天然氣地面系統(tǒng)降本增效優(yōu)化運(yùn)行技術(shù)研究

陳雪峰 李云海 趙雯 楊麗夢(mèng) 晁萌 侯喆 申彤

1大慶油田有限責(zé)任公司采氣分公司

2中國(guó)石油青海油田分公司采氣二廠

大慶油田采氣分公司管轄汪家屯、宋站、羊草、徐深、升平、昌德六個(gè)氣田和汪深層、衛(wèi)深5、杏樹崗三個(gè)零散區(qū)塊，截至目前，氣田已建站場(chǎng)36座，已投產(chǎn)氣井213口。隨著氣田開發(fā)建設(shè)的推進(jìn)，產(chǎn)能規(guī)模逐年增大，地面系統(tǒng)的運(yùn)行成本增加、管理難度大、工藝不適配現(xiàn)有產(chǎn)能規(guī)模、設(shè)備設(shè)施超負(fù)荷運(yùn)行的問題日益突出。因此，地面系統(tǒng)大力開展優(yōu)化簡(jiǎn)化，做好布局調(diào)整、技術(shù)更新及工藝優(yōu)化，進(jìn)而提高開發(fā)效益，降低生產(chǎn)成本。

1 氣田現(xiàn)狀

采氣分公司管轄六個(gè)氣田和三個(gè)零散區(qū)塊，截至2021 年10 月底，投產(chǎn)氣井212 口。開發(fā)現(xiàn)狀詳情見表1。

表1 氣田開發(fā)現(xiàn)狀Tab.1 Status quo of gas field development

截至2021年10月底，氣田已建站場(chǎng)36座，處理規(guī)模1 360×104m3/d，采用伴熱集氣，站內(nèi)換熱節(jié)流。地面建設(shè)現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)見表2。

表2 地面建設(shè)現(xiàn)狀Tab.2 Status quo of surface construction

“十三五”期間，采氣分公司天然氣產(chǎn)量年均增長(zhǎng)1×108m3，天然氣商品率在98.69%以上，生產(chǎn)自用率0.36%以下，指標(biāo)均好于股份公司總體技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)值。能耗現(xiàn)狀見表3。

表3 能耗現(xiàn)狀Tab.3 Status quo of energy consumption

自用氣主要用于加熱爐、三甘醇、采暖爐的消耗，至2021 年10 月底，自用氣463×104m3，自用率0.32%。自用氣設(shè)備統(tǒng)計(jì)見表4。

表4 氣田耗氣設(shè)備統(tǒng)計(jì)Tab.4 Statistics of gas consumption equipment in the gas field

2 技術(shù)成果

圍繞氣田地面系統(tǒng)降本增效的目標(biāo)，研究實(shí)施了以優(yōu)化井站布局[1]、完善低壓天然氣集輸管網(wǎng)、靈活調(diào)配高含碳天然氣集輸?shù)葹橹鞯南到y(tǒng)性優(yōu)化調(diào)整[2]，同時(shí)開展增壓開采、防凍工藝技術(shù)研究，有效實(shí)現(xiàn)了井站生產(chǎn)成本的降低、天然氣的多產(chǎn)多輸及自用氣的精細(xì)管理[3]。

2.1 天然氣集輸系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整

2.1.1 優(yōu)化井站布局，降低運(yùn)行成本

（1）整合優(yōu)化低產(chǎn)井站。氣田建設(shè)初期多采用單井站開發(fā)模式，2008 年經(jīng)過多次擴(kuò)邊調(diào)整后，僅剩徐深1 區(qū)塊及昌德氣田的4 座單井站，存在布局不合理、運(yùn)行能耗與成本高、生活設(shè)施不完善等問題[4]。通過研究區(qū)塊整體布局、核實(shí)已建站場(chǎng)潛力，取消4 座單井站，將4 口氣井就近并入芳深6集氣站（新）、徐深1 集氣站處理，有效緩解了人員緊張及生活設(shè)施不完善的問題，同時(shí)每年減少生產(chǎn)運(yùn)行成本295.4萬(wàn)元（表5）。

表5 徐深1區(qū)塊及昌德氣田整合站場(chǎng)節(jié)約成本統(tǒng)計(jì)Tab.5 Statistics of cost saved by station integration in Xushen Block 1 and Changde Gas Field

（2）關(guān)停低效井站。東4、宋11、新東2 集氣站于2 000 年投產(chǎn)，均為單井集氣站，多年來所屬區(qū)塊無(wú)擴(kuò)邊增產(chǎn)潛力，產(chǎn)量低、效益差，且地面工藝?yán)匣瘒?yán)重，因此通過與開發(fā)及生產(chǎn)部門充分結(jié)合，關(guān)停拆除東4、新東2、宋11集氣站[5]，每年減少生產(chǎn)運(yùn)行成本236萬(wàn)元（表6）。

五是加快推進(jìn)水利現(xiàn)代化建設(shè)。統(tǒng)籌流域區(qū)域需求，積極開展河湖水系連通研究論證和工程建設(shè)，推進(jìn)河網(wǎng)有序流動(dòng)。以推進(jìn)防汛抗旱指揮系統(tǒng)和水資源監(jiān)控能力建設(shè)為重點(diǎn)，加強(qiáng)“智慧太湖”建設(shè)，以水利信息化帶動(dòng)水利現(xiàn)代化。

表6 宋站區(qū)塊關(guān)停站場(chǎng)節(jié)約成本統(tǒng)計(jì)Tab.6 Statistics of cost saved by shutting down stations in Songzhan Block

2.1.2 完善局部集輸管網(wǎng)，保障產(chǎn)能充分發(fā)揮

目前氣田已建低壓集輸系統(tǒng)由南、北干線和升宋線、宋高線組成，其中升宋線與宋高線下游用戶氣量最大達(dá)到138.1×104m3/d，集輸能力已不能滿足供氣需要，供需關(guān)系如圖1所示。

圖1 低壓集輸系統(tǒng)供需關(guān)系示意圖Fig.1 Schematic diagram of supply-demand relationship in the low pressure gathering system

升宋線主要為宋芳屯調(diào)壓計(jì)量站低壓用戶供氣，未來最大用氣量為30×104m3/d，受淺層氣外輸壓力限制，管道輸氣量為27×104m3/d，輸氣量已達(dá)到最大值，無(wú)法滿足用戶需要；宋芳屯調(diào)壓計(jì)量站需由徐深1 方向深層氣補(bǔ)氣111.1×104m3/d，徐深1至徐深6集氣站管道設(shè)計(jì)能力為60×104m3/d，目前實(shí)際輸氣量為70×104m3/d，加上徐深6 集氣站自產(chǎn)12.5×104m3/d 的氣量，仍有28.6×104m3/d的用氣缺口；宋高線主要為高平調(diào)壓站、芳深1集氣站、芳深2轉(zhuǎn)油站等下游用戶供氣，未來最大氣量為29.1×104m3/d，已建管道輸送能力為20×104m3/d，已無(wú)法滿足輸氣需要。

為此，對(duì)低壓集輸系統(tǒng)管網(wǎng)進(jìn)行優(yōu)化研究[6]，結(jié)合用戶供氣位置，調(diào)整集供氣方向，新建低壓集輸環(huán)網(wǎng)，分擔(dān)芳深1、芳2 轉(zhuǎn)供氣任務(wù)，緩解宋高線供氣壓力，避免建設(shè)宋高線復(fù)線；為提高深層氣補(bǔ)氣集輸能力，新建徐深1-徐深6復(fù)線，從深層氣田調(diào)用28.6×104m3/d氣量，滿足七廠等6個(gè)下游用戶供氣需求。目前已開展項(xiàng)目前期工作，通過建設(shè)低壓集輸環(huán)網(wǎng)與深層氣聯(lián)絡(luò)線復(fù)線后，預(yù)計(jì)可增加供氣量37.7×104m3/d，改造情況如圖2所示。

圖2 宋高線改造示意圖Fig.2 Schematic diagram of the reforming of Songgao Line

2.1.3 優(yōu)化高碳集輸系統(tǒng)，提高集氣能力

高含碳區(qū)塊主要分布在昌德氣田等5 個(gè)區(qū)塊，涉及站場(chǎng)9 座，氣井50 口，氣量336.6×104m3/d。建設(shè)有汪深1 至徐深9 高含碳集輸工藝1 套，集輸能力66×104m3/d，未來最大輸氣量將達(dá)到72.2×104m3/d，管道能力限制產(chǎn)能發(fā)揮。

針對(duì)管道能力限制，通過建設(shè)高低含碳混輸工藝，實(shí)現(xiàn)高、低含碳天然氣靈活調(diào)配。將汪深1集氣站24.7×104m3/d高含碳?xì)馑腿?08干線混輸，混輸后508 干線負(fù)荷率為71%，二氧化碳含碳量2.3%，仍然滿足天然氣外輸需求，同時(shí)汪深1-徐深9 高含碳集輸管道負(fù)荷率由110%降低至72%，混輸后管道負(fù)荷對(duì)比情況見表7。

表7 汪深1-徐深9集氣站管道高含碳集輸干線潛力分析Tab.7 Potential analysis on gathering trunk line of high carbon contentinpipelinesofWangshen1-Xushen9GasGatheringStation

2.2 天然氣集輸工藝優(yōu)化改進(jìn)

2.2.1 攻關(guān)研究增壓工藝，充分動(dòng)用已建產(chǎn)能

隨著氣田開發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)，氣井壓力、產(chǎn)量逐年降低，難以進(jìn)入集輸管網(wǎng)維持生產(chǎn)，同時(shí)受冬、夏季供氣波動(dòng)影響，夏季將有120×104m3/d富余產(chǎn)能無(wú)法生產(chǎn)，結(jié)合地面管網(wǎng)建設(shè)及生產(chǎn)現(xiàn)狀，開展增壓工藝攻關(guān)研究，為產(chǎn)能發(fā)揮提供有力對(duì)策[7]。

表8 預(yù)計(jì)低壓氣井統(tǒng)計(jì)Tab.8 Statistics of low pressure gas well expected

通過低壓氣井分布情況、影響氣量分析，目前徐深1 區(qū)塊徐深6 井區(qū)低壓氣井分布集中、增壓時(shí)機(jī)統(tǒng)一、增產(chǎn)效果預(yù)測(cè)穩(wěn)定，應(yīng)優(yōu)先考慮整站增壓工藝；汪家屯氣田低壓氣井增壓時(shí)機(jī)不統(tǒng)一，分布零散，比較適合單井增壓工藝模式。

單井增壓工藝：在汪家屯氣田優(yōu)選具有代表性積液間開低壓氣井6口，研究應(yīng)用了單井站內(nèi)增壓及井口增壓兩套工藝，配套改進(jìn)高效分離排污工藝，有效恢復(fù)低壓氣井連續(xù)生產(chǎn)。至今累計(jì)增氣193.2×104m3，增產(chǎn)效果明顯。工藝流程如圖3、圖4所示。

圖3 井口增壓工藝流程示意圖Fig.3 Schematic diagram of wellhead pressurization process

圖4 分離排污工藝流程示意圖Fig.4 Schematic diagram of separation and sewage discharge process

（2）徐深6 整站增壓。依托徐深6 集氣站開展整站增壓工藝建設(shè)，充分利舊已建設(shè)施，挖掘已建工藝潛力，在分離后、脫水前引入增壓工藝，形成徐深6集氣站集中增壓模式，實(shí)現(xiàn)整站增壓，預(yù)計(jì)增加產(chǎn)氣量1.17×108m3，采收率提高6.3%。工藝流程如圖5所示。

圖5 徐深6增壓工藝流程示意圖Fig.5 Schematic diagram of pressurization process in Xushen 6 Station

（3）富余氣增壓外輸。目前徐深1集氣站接收徐深1-101、徐深601、徐深603、徐深6、徐深6-311集氣站及本站來氣，可向北干線輸氣，是徐深氣田的重要中轉(zhuǎn)節(jié)點(diǎn)，并與中俄東線大慶分輸站相鄰，具備富余氣上載條件。通過在徐深1集氣站內(nèi)新建增壓機(jī)橇等設(shè)備，將富余氣利用已建聯(lián)絡(luò)線送入徐深1集氣站內(nèi)增壓，形成增壓后天然氣利用已建俄氣下載管道及閥組返輸至分輸站內(nèi)的工藝，實(shí)現(xiàn)對(duì)徐深氣田夏季富余氣上載外輸，可增加天然氣產(chǎn)量2.1×108m3/a。

2.2.2 應(yīng)用加熱爐完整性管理，實(shí)現(xiàn)高效運(yùn)行

通過對(duì)加熱爐的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行采集和監(jiān)控，相關(guān)的生產(chǎn)、安全、效能數(shù)據(jù)與站控系統(tǒng)對(duì)接，統(tǒng)籌采集管理加熱爐18 個(gè)參數(shù)點(diǎn)。對(duì)排煙溫度及過量空氣系數(shù)進(jìn)行檢測(cè)，采取措施降低排煙溫度、控制合理的空燃比，使加熱爐處于安全可靠、經(jīng)濟(jì)合理的運(yùn)行狀態(tài)[8]。優(yōu)選徐深12、芳深6 集氣站作為試驗(yàn)站，應(yīng)用加熱爐完整性管理集控系統(tǒng)后，維修次數(shù)年均減少1～2 次，節(jié)省費(fèi)用約6 500 元。自用氣節(jié)省耗氣量0.02×104m3/d，每臺(tái)加熱爐節(jié)省費(fèi)用0.96萬(wàn)元/年。

2.2.3 開展防凍工藝試驗(yàn)，保障井站平穩(wěn)運(yùn)行

目前氣田采用伴熱為主、注醇為輔的防凍工藝，可防止天然氣生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的水合物凍堵管道，應(yīng)用電熱帶用電總功率達(dá)到12.77 MW。隨著氣田開發(fā)年限的增長(zhǎng)，氣井產(chǎn)水量逐年增加，水合物生成風(fēng)險(xiǎn)增大，電熱帶由于老化導(dǎo)致運(yùn)行效率降低，已無(wú)法滿足防凍需求。氣田12 口氣井受到影響，影響氣量12.61×104m3/d。由于更換電熱帶需進(jìn)行征地及人工挖方施工，施工周期長(zhǎng)，時(shí)效性差，投資高，全面更換改造電熱帶難度較大。

因此，需開展防凍工藝試驗(yàn)。建立水合物生成溫度計(jì)算模型，明確理論凍堵溫度及注醇量，現(xiàn)已完成161口具備試驗(yàn)條件的氣井核算；優(yōu)選低溫風(fēng)險(xiǎn)井開展先導(dǎo)性試驗(yàn)，在徐深6集氣站進(jìn)行注醇保運(yùn)，預(yù)計(jì)恢復(fù)氣井連續(xù)生產(chǎn)7 口，每月增產(chǎn)氣量152×104m3；研究應(yīng)用井口自動(dòng)注醇工藝，優(yōu)選無(wú)注醇工藝的低溫氣井開展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，已試驗(yàn)成功7口，恢復(fù)氣量12.3×104m3/d，未來將繼續(xù)推廣應(yīng)用。應(yīng)用多種防凍措施后，可保證低溫氣井平穩(wěn)、連續(xù)生產(chǎn)，同時(shí)每年可節(jié)省用電費(fèi)用3 783 萬(wàn)元，經(jīng)濟(jì)效益顯著（表9）。

表9 經(jīng)濟(jì)效益分析Tab.9 Analysis on economic benefit

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

通過開展氣田系統(tǒng)優(yōu)化整合研究，得出以下幾點(diǎn)結(jié)論：

（1）通過合理優(yōu)化地面系統(tǒng)布局，關(guān)停、合并低產(chǎn)低效的單井站，減少人員及運(yùn)行成本531.4 萬(wàn)元/年，實(shí)現(xiàn)了減員增效、提高經(jīng)濟(jì)效益與氣田綜合開發(fā)效益的目標(biāo)；完善低壓集輸系統(tǒng)的部分管道及高低壓聯(lián)絡(luò)線，增加集氣能力37.7×104m3/d，滿足供氣需求。

（2）通過建設(shè)高低含碳混輸工藝，可靈活調(diào)配高含碳天然氣生產(chǎn)情況，降低了高含碳集輸干線的運(yùn)行負(fù)荷，增加集氣6.2×104m3/d，保障高含碳?xì)饩Ｉa(chǎn)，使高含碳區(qū)塊產(chǎn)能得到充分發(fā)揮。

（3）通過開展增壓開采現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，以低壓氣井較為集中的汪家屯氣田和徐深1區(qū)塊作為增壓試驗(yàn)區(qū)，利用增壓開采技術(shù)延長(zhǎng)低壓氣井的開采年限，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，保證氣井的長(zhǎng)期生產(chǎn)，進(jìn)而達(dá)到提高氣藏采收率的目的。汪家屯氣田至今累計(jì)增氣193.2×104m3，徐深6集氣站實(shí)現(xiàn)整站增壓后預(yù)計(jì)增加產(chǎn)氣量1.17×108m3/a。

（4）開展加熱爐完整性管理，實(shí)現(xiàn)對(duì)加熱爐遠(yuǎn)程操控和視頻可視化監(jiān)控，為加熱爐風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別、能效評(píng)價(jià)，以及維修、維護(hù)等提供詳實(shí)和可靠資料，確保安全、穩(wěn)定生產(chǎn)，達(dá)到完整性管理的目標(biāo)。應(yīng)用后減少自耗氣14×104m3/a，每年節(jié)省維修與自耗氣費(fèi)用1.61萬(wàn)元。

（5）研究利用已建注醇設(shè)施、推廣應(yīng)用注醇防凍工藝，恢復(fù)低溫氣井正常生產(chǎn)，同時(shí)大幅降低防凍工藝建設(shè)費(fèi)用與運(yùn)行成本，為實(shí)現(xiàn)降本增效提供有力支持[9]，每年節(jié)省運(yùn)行成本3 783萬(wàn)元。

雖然采取了上述技術(shù)措施，但目前氣田地面系統(tǒng)仍有不足，主要體現(xiàn)在已建注醇工藝閥門滲漏導(dǎo)致藥劑互竄、甲醇回收工藝欠缺的問題，需進(jìn)一部完善注醇工藝設(shè)施建設(shè)，開展對(duì)甲醇回收工藝的研究，降低甲醇使用成本；此外，高含碳天然氣產(chǎn)量逐年增大，徐深9凈化廠能力已無(wú)法滿足氣田脫碳需求，且生產(chǎn)調(diào)配存在較大難度，制約了產(chǎn)能的有效發(fā)揮，需要系統(tǒng)考慮脫碳工藝后續(xù)建設(shè)問題[10]。