王 迪

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

1 聯(lián)合供氣體系概況

隨著經(jīng)濟(jì)的發(fā)展及對(duì)清潔環(huán)保能源的需求，天然氣市場越來越大。天然氣供給最大的要求是明確供氣能力，保證供氣體系的穩(wěn)定、持續(xù)[1]。本聯(lián)合供氣體系包括6 個(gè)油氣田，節(jié)點(diǎn)多，導(dǎo)致氣量調(diào)控難度大。體系中主要供氣源為A 氣田，該氣田為具有底油和底水的凝析氣藏，儲(chǔ)集空間為粒間孔隙，孔隙度多分布在25.0%～33.0%，滲透率主要集中在（1 000～3 500）×10-3μm2，屬于高孔、高滲儲(chǔ)層。氣田進(jìn)入開采中后期后，油水干擾井積液現(xiàn)象突出，高產(chǎn)氣井油水錐進(jìn)風(fēng)險(xiǎn)大。

供氣體系輸送壓力及流程限制節(jié)點(diǎn)多，體系中涉及24 個(gè)平臺(tái)、12 條海管，且各節(jié)點(diǎn)輸送流量及壓力不盡相同，對(duì)流程管理要求高。且油氣田所處海域氣候環(huán)境復(fù)雜，生產(chǎn)難度大。供氣體系中油氣田冬季12 月至3 月環(huán)境溫度均在0 ℃以下，最低僅-19 ℃，保證海管管線輸送能力及平臺(tái)現(xiàn)場安全生產(chǎn)難度大。

2 穩(wěn)定供氣方案

針對(duì)聯(lián)合供氣體系存在的諸多困難，明確了各部門職責(zé)、充分發(fā)揮各專業(yè)優(yōu)勢，采取全方位、立體化的管理模式，保證供氣體系產(chǎn)能穩(wěn)定。

2.1 管網(wǎng)區(qū)域化管理

聯(lián)合供氣體系把自用氣與商用氣供氣流程納入同一管網(wǎng)管理，根據(jù)產(chǎn)氣能力最大化的原則設(shè)置調(diào)控中心，由氣井產(chǎn)能高、調(diào)控能力強(qiáng)的A 油田擔(dān)任。

制定氣管網(wǎng)氣量調(diào)控表，根據(jù)氣井產(chǎn)氣能力、動(dòng)態(tài)及管網(wǎng)外輸能力，以商品氣合同為依據(jù)，在滿足各油田自用氣的前提下，以A 油田作為調(diào)控中心，下達(dá)各供氣節(jié)點(diǎn)供氣計(jì)劃。并隨著產(chǎn)氣形勢變化，調(diào)控中心發(fā)揮作用，調(diào)整中心供氣量，保證供氣體系平穩(wěn)供氣。

2.2 氣井見水見油后穩(wěn)定生產(chǎn)策略

圖1 氣井產(chǎn)出原油密度變化曲線

氣井見水見油后產(chǎn)氣量降低明顯，通過分析氣井動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，采取以下策略穩(wěn)定氣井產(chǎn)能。

2.2.1 氣井見油后穩(wěn)產(chǎn)方法

隨著氣井的開采，原油重組分發(fā)生變化，根據(jù)其變化趨勢可判斷氣井產(chǎn)出狀況。當(dāng)重組分越來越少，表現(xiàn)為凝析油特征；而當(dāng)重組分增加則有出黑油的風(fēng)險(xiǎn)。

A 氣田凝析油密度0.75～0.76 g/cm3，高于此密度可判斷有黑油產(chǎn)出（圖1），據(jù)此可判斷氣井產(chǎn)出黑油程度。

常規(guī)流體取樣為一年一次，頻率低，無法及時(shí)掌控黑油產(chǎn)出狀況，因此為保證取樣密度，現(xiàn)場一月一次取油樣。通過觀察油品顏色，顏色加深即判斷有黑油產(chǎn)出，從而指導(dǎo)氣井調(diào)整工作制度，穩(wěn)定氣井產(chǎn)能。

以A-2 井為例（圖2），該井2005 年、2010年兩次出現(xiàn)黑油跡象，下調(diào)產(chǎn)氣量后油樣恢復(fù)正常，由此認(rèn)識(shí)到各階段氣井的臨界產(chǎn)量：2005 年為10×104m3/d；2010 年為7.5×104m3/d。以上現(xiàn)象說明該井存在底油，且必須控制其產(chǎn)氣量以減緩底油對(duì)其的錐進(jìn)速度，穩(wěn)定氣井產(chǎn)能。

圖2 A-2 井見油后工作制度調(diào)整圖

2.2.2 氣井見水后穩(wěn)產(chǎn)方法

水侵是影響氣田開發(fā)效果的最主要因素之一，出水后降低了氣相有效滲透率、封閉部分氣體、增大生產(chǎn)壓差，從而提高了管損及廢棄壓力，導(dǎo)致氣井油壓降低、產(chǎn)能降低、穩(wěn)產(chǎn)期縮短，最終影響氣田采收率[2-3]。因此認(rèn)識(shí)清出水類型，對(duì)指導(dǎo)氣井工作制度調(diào)整具有重大意義[4]。

由氣井動(dòng)態(tài)跟蹤分析得出，若產(chǎn)出為凝析水，產(chǎn)水量小且穩(wěn)定，對(duì)氣井產(chǎn)能無明顯影響。若氣井產(chǎn)出為邊、底水，則產(chǎn)水量上升明顯，且產(chǎn)氣呈下降趨勢。以A-3 井為例（圖3），產(chǎn)水量升高明顯，需要摸索合理的工作制度，控制其產(chǎn)氣量以減緩水的錐進(jìn)速度、穩(wěn)定氣井產(chǎn)能[5]。

圖3 A-3 井見水后工作制度調(diào)整圖

針對(duì)井筒存在積液現(xiàn)象、產(chǎn)氣能力很低、面臨停噴危險(xiǎn)，氣井采用排液采氣工藝。針對(duì)底水錐進(jìn)對(duì)氣井生產(chǎn)的影響采用泡排技術(shù)，其工藝機(jī)理（圖4）是近井地帶積液排除，氣流通道改善，過流面積增大，降低井筒內(nèi)流體密度[6]。A-3 井應(yīng)用后（圖5），泡排作業(yè)起到一定的排液、增氣效果，排除積液152 m3，增氣11×104m3，日均增氣0.5×104m3。

圖4 泡排排液增氣機(jī)理

2.3 降低井口壓力開采延長自噴時(shí)間

A 氣田為高壓凝析氣藏，氣井產(chǎn)氣量高，地層壓力逐漸下降，井底流壓成直線下降[7]。隨著地層壓力的降低，井口壓力隨著累產(chǎn)逐漸降低：不同生產(chǎn)特征的氣井井筒損失在5～8 MPa 間波動(dòng)，管線入口壓力為7 MPa，廢棄地層壓力為14 MPa。低壓氣井被迫關(guān)停，導(dǎo)致最終采收率僅為54%，采收率水平低。

針對(duì)井口壓力低、氣井面臨停噴風(fēng)險(xiǎn)的井，采取以下兩種主要對(duì)策。

（1）氣井放噴恢復(fù)產(chǎn)氣能力

氣井開發(fā)后期出現(xiàn)產(chǎn)液增加、油壓下降、無產(chǎn)出等異常狀況，此時(shí)為保證氣井正常生產(chǎn)需進(jìn)行放噴。放噴原理是通過降低井筒流體密度、提高油壓恢復(fù)氣井的自噴能力。根據(jù)氣井面臨不同的停產(chǎn)原因，制定氣井放噴方式優(yōu)選圖，進(jìn)行針對(duì)性放噴措施[8]（圖6）。

圖5 A-3 井泡排應(yīng)用效果

A-7D 井（圖7）出現(xiàn)油壓持續(xù)下降，面臨停噴的風(fēng)險(xiǎn)，根據(jù)油壓變化，實(shí)施多次零回壓放噴，減少井筒積液，提高了油壓，恢復(fù)產(chǎn)氣量。

氣井放噴是簡單方法解決大問題。但此方法只是起到緩解作用，不能從根本上解決油壓低帶來的停噴風(fēng)險(xiǎn)。

圖6 氣井放噴方式優(yōu)選圖

圖7 A-7D 井放噴開采曲線

（2）壓縮機(jī)延長氣井自噴時(shí)間

通過降低井口回壓，延緩了氣井停噴時(shí)間，緩解了供氣壓力。降低海管入口門限壓力(7 MPa下降到3 MPa），恢復(fù)低壓氣井生產(chǎn)；氣井停噴時(shí)間大大延長，最長延長了9 年。進(jìn)口回壓降低后延長了氣井壽命，降低了廢棄壓力，預(yù)測天然氣采收率提高5.5%，提高氣田最終采收率。

2.4 加強(qiáng)日常管理保證海管輸送正常

水合物是天然氣中具有一定含量的游離水或水蒸氣，在適當(dāng)?shù)膲毫Α囟取⒘髁康葪l件下，與天然氣中的主要成分形成的物理結(jié)晶體，其形狀類似冰雪，可以漂浮在水的表面而沉浸在液態(tài)烴里。天然氣水合物結(jié)晶體的結(jié)構(gòu)是沒有規(guī)則的多面體，由水分子連接形成籠狀結(jié)構(gòu)，包圍的少量其它組分使其更加穩(wěn)定，最終形成堅(jiān)硬的結(jié)晶體即水合物[9-10]。聯(lián)合供氣體系運(yùn)行環(huán)境溫度較低，冬季12 月至3 月環(huán)境溫度均在0 ℃以下，最低僅-19 ℃。油氣混輸?shù)暮９芴幱谝环N低溫高壓環(huán)境下，非常容易形成氣體水合物，在輸送管道內(nèi)形成堵塞，給氣田生產(chǎn)帶來風(fēng)險(xiǎn)。

（1）氣體水合物生成預(yù)防措施

對(duì)于氣體水合物采取預(yù)防為主，清除為輔的方針。經(jīng)過20 多年的生產(chǎn)，摸索出防止水合物的四種方法：將海管入口含水控制在0.5%以下；現(xiàn)場管線做好保溫電伴熱、電加熱器加熱介質(zhì)，并在流程關(guān)鍵點(diǎn)增大加熱強(qiáng)度；在流程關(guān)鍵點(diǎn)注入乙二醇；海管降壓生產(chǎn)。

（2）優(yōu)化化學(xué)藥劑注入，降低操作成本及風(fēng)險(xiǎn)

在生產(chǎn)過程中，為保證海管正常輸送，在夏季當(dāng)海底管線溫度高于18 ℃時(shí)，對(duì)海底管線進(jìn)行停注試驗(yàn)。通過理論與實(shí)踐相結(jié)合摸索出了最優(yōu)化學(xué)藥劑注入量，即氣田每年從五月份開始先后逐步下調(diào)乙二醇注入量，到7 月初實(shí)現(xiàn)完全停注。通過此項(xiàng)據(jù)測可節(jié)約乙二醇80～100 m3/d。

（3）海管定期通球制度

科學(xué)的海管通球制度是海管安全穩(wěn)定運(yùn)行的基礎(chǔ)，油氣混輸海管定期通球清除海管積液，降低背壓有效提供管輸效率。在生產(chǎn)過程中摸索清楚每一條海管的通球周期，并摸索出若在每年10 月底通球清除海管積水后恢復(fù)乙二醇注入，可很快恢復(fù)海管乙二醇濃度并減少其用量的規(guī)律。

3 總結(jié)

海上某聯(lián)合供氣體系穩(wěn)定供氣20 多年，完成了供氣需求。多年穩(wěn)定供氣的管理及實(shí)踐總結(jié)，為下步穩(wěn)定供氣提供借鑒意義。

（1）聯(lián)合供氣體系涉及氣源多，實(shí)施管網(wǎng)區(qū)域化管理，以產(chǎn)氣能力最大化的原則設(shè)置調(diào)控中心，保證供氣體系平穩(wěn)供氣。

（2）氣井見水見油后產(chǎn)氣能力降低，通過摸索氣井工作制度與油品顏色、產(chǎn)氣量的變化規(guī)律，得到各階段氣井的臨界產(chǎn)量。針對(duì)井筒積液的現(xiàn)象，采用泡排技術(shù)，起到排液、增氣的效果。

（3）氣井通過放噴及降低井口回壓，恢復(fù)氣井產(chǎn)能、延長了氣井壽命，采收率提高5.5%。

（4）加強(qiáng)現(xiàn)場管理，建立優(yōu)化化學(xué)藥劑注入及定期通球管理制度，預(yù)防形成水合物、影響生產(chǎn)。