大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式

刘争芬

中国石化华北分公司第一采气厂

大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式

刘争芬

中国石化华北分公司第一采气厂

随着鄂尔多斯盆地大牛地气田的不断开发，气井压力逐渐下降，目前约有30%的气井压力已接近管网压力（不低于4.5 MPa）。为了维持气田的稳定生产，同时保证气田天然气的正常外输，迫切需要采取增压集输工艺。为此，针对大牛地气田的气藏特点，提出了4种增压集输模式：①单井增压模式；②集气站分散增压模式；③区域集中增压模式（多个集气站集中增压）；④首站集中增压模式。并分别从生产工艺、投资及运行费用、经济效益及生产管理等方面对上述4种增压集输模式进行了对比分析。结果表明：依次采用区域集中增压和首站集中增压的分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输工艺设备，既能最大限度地开发气田资源，又能满足管网外输压力的要求，是大牛地气田增压开采最优的增压集输模式。

鄂尔多斯盆地 大牛地气田 增压集输 管网压力 废弃压力 集中增压 分散增压 分步两级增压

1 气田开发的主要特点及集输工艺现状

鄂尔多斯盆地大牛地气田勘探区块面积为2 003.714 km2，由于气田采用分区块滚动开发模式，造成了不同井区、不同开发时间、不同层位气井的压力差异较大。气田老区（西部产区）气井开发时间较早，气井压力较低；而气田新区（东部产区）气井的开发时间较晚，所以气井压力较高。由于气田外输条件的客观限制，气田天然气的外输压力要求较高（不低于4.5 MPa），目前整个气田约30%的气井压力在5.0 MPa左右，接近管网压力。因此，气井压力分布差异性较大、外输管网压力较高是目前大牛地气田开发的主要特点。

针对大牛地气田面积大、开发条件恶劣、单井产量低、气井数量多、井距小的特点，为有效降低地面集输系统的建设投资和运行成本，同时为了适应气田分区块滚动开发的要求，井口至集气站采用了辐射状管网，集气站至首站的集气干线采用枝状管网进行高压集气。集输工艺采用了多井加热节流、低温分离和复温外输工艺。该工艺在气田开发初期可以充分利用地层压力，通过节流膨胀制冷获得所需低温进行脱水、脱烃，满足国家管输天然气的质量要求，降低气田的开发投资和运行费用。但随着气井压力的逐渐降低，集输工艺脱水、脱烃的效率逐渐降低，以致外输天然气水露点逐渐升高［1］。

2 气田增压集输的紧迫性

大牛地气田气藏具有“低压、低产、低渗透”的特点，随着气田的不断开发，气井压力逐渐下降，目前约有30%的气井压力接近管网压力。压力的降低使得集气站内没有足够的压差实现节流膨胀制冷，低温分离效果越来越差，从而导致天然气的烃露点和水露点越来越高，影响了整个气田的外输天然气质量。更重要的是，当多数气井压力下降到管网压力以下时，如果不采取增压集输，将无法保持气田稳产［2］。

根据大牛地气田的气藏特点，利用加拿大梅克对封闭型无边底水气驱气藏提出的6种经验计算法，可计算得到大牛地气田最佳废弃压力。对于致密低渗透气藏，根据上述经验公式计算的废弃地层压力应增加15%～50%的附加系数，更符合气藏的实际情况。大牛地气田平均原始地层压力为25.2 MPa，气层平均深度按2 680 m计，可计算得到大牛地气田该层段的废弃压力为8.1 MPa。由于影响确定废弃压力的因素很多，参考有关规范、气田外输压力以及低渗透气藏的影响，综合其他废弃压力计算方法，最后确定大牛地气田的废弃压力为8.0 MPa。国内气田常用压缩机的吸气压力最低为0.2 MPa［3］，据此可推测得到大牛地气田增压开采气藏的平均废弃压力为3.7 MPa。增压开采将大大降低气藏的废弃压力，经济效益明显［4］。另外，近年大牛地气田天然气用户逐年增加，为了保证用户的用气需要，势必要求气田产量稳定。因此，大牛地气田增压开采势在必行，这就要求对地面配套的增压集输工艺、地面集输管网的调整利用和增压集输的成本控制等方面进行综合考虑，优选出合理的大牛地气田增压集输模式。

3 气田增压集输模式

气田的增压集输模式一般有集中增压和分散增压两种模式［5］。大牛地气田天然气增压既可采用集中增压模式（即将整个气田的天然气集中在一处增压），也可采用分散增压模式（即将气田各井天然气分散在多座集气站／各井口增压）。增压站的建设应以满足气田天然气的外输要求为中心，以气田开发方案、气井压力递减状况为依据，以获得最大经济效益为目标，尽量依托原有集输系统进行布置，制订总体规划方案［6］。大牛地气田增压集输模式的选择应尽量满足以下4个原则：

1）保证能够把气田产出的天然气外输出去，增压后的输出压力符合输气压力的要求。为此，在选择增压机时必须要考虑它的进气压力、排气压力和排气量，使之满足输气要求。

2）投资要经济，在满足输气的前提下初次投资额和后期运行费用要合理，不能过高。为此，增压站的设置不能太多，否则投资和运行费用会增高；增压机组的增输能力不宜富余太多，兼顾气田的长远发展和目前的输气量，权衡选择，有适当的富余量即可。

3）要确保增压系统整体运行可靠，管理方便。首先是单个增压机组的质量要可靠，其次是整个增压系统的设置要合理，增压站设置过多会增加管理难度，增压站设置过少又可能因为某台增压机组故障停机而导致大面积停产或减产。

4）应尽可能降低集气管网的集气压力，以利于气井多产气，提高采收率。从这方面来考虑当然是增压机越靠近气井越好，但同时增压机越靠近气井也就意味着需要设置更多的增压机。

针对以上4个原则，设想了4种增压模式：①单井增压模式；②集气站分散增压模式；③区域集中增压模式（多个集气站集中增压）；④首站集中增压模式。分别对4种模式下的投资进行了估算，并对其优缺点进行了描述，4种增压模式优缺点的对比表如表1所示。

表1 4种增压模式优缺点对比表

通过比较可知，单井增压模式虽然对提高气井采收率最有利，但投资巨大、运行费用高、管理难度最大，显然不可行。集气站分散增压模式投资相对较大，但对提高气井采收率也很有利，然而一旦几十座增压站运行起来其费用也很高、管理难度也较大，此模式没有什么优越性。区域集中增压和首站集中增压模式显然优于前面两种模式。在气田增压生产阶段的初期，两种模式都可以采用，但是到了增压生产阶段的后期，首站集中增压模式不利于降低井口废弃压力，气井的采收率偏低。区域集中增压模式初次投资最少、运行费用较低、管理难度适中，其进气压力约为1.5 MPa，较有利于降低井口废弃压力，能够满足气田生产对气井采收率的要求，其排气压力约为4.5 MPa，也能满足天然气外输的压力要求。因此，建议首先采用区域集中增压模式，如果采用区域增压模式的天然气输出压力达不到管网外输压力的要求，或者井口废弃压力需要进一步降低，这时可以同时采用首站集中增压模式，对管道气进一步增压以满足外输压力的要求。我们将这种依次采用两种增压方式的模式称为分步两级增压模式。

分步两级增压模式可以根据实际生产情况灵活运用。大牛地气田不同区域气井的压力差异较大，目前气田西区气井的平均井口压力约为7.0 MPa，而气田东区气井的平均井口压力约为11.0 MPa。因此，可考虑采取分步增压的模式进行区域集中增压采输：①先在气田西区实行区域增压采输，根据现有管网分布情况（见图1），在综合考虑投资、运行费用和管理方便程度的情况下，可先在2号站、660干线2号阀室设置增压站，这样可以确保气田西区塔榆660干线和大杭干线的输送要求，而气田东区仍按原集输流程运行；②待气田东区气井压力降至接近管网压力后实施第二步增压工作，可在1号站或者19号站设置增压站；③在气田开发末期，为了在保证天然气正常外输的同时最大限度地开采天然气资源，降低井口废弃压力，可实施第三步增压方案，即在首站设置增压站集中增压，这样整个气田相当于采取了两级增压模式，有利于天然气资源的最大限度开采。

图1 大牛地气田集输干线管网示意图

根据大牛地气田最大产量30×108m3的远期建设目标，日输气量应为830×104m3。而管道输气能力计算公式为［7］：

式中Q为天然气流量，m3／d；D为管道内径，cm；p1为管道起点压力，MPa；p2为管道终点压力，MPa；d为天然气相对密度；L为管道长度，km；Z为气体压缩系数；T为管道进口处温度，K。

在末站最低压力要求不低于4.0 MPa的情况下，首站最低运行压力可降到4.5 MPa，首站至末站总输气管线内径为69.5 cm，长度为57.64 km，根据上述公式算得管网日输气量可达865×104m3，表明分步两级增压模式是可以满足管网输送要求的。

4 结论

1）大牛地气田气井压力分布差异性较大，气田西部产区气井的压力较低，目前平均井口压力约为7.0 MPa，多数气井已接近管网压力。气田东部产区气井的压力较高，平均井口压力约为11.0 MPa。

2）由于气田外输条件的客观限制，气田天然气的外输压力要求较高（不低于4.5 MPa）。目前整个气田约30%的气井压力约为5.0 MPa，接近管网压力，这些气井主要集中在气田西部产区。

3）气田增压开采可使气藏平均废弃压力由自然开采的8.0 MPa降为3.7 MPa，经济效益明显。

4）分步两级增压模式可充分利用气田现有的集输系统，又能最大限度地开发气田资源，满足管网输气要求，是大牛地气田增压开采值得优选的增压集输模式。

［1］向波，曲月.气田外输天然气水露点确定研讨［J］.天然气与石油，2005，23（4）：15－19.

［2］陈仕林，李建春.沁南潘河煤层气田“分片集输一级增压”集输技术［J］.天然气工业，2011，31（5）：35－38.

［3］胡辉.洛带气田蓬莱镇组气藏增压开采方案设计［J］.钻采工艺，2007，30（1）：141－142.

［4］邓德美，文士豪，梁波.对盆地东部地区气田后期增压开采的探讨［J］.天然气与石油，2005，23（3）：23－27.

［5］王雨生.新场气田Q10、CX153井区增压开采先导试验及效果评价［J］.试采技术，2003，24（4）：30－33.

［6］唐建荣，张鹏，吴洪波，等.天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用［J］.钻采工艺，2009，32（2）：95－96.

［7］李长俊.天然气管道输送［M］.北京：石油工业出版社，2008.

Pressure－boosting process for a gas gathering and transportation system at the Daniudi Gas Field with low pressure，low production and low permeability

Liu Zhengfen
（No.1 Natural Gas Production Plant，North China Branch Company，Sinopec，Yulin，Shaanxi 719000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 31，ISSUE 10，pp.86－88，10／25／2011.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

With the development of the Daniudi Gas Field，Ordos Basin，the gas well pressure becomes lower.At present，about 30%of gas well pressures have approached the pipe network pressure（no less than 4.5 MPa）.To maintain the stable production and normal transportation of natural gas，the pressure－boosting process should be adopted immediately.This paper hereby proposes the following four pressure－boosting models based on the features of gas reservoirs in this field：the single－well pressure boosting，the scattered pressure boosting of a gas gathering station，the concentrated pressure boosting at multiple gas gathering stations，and the concentrated pressure boosting at the initial station.In addition，a comparison analysis is conducted among the above four methods in terms of production process，investment and operational costs，economical performances，and production management.The results show that the two－stage pressure boosting method which combines the concentrated pressure boosting both at multiple gas gathering stations and at the initial station can make full use of the existing gas gathering facilities，which can best exploit the natural gas resources and meet the requirement of the pipe network pressure.It proves to be the optimal model for the pressure－boosting process for gas gathering and transportation at the Daniudi Gas Field.

Ordos Basin，Daniudi Gas Field，pressurized gas gathering and transportation，pipeline network pressure，abandonment pressure，concentrated pressure boosting，scattered pressure boosting，two－stage pressure boosting

刘争芬.大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式.天然气工业，2011，31（10）：86－88.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.10.020

刘争芬，女，1981年生，工程师，硕士；主要从事天然气储运及管道防腐工作。地址：（719000）陕西省榆林市榆阳区小壕兔乡华北分公司第一采气厂。电话：（0912）3629270，18691250131。E－mail：lzf36100＠163.com

（修改回稿日期 2011－07－30 编辑 何 明）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2011.10.020

Liu Zhengfen，engineer，born in 1981，holds an M.Sc.degree.She is mainly engaged in natural gas storage and anti－corrosion work