據(jù)，結合壓縮機不同壓力條件下最大排量的核算結果，可適時調整壓縮機運行參數(shù)，在增加集中增壓氣量、降低單井增壓氣量的基礎上，減小能耗，降低增壓成本，保障氣田開發(fā)效益。

3 增壓集輸工藝規(guī)劃

3.1 遠期增壓采氣方案研究

隨著氣田開發(fā)程度的加大，地層壓力下降，產量遞減，單位固定成本變大。當氣井產出天然氣的銷售收入不足以彌補采氣直接成本費用及稅金時，該井處于虧損狀態(tài)，這時氣井應該關井，此時的產量稱為廢棄產量。

氣田開發(fā)的經濟效益是通過生產管理來實現(xiàn)的，可以利用廢棄產量進行氣田生產管理控制。對于氣井來說，如果實際產氣量低于廢棄產量，表明該氣井的生產是無效的，那么氣井就應該實施關井或間開等措施。

松南氣田營城組氣藏和登婁庫組氣藏根據(jù)其固定操作成本和可變操作成本，按照50%劈分，分別確定其營城組氣井經濟極限產量為5 010 m3·d-1，登婁庫組氣藏氣井經濟極限產量為1 945 m3·d-1，并計算求得各井廢棄地層壓力為0.5 MPa。

根據(jù)最新的松南氣田氣井開發(fā)指標預測，遠期氣田采取定壓降產的生產措施，按照氣井經濟極限產量進行生產管理控制，氣井的油壓控制在1.0 MPa左右，但是根據(jù)國內一些氣田的增壓采氣情況，氣田采取壓縮機增壓生產以后，由于壓縮機抽吸效應，井口油壓會進一步降低，實際生產過程中井口壓力會發(fā)生變化。因此論證1.0 MPa~廢棄壓力區(qū)間天然氣可采儲量具有一定的實際參考意義。

在井口油壓降至1.0 MPa壓力條件下，壓縮機入口壓力介于0.8~1.0 MPa之間，可達到30萬m3·d-1的處理能力；在井口油壓降至0.5 MPa壓力條件下，壓縮機入口壓力介于0.2~0.5 MPa之間，可達到10萬m3·d-1的處理能力，壓縮機處理能力滿足遠期遠期運行工況要求。根據(jù)初步統(tǒng)計，在1.0 MPa~廢棄壓力區(qū)間，松南氣田天然氣井產量可達0.8億m3，具有良好的經濟效益。

3.2 增壓采氣方案優(yōu)化

正考慮氣田增壓采氣生產現(xiàn)狀，在對集輸處理系統(tǒng)降壓運行分析的基礎上提出優(yōu)化調整方案。

增壓采氣方案優(yōu)缺點對比見表1。

①方案一

對集氣站和集輸處理站登婁庫組氣井及部分營城組低壓氣井新建壓縮機，使高、低壓氣井壓力系統(tǒng)進一步分離，同時降低單井增壓氣量，降低增壓能耗及單井增壓成本。

在集氣站輪換計量流程新建低壓氣壓縮機，壓力較低的氣井通過高低壓切換進入低壓流程，通過低壓外輸管道輸送至集輸處理站進行集中增壓；壓力較高的氣井通過新建壓縮機進行集中增壓，增壓后的天然氣進入高壓匯管外輸至集輸處理站。本方案優(yōu)點在于通過高低壓流程進一步實現(xiàn)高低壓氣井的壓力系統(tǒng)優(yōu)化，高壓氣井不增壓直接進入高壓流程外輸，中間壓力氣井切換至已建低壓流程外輸至集輸處理站集中增壓，低壓氣井則新建壓縮機增壓后進入高壓外輸管道外輸。

表1 增壓采氣方案優(yōu)缺點對比表

②方案二

根據(jù)目前氣井生產數(shù)據(jù)及開發(fā)指標預測，氣田實際生產數(shù)據(jù)與增壓工程設計參數(shù)發(fā)生了一定的變化。在天然氣增壓工程建設初期，鑒于氣井產量、壓力的不確定性，壓縮機選型考慮了較大的余量及適應性。盡管目前氣田增壓氣量和壓力發(fā)生了一定的波動，但通過調整壓縮機運行參數(shù)，可在較大范圍內適應工況的變化。因此本方案不新增工程量，根據(jù)實際生產參數(shù)對壓縮機運行工況進行調整，適當降低壓縮機入口壓力，增加集中增壓氣量，減少單井增壓氣量，以降低能耗及單井增壓成本。

在對比了建設投資、運行費用及地層壓力的利用程度等多方面因素后，推薦方案二，投資及運行費用相對較低，且依托現(xiàn)有增壓工程，無須進行改造，且能較大限度的利用地層壓力。

4 結 論

（1）處理站處理系統(tǒng)壓力下調時，部分低壓氣井可無須增壓直接進入處理裝置，集中增壓氣量降低，同時壓縮機入口壓力可相應下調，部分壓力較低的氣井可納入集中增壓范疇，單井增壓氣量降低。集中增壓和單井增壓氣量均顯著降低，壓縮機功耗和單井增壓成本降低。

（2）氣田集輸處理系統(tǒng)在滿足原料氣量處理要求及下游用戶壓力需求的條件下，具備降壓運行的可行性。根據(jù)集輸處理站運行情況，建議增壓初期脫碳系統(tǒng)運行壓力可調整為6.0 MPa，井口流壓高于6.3 MPa的氣井可直接進入脫碳系統(tǒng)，可大大降低壓縮機功耗和單井增壓成本。

（3）根據(jù)論證，各井廢棄地層壓力為0.5 MPa，在1.0 MPa至廢棄壓力之間，松南氣田天然氣井產量可增加0.8億m3，經濟效益巨大。

（4）根據(jù)增壓現(xiàn)狀，對增壓采氣方案進行優(yōu)化，現(xiàn)階段推薦采用集中增壓+單井增壓優(yōu)化方案，對處理站集中增壓和單井增壓參數(shù)進行優(yōu)化調整。

［1］安維杰，劉銀春，李艷芳．蘇里格氣田增壓工藝技術研究[J].內蒙古石油化工，2013，2(1)：73-75．

［2］董?。突ぱb置往復壓縮機的方案設計研究[J].科學管理，2020(1)：211-213．

［3］劉洪杰，賈琴芳，申乃速．天然氣處理廠的降壓運行研究[J].油氣田地面工程，2010，6（29）：33-34．

Optimization and Discussion of Pressurized Gathering and Transportation Process in Songnan Gas Field

（Petroleum Engineering and Environmental Protection Technology Research Institute of Sinopec Northeast Oil & Gas Branch, Jilin Changchun 130062,China）

Songnan gas field is now in the middle and late stage of development. Oil pressure and production of gas wells are decreasing year by year. Low pressure gas wells are restricted by the pressure of gathering and transportation network,and the production cannot be normally carried out. According to the present situation of Songnan gas field pressurization project, through the comparison of actual gas field output, pressure and prediction index, the adaptability of the built compressor was analyzed, and the long-term optimization adjustment scheme was put forward,and the technical and economic comparison was completed, providing technical support for the development and production of Songnan gas field in the near and long term.

Gathering and transportation network; Pressurization; Depressurization operation; Abandonment pressure

2020-03-16

葛地（1988-），女，滿族，助理研究員，吉林省長春市人，2011年畢業(yè)于東北石油大學石油工程專業(yè)，研究方向：從事油氣田地面集輸及處理工作。

TQ 022

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1004-0935（2020）07-0830-03