壶口气田两气合采地面集输工艺技术研究

0 引言

与常规气藏相比，非常规气藏压力衰减快，气田滚动开发需要不断补充新井，因此既要充分利用新井较高的初期压力，又要适应压力衰减的老井低压生产的局面[1]。陕西省宜川县的壶口气田蕴含丰富的致密气和煤岩气资源，是典型的非常规气藏。作为区块开发建设方的中国石油辽河油田公司为加快开发进度，拟进行两气合采开发。致密气井和煤岩气井在采出井流物、压力衰减速率等方面存在差异，导致地面集输工艺和集输压力级制复杂。

针对性地研究具有工艺流程适应性强、满足复杂集输压力的地面集输技术，成为壶口气田开发的迫切任务。

1 集输压力系统

宜川地区致密气与煤岩气气藏均属低压力系统，其中宜川地区盒8 段—本溪组致密气原始储层压力在 14.0～21.5MPa 之间，煤岩气本溪组原始储层压力在 16.99～ 21.48MPa 之间。

首年煤岩气井压力衰减速率大于致密气井的衰减速率，次年后，虽然直面器井的衰减速率更大，但其压力均高于同期投产的煤岩气井。为充分利用地层温度，降低水合物形成概率，致密气井采用井下节流。煤岩气井投产初期含水量较大，采用井下节流影响排水采气，因此多采用井上节流。两气合采时，多压力体系条件下常采用中、低压分输或者统一到统一压力等级集输。以下对两种集输压力系统进行优选。

1.1 中、低压集输系统方案

尽量利用气井压力能，集输系统设置中、低压双系统。采气井场采用多井丛式部署，分为3 种类型，分别是致密气井场、煤岩气井场和致密气、煤岩气合用井场（以下简称合用井场），致密气井场只部署致密气井丛，煤岩气井场只部署煤岩气井丛，合用井场即部署致密气井又部署煤岩气井。对于致密气井场和煤岩气井场的采气支线均采用单压力系统；合用井场采气支线采用中、低压力系统；集气干线采用中、低压力系统。

1.2 低压集输系统方案

站外采用单管集输，仅在集气站设中低压双系统，进站压力 ≤2.0MPa 进低压系统，进站压力 > 高于2.0MPa 进中压系统，其余条件不变。

1.3 集输压力系统选择

以壶口气田集输系统为例，集气规模 200×10⁴m³/d, ,从集输管道工程量、集气站能耗、以及经济等角度对两种集输压力系统进行对比，结果见表1。

表 1 集输压力系统对比表

虽然从开发角度考虑，地面工程降低井口回压后，可解决气井目前生产存在排液困难和生产不连续等问题，提高天然气日产量，实现24 小时连续携液生产。但低压集气与中、低压集气，单井EUR 基本一致。从地面工程投资角度考虑，中、低压集输系统工程费用较低压集输系统高，但是低压集输系统下游集气站增压能耗巨大，中、低压集输较低压集输能耗降低 56.8% 。中、费用年值降低 12.8% 。因此壶口气田地面集输系统采用中、低压集输。

2 采气井场设计要点

致密气井采用“井下节流，单井带液计量、间断注醇，井间串接，气液混输”的工艺技术方案；煤岩气井采用“井上节流，单井带液计量、间断注醇，井间串接，常温分离，气液分输”的工艺技术方案。

2.1 致密气井场工艺

致密气井井下节流，井口设置智控阀、高低压紧急切断阀。由于致密气井水气比为0.35m³/10⁴m³ ，采出水量很少，因此致密气井场不设分离器，天然气经过井口计量后其他单井来气汇合输往集气站，在排采阶段水气比大时，采用移动式撬装气液分离器对采出气进行气液分离后再外输，分离出的液体采用移动式撬装采出水罐收集定期车拉外运。致密气井场工艺流程图见图 1。

图1 致密气井场工艺流程图

2.2 煤岩气井场工艺

煤岩气井采取井上节流，井口设置智控阀、高低压紧急切断阀。井口气经过旋流除砂器橇除去直径 0.2mm 以上颗粒，经过计量后进入气液分离器分离，分离后的天然气进入集输系统，采出水由集水管线输送至集气站处理回用。煤岩气井场工艺流程图见图5。

3 集输管网设计要点

3.1 集输管网布局

影响集输管网布局的因素包括气田开发方案、井口压力、单井间距、井位布置、气质组分、集气规模、地理和环境条件等。

集输管网常见布局主要有树枝状、放射状、环形管网和组合式管网，结合几种常用集输管网布局形式的特点[2]，壶口气田集输管网采用树枝状和放射状管网组合式布局。

3.2 管网积液排除

天然气在集输管网内饱和含水输送，受“黄土塬、梁、峁、沟、塬”复杂地形高低起伏大的影响，管线积液问题不可避免，在起伏管道中，流体不仅受到气液相间作用力，还受到压力、重力、浮力等外力作用。上坡管道中，液体在重力作用下出现回流，气体在浮力作用下向上运动，此时，气液滑脱比增大，气体携液能力降低，持液率增加。下坡管道中，液体在重力作用下向下加速运动，气体在浮力作用下向上流动，气液滑脱比减小，气体携液能力增加，持液率降低。因此，气体携液实质是气液相间存在滑脱作用。在起伏管道中，重力作用和浮力作用不能忽略。因此通过相关理论研究，将集输管段压力变化情况作为积液预警的重要指标[3]。

为了消除积液对集输系统的影响，在集气干线设置清管装置，定期清管作业，排除管道积液。同时集输管线预留起泡剂加注口，便于对上下游压差较大的管线，进行泡排作业，注入表面活性起泡剂，将积液转化成低密度含水泡沫进行排除。

4 结论

根据壶口气田的两气合采的特性，地面集输系统设计采用了“致密气井下节流，煤岩气井上节流，单井带液计量、间断注醇，常温分离，井间串接，中、低压集气，集中增压，集中处理”的工艺技术路线。中、低压集输，从技术上可以最大限度利用地层能量，降低能耗。与低压集输相比，能耗降低 56.8% 。从经济上费用年值中、低压集输较低压集输减少 12.8% 。

参考文献

[1]张大双，周潮光，王学华.页岩气井增压时机的确定—以四川盆地长宁区块为例[J].天然气技术与经济·天然气开发，2020,4（8）：24-29