溫 慶 張 理 占天慧 劉姿伶

中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

0 引言

中國石油西南油氣田公司經(jīng)過近60年的發(fā)展，90%以上的已開發(fā)氣田處于開發(fā)中后期，技術(shù)可采儲量較低[1]。川渝油氣田由于受到早期開發(fā)技術(shù)和開發(fā)理念的限制，人為過度開采，導(dǎo)致不少氣田產(chǎn)量遞減較快，后期穩(wěn)產(chǎn)壓力較大，新井產(chǎn)能發(fā)揮受到制約。在最近20多年，各礦區(qū)采取氣舉、泡排、抽吸等工藝措施，并配合相應(yīng)的局部集輸系統(tǒng)調(diào)整改造，以提高或穩(wěn)定產(chǎn)能，但效果都不是很顯著。尤其是“十二五”以來，各礦區(qū)主力氣藏進入高速遞減期，年綜合遞減率基本維持在16%以上。川東地區(qū)年產(chǎn)氣量從2010年的近60億立方米，遞減至2017年的約30億立方米；川南地區(qū)剩余可采儲量少，儲量大多分布在有水氣藏中，產(chǎn)水量不斷增大，低效生產(chǎn)井越來越多；同時主力氣井少，大部分老井不具備調(diào)節(jié)能力。隨之而來的是集輸、增壓、脫水、凈化等生產(chǎn)配套系統(tǒng)出現(xiàn)能力總體富余和低負(fù)荷運行的情況。因此，需根據(jù)氣田開發(fā)具體情況，依托和利用現(xiàn)有管網(wǎng)和處理裝置資源，不斷優(yōu)化運行工況，探索和總結(jié)氣田開發(fā)中后期提質(zhì)增效、穩(wěn)產(chǎn)保供的模式。

1 地面生產(chǎn)系統(tǒng)面臨的問題

氣田開發(fā)中后期，隨著產(chǎn)能規(guī)模不斷遞減，地面集輸處理能力表現(xiàn)出總體富余，系統(tǒng)普遍處于低負(fù)荷運行；集輸系統(tǒng)建設(shè)時間跨度大，集輸管道建設(shè)水平差異大；老區(qū)氣田新增產(chǎn)能區(qū)塊儲量規(guī)模小、分布零散，地面配套建設(shè)難度大[2]。因此，圍繞“充分利用井口壓能、充分利用已建能力”，以氣井壓力變化為基礎(chǔ)，總結(jié)了地面系統(tǒng)在氣田開發(fā)中后期的不同階段所面臨的問題和相應(yīng)的調(diào)整思路。

1.1 穩(wěn)產(chǎn)期末氣田穩(wěn)產(chǎn)難度大

氣田穩(wěn)產(chǎn)期末，產(chǎn)量達(dá)到開發(fā)方案設(shè)計規(guī)模并穩(wěn)定生產(chǎn)，老井壓力降低，逐漸接近輸壓，新井壓力明顯高于老井，新老井生產(chǎn)相互干擾，穩(wěn)產(chǎn)難度大。為了維持氣井正常生產(chǎn)，充分利用新井壓力，可采用新老井高低壓分輸，并對老井實施增壓開采，此階段調(diào)整改造的目的是保障氣田穩(wěn)產(chǎn)、延長穩(wěn)產(chǎn)期。

1.2 遞減期氣田裝置負(fù)荷率和管網(wǎng)利用率低

氣田遞減期，井口壓力低于輸壓，增壓后輸壓相對穩(wěn)定，保障了天然氣進入外輸管網(wǎng)，但井口壓力和產(chǎn)量繼續(xù)降低，產(chǎn)量規(guī)模不斷遞減，設(shè)備負(fù)荷率和管網(wǎng)利用率持續(xù)降低。為了減少能耗，可通過集中增壓、關(guān)停富余等措施，對站場進行降阻優(yōu)化簡化，對管網(wǎng)考慮整體降壓，此階段調(diào)整改造的目的是降低起點背壓、提升負(fù)荷率。

1.3 低壓小產(chǎn)期氣田集輸管網(wǎng)閑置率高

氣田低壓小產(chǎn)期，氣井普遍產(chǎn)量小，井口壓力接近廢棄壓力，長距離增壓的成本已經(jīng)不利于小產(chǎn)量井的經(jīng)濟開發(fā)，集輸管網(wǎng)閑置率高?？煽紤]結(jié)合周邊零散用戶，就近處理銷售，減少低壓低產(chǎn)井能耗，此階段調(diào)整改造的目的是盡可能提高氣田采收率。

2 氣田地面集輸系統(tǒng)調(diào)整優(yōu)化模式

通過對地面集輸系統(tǒng)在氣田開發(fā)中后期不同階段的調(diào)整優(yōu)化對策的分析，集成了一套適用于不同階段的調(diào)整優(yōu)化模式。

2.1 針對穩(wěn)產(chǎn)期末氣田的調(diào)整優(yōu)化模式

2.1.1 老井增壓開采

隨著氣藏開采，氣井壓力逐漸降低，氣井生產(chǎn)壓差減小，帶液能力逐步下降，積液嚴(yán)重，造成產(chǎn)量不斷下降，甚至導(dǎo)致氣井水淹停產(chǎn)。為了維持氣井正常生產(chǎn)、提高氣田采收率，對老井實施增壓開采、挖掘氣井生產(chǎn)潛能的措施非常必要[3-4]。通過地質(zhì)、氣藏、井筒、管網(wǎng)多環(huán)節(jié)整體分析，預(yù)測氣藏增壓時機，優(yōu)選增壓規(guī)模，制定增壓方案，從而提高氣田采收率。增壓方案制定流程示意圖如圖1所示。

以羅家寨氣田黃龍場和溫泉井區(qū)塊增壓工程（二期）項目對WQ-1井和WQ-H2井進行增壓為例，通過OFM（OilField Manager，油田管理，簡稱為OFM）軟件進行增壓前后的遞減預(yù)測分析，計算增產(chǎn)氣量，得出經(jīng)濟效益，從而判斷增壓技術(shù)的可靠性和有效性。兩口井增壓前后的遞減預(yù)測分析分別如圖2、表1和圖3、表2所示。

表1 WQ-1井增壓前后遞減預(yù)測分析表

表2 WQ-H2井增壓前后遞減預(yù)測分析表

圖3 WQ-H2井增壓前后遞減預(yù)測分析圖

以《中國石油天然氣集團公司油氣勘探開發(fā)建設(shè)項目經(jīng)濟評價參數(shù)與方法》為依據(jù)，采用增量法（即增量投入對應(yīng)增量產(chǎn)出）進行效益評價[5]；且不考慮折舊，對WQ-1井、WQ-H2井進行投資評價；在增壓工程中，兩口井同屬于一個增壓設(shè)備，因此作合并評價。增壓工程投資1 500萬元，除去操作費用、管理費用、資源稅、城建及教育附加費等成本，兩口井增壓后可增加利潤2.2億元。

2.1.2 新老井高低壓分輸

統(tǒng)籌氣井分布、管網(wǎng)結(jié)構(gòu)、增壓方案等，實施高低壓分輸，高壓氣直接外輸，低壓氣增壓后外輸[6-8]。將凈化氣管網(wǎng)、原料氣系統(tǒng)、部分凈化廠停運、天然氣優(yōu)化調(diào)配輸送、管線調(diào)整改造、場站優(yōu)化調(diào)整等因素整體考慮，對不同方案進行正常工況、檢修工況的運行分析及優(yōu)化效果分析，最終優(yōu)選地面系統(tǒng)優(yōu)化總體方案。

以川東地區(qū)在“十二五”期間實施高低壓分輸為例，臥長線、南干線東段輸高壓氣，沿線供重慶渡舟新站、安瀾、夾灘站返輸氣；渡兩復(fù)線、兩佛復(fù)線正常工況輸?shù)蛪簹夤┒芍坌抡尽⒑低琳尽⑽髋碛脷?，同時作為重慶調(diào)峰供氣管道，應(yīng)急工況作為南東段備用管道；臥渝線、申倒線、臥兩線、渡兩線均輸送低壓氣源供重慶長壽、主城用氣。通過高低壓分輸優(yōu)化，凈化廠降壓改造，原料氣系統(tǒng)正常工況下可降壓0.85～1.1 MPa，增壓機燃料氣可節(jié)約1 200×108m3/a，停運凈化廠1座，每年約可節(jié)約電492×104kW·h、可節(jié)約水11.22×104t。

2.2 針對遞減期氣田的調(diào)整優(yōu)化模式

2.2.1 整體降壓

氣田遞減期，產(chǎn)量逐漸減低，為了延緩生產(chǎn)壓力遞減速度，減少消耗，可對低壓系統(tǒng)實施整體降壓[9]。本文利用PipelineStudio管網(wǎng)模擬仿真軟件模擬現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)，根據(jù)實際管道運行工況優(yōu)選管流計算模型，結(jié)合實際運行參數(shù)校正管壁粗糙度、管輸效率等模型參數(shù)，得到可用于管網(wǎng)模擬預(yù)測的管網(wǎng)預(yù)測模型，從而預(yù)測氣田集輸管網(wǎng)的輸壓變化；根據(jù)天然氣管網(wǎng)氣量穩(wěn)態(tài)平衡的方式，預(yù)測各節(jié)點進出氣量的規(guī)模，利用管網(wǎng)預(yù)測模型來預(yù)測不同時期、不同生產(chǎn)方案下管網(wǎng)的運行工況；復(fù)核重點設(shè)備設(shè)施處理能力，明確裝置降壓運行空間。降壓運行方案制定流程如圖4所示。

圖4 降壓運行方案制定流程示意圖

以川東原料氣管網(wǎng)為例，利用PipelineStudio建立了包括達(dá)臥線、講渡線、萬臥線、龍忠線、復(fù)忠線等的整體模型和獨立模型。原料氣管網(wǎng)模型中以進、出氣節(jié)點將原料氣管網(wǎng)分成31條管段，模型包括31條管段的管長、管徑、壁厚、管線承壓等信息，包括41個進氣節(jié)點，15個出氣節(jié)點，在每個進氣節(jié)點輸入氣質(zhì)組分、氣量等參數(shù)，在各出氣節(jié)點可追蹤到氣體混合后的氣質(zhì)組分情況。原料氣管網(wǎng)整體模型如圖5所示。

圖5 原料氣管網(wǎng)整體TGNET模型圖

通過模型模擬計算，下游凈化氣管線臥渝線、臥兩線、渡兩線都輸送低壓氣之后，若將凈化廠降壓，則上游原料氣干線講渡線、沙臥線、萬臥線及氣田內(nèi)部集輸管線均可實現(xiàn)降壓；原料氣干線降壓后，沿途增壓機組可進一步優(yōu)化或停運，同時可節(jié)約部分燃料氣消耗。整體降壓后，可停運機組11臺，理論上節(jié)約燃料氣消耗780×108m3/a；可對部分氣藏的生產(chǎn)起到一定的積極作用，如大天池氣田沙坪場石炭系氣藏9口生產(chǎn)井的產(chǎn)量在一段時間內(nèi)可增加10×104m3/d（與管網(wǎng)降壓前預(yù)測對比）；大天池氣田五百梯石炭系氣藏、寨溝灣氣田石炭系氣藏、龍會場飛仙關(guān)組氣藏等，平均井口生產(chǎn)壓力的月遞減率有一定程度減緩（表3）。

表3 部分氣藏受東部地區(qū)原料氣管網(wǎng)降壓運行而影響產(chǎn)量、井口壓力情況表

2.2.2 站場優(yōu)化簡化

根據(jù)開發(fā)生產(chǎn)各環(huán)節(jié)、關(guān)鍵點流程和工藝措施，開展以地面集、輸、配、注流程優(yōu)化簡化為主要內(nèi)容的適應(yīng)性調(diào)整和改造工作，補齊采輸流程短板，減輕井站員工維護保養(yǎng)工作量，提高地面系統(tǒng)運行效率，解決老氣田地面工程布局不合理、站場能力失衡、裝置運行效率低等問題[10-12]。包括站場的“關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)、簡”（關(guān)—縮短工藝流程，關(guān)閉低效站場；停—應(yīng)用一體化集成裝置，停運站內(nèi)設(shè)備，節(jié)能降耗，實現(xiàn)無人值守；并—將分散站點合并成基本生產(chǎn)單元，實現(xiàn)遠(yuǎn)程監(jiān)控操作；轉(zhuǎn)—通過工藝優(yōu)化，使常規(guī)站點轉(zhuǎn)化為數(shù)字化站點；簡—優(yōu)化站內(nèi)設(shè)備，簡化工藝流程，削減安全風(fēng)險）等。

以“十三五”期間實施方案為例，西南油氣田公司共制定站場優(yōu)化簡化實施對策20余項，累計降低成本4 000萬元/年。關(guān)停無效氣井10余口，累計節(jié)約成本500萬元/年；關(guān)停增壓脫水脫硫裝置60余套，可累計節(jié)約成本2 000萬元/年；對200余座關(guān)停場站進行優(yōu)化簡化，停用閑置設(shè)備并進行拆除，可減少維護費用約1 500萬元/年（數(shù)據(jù)來源于《西南油氣田分公司油氣田地面生產(chǎn)系統(tǒng)現(xiàn)狀調(diào)查報告》）。

2.3 針對低壓小產(chǎn)期氣田的調(diào)整優(yōu)化模式

2.3.1 增壓機適應(yīng)性改造

合理依據(jù)氣田對于集氣和輸氣的采氣變化，靈活地進行增壓機適應(yīng)性改造，可通過調(diào)節(jié)壓縮機轉(zhuǎn)速、單作用變雙作用、改變壓縮缸余隙等，實現(xiàn)壓縮機工況的調(diào)節(jié)[13]。

以臥龍河片區(qū)增壓站改造為例，通過增壓機適應(yīng)性改造，可節(jié)約燃料氣消耗344.4×104m3/a（表4）。

表4 臥龍河增壓站改造前后能耗對比表

2.3.2 管網(wǎng)統(tǒng)籌調(diào)整

結(jié)合氣田產(chǎn)銷變化，建立氣田集輸管網(wǎng)布局優(yōu)化模型，開展布局優(yōu)化研究和分析[14]，調(diào)整氣田集輸管網(wǎng)功能，將部分集氣管線調(diào)整為輸氣管線。

以川南地區(qū)管網(wǎng)統(tǒng)籌調(diào)整改造為例，川南地區(qū)氣田分散，點多面廣，市場供氣多以氣田就近銷售為主。隨著氣田產(chǎn)能進一步降低，為確保供氣需要，目前市場供氣多以骨干管網(wǎng)下載氣為主，將原有集輸干線和關(guān)鍵集輸場站的集氣功能轉(zhuǎn)為輸配氣功能，集輸管道利用率從20%上升到87.5%，實現(xiàn)了老系統(tǒng)的充分利用。

2.3.3 低壓氣就地處理、就近銷售

通過市場用戶預(yù)測、管網(wǎng)現(xiàn)狀分析，將邊遠(yuǎn)低含硫、小產(chǎn)井，采用分散脫硫，實現(xiàn)就地處理；推廣小型脫水裝置新技術(shù)，保障零散供氣水露點達(dá)標(biāo)，實現(xiàn)就近銷售[15]。

以川南老氣田低壓氣集輸系統(tǒng)降低輸壓，就近銷售為例，共關(guān)停增壓機10臺，節(jié)省成本200萬元/年。

3 結(jié)論

1）圍繞“充分利用井口壓能、充分利用已建能力”，以氣井壓力變化為基礎(chǔ)，總結(jié)了地面系統(tǒng)在氣田開發(fā)中后期不同階段所面臨的問題和相應(yīng)的調(diào)整思路，并通過不同階段對地面集輸系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整對策的分析，形成了一套適用于氣田開發(fā)的地面集輸工藝調(diào)整優(yōu)化模式。

2）提出在第一階段氣田穩(wěn)產(chǎn)期末，實施氣田內(nèi)部老井增壓和新老井高低壓分輸，保障氣田穩(wěn)產(chǎn)，延長穩(wěn)產(chǎn)期；在第二階段氣田遞減期，富余裝置采取“關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)、簡”和優(yōu)化調(diào)配，提升裝置負(fù)荷率，管網(wǎng)實施整體降壓，降低能耗；在第三階段低壓小產(chǎn)期，進行增壓機組工況改造、管網(wǎng)統(tǒng)籌調(diào)整以及低壓氣就近銷售，實現(xiàn)設(shè)備管網(wǎng)的充分利用，減少低壓低產(chǎn)井能耗，從而盡可能提高氣田采收率。

3）通過氣田不同開發(fā)階段不同策略的應(yīng)用效果分析，認(rèn)為該調(diào)整優(yōu)化模式具有普遍適用性，可指導(dǎo)開發(fā)中后期氣田地面系統(tǒng)優(yōu)化，具有良好的推廣應(yīng)用價值。