AS气田地面集输工艺适应性分析

张向东（大庆油田有限责任公司第十采油厂）

为满足开发的需要，保证天然气的正常生产，AS 气田地面集输工艺采用了井口加温、三管水伴热、电热带伴热、电热管、氯化钙脱水、三甘醇脱水、点滴注醇多种集输工艺；天然气计量工艺采用了单井连续计量、两口井同时计量、多井轮换计量三种计量方式。但并非这些工艺都适合该气田，这势必造成了人力、物力、资源、成本的浪费。因此有必要对该气田目前的地面工艺进行分析总结，寻找经济适用的地面集输工艺，以便指导以后的气田开发。

1 存在问题

1）由于建设初期对气田所处复杂地理环境缺乏足够的认识，引进电热带伴热、电热管伴热等集输工艺，加大了管理难度，即便每年投入大量的维修费用仍不能保证达到预期的目的。

2）对于稻田、沼泽地带的埋地管线的腐蚀程度估计不足，目前AS 气田投产15年，出现的主要问题是：集气管线及水伴热管、站内采暖管线频频穿孔，致使气井生产随时面临关井、停产整改，因此组织补漏、更换管线，确保气井安全正常输气一度成为日常生产组织的中心工作，耗费了大量的人力物力，给气田开采带来极大困难。

3）多井轮换计量工艺，多口井同时生产时，无法录取到真实的第一手资料，不便于气井动态分析，不方便指挥生产，加大了气井管理难度；同时虚假的资料也误导了气田的后期开发布井，浪费了大量的钻井成本。

2 气田地面工艺建设适应性分析

2.1 单井集气站地面工艺

AS 气田单井集气站工艺流程主要有三种类型：一种是井口产出的天然气经节流降压、水套炉加热、常温气液分离、计量、注甲醇外输；第二种是井口产出的天然气经氯化钙脱水、节流、计量后直接外输；第三种是井口产出的天然气经水套炉加热、节流、常温气液分离、计量、甘醇脱水外输。

2.1.1 加热、节流、分离、注甲醇工艺

这种工艺管理方便，管线和设备不易冻堵，1987年11月份投产的CH51 井一直使用这种工艺。存在以下问题：站内没有甲醇储罐，甲醇属于易燃、易爆、极易挥发的中等毒性液体，需要密闭性好的储罐。这种集输工艺设备简单成本低廉。

2.1.2 氯化钙脱水、节流工艺

脱水塔及计量、发球装置合建在一个橇装铁皮房内。这种工艺优点是流程紧凑、投资少、运行费用低。但是存在以下问题：氯化钙溶液具有较强的腐蚀性；排污管线经常冻堵；氯化钙脱水工艺不适宜产原油的气井。

2.1.3 加热、节流、分离、甘醇脱水工艺

目前有一口单井站采用这种工艺，该工艺管理方便、运行费用低、安全环保，甘醇脱水装置自控程度高，整体橇装，可以搬迁。虽然一次性投资较大但后续运行中投资少。

通过以上三种类型单井集气工艺应用对比说明，这三种工艺都是非常成熟的工艺。从经济效益角度考虑，对单井产量大于2×104m3/d 的气井，应采用加热、分离、甘醇脱水工艺；对小于2×104m3/d 的气井，可以采用加热、节流、分离、注甲醇工艺以及氯化钙脱水、节流工艺。

2.2 多井集气站地面工艺

AS 气田采气单井到集气站的采气管线一般在0.4～8 km 之间，采气管线防水合物冰堵主要采用了三管伴热、电热带伴热、电加热保温管、氯化钙脱水4 种工艺。

2.2.1 电热带伴热集气工艺

电热带伴热集气工艺原理：电热带沿采气管道直线敷设，单向电源供电最大长度6 km。电热带是由电缆芯线作为发热体，芯线单位长度的电阻和通过的电流均为某一定数，整根电伴热带首尾发热均匀，输出功率恒定。温度控制器能自动控制管线中介质温度，当被控介质超过设定温度时，自动切断电源，停止伴热。当温度低于设定温度时，自动恢复送电。目前全矿使用电热带伴热气井25 口。

目前存在主要问题是：故障率高达57%以上；维修困难，埋地管线查断点困难，有的井施工过程中就出现断点，投产后一直不能运行；站内温度控制器显示温度与实际温度不符，接线盒、电热带使用寿命太短，老化现象严重。2010年对25 口电热带气井进行详细的检测。25 口气井中存在断点的13 口井，没有断点的配电存在问题的有两口井，正常运行的温度在0～3℃有6 口井，温度达到10℃以上的有5 口井，故障率达到57%。对于电热带伴热气井存在如此严重的问题，分析原因如下：位于江堤、低洼地带的气井，由于地势原因管线掩埋深浅不一，管线穿越鱼池、水渠较多长期浸泡在水中，加快老化速度，电热带也容易遭到外力破环；缠绕电热带的管线外部缺少足够坚硬的保护层；耗电量太大，以管线长度2.5 km，发热功率11 W/m 计算单井年耗电费用18.5 万元。

2.2.2 氯化钙脱水集气工艺

天然气进入氯化钙脱水塔的分离段，脱除游离水，水汽同天然气再向上穿过载有氯化钙的塔板，水汽被氯化钙吸附，氯化钙自身溶解成盐水流向塔底外排，脱水后的天然气从塔顶流出。目前，AS气田共有12 口气井应用氯化钙脱水处理工艺，

氯化钙脱水集气工艺优点是：投资少，管道工程投资10 万元/km，脱水橇投资18 万元/座；运行维护费用低，平均每口气井年消耗氯化钙1.0 t，费用0.6 万元；橇装可搬移。

缺点是：氯化钙水溶液腐蚀性较强，容易腐蚀管线和设备；不能在产原油气井上应用。

2.2.3 三管伴热集气工艺

AS 气田有8 口气井19 km 采气管线采用三管伴热集气工艺，井口距集气站0.4～4 km 集气站通过供水管线将65～80 ℃热水送到气井井口，回水管线与集气管线包在一起。热水通过集气站内加热炉循环加热，通过离心泵提供输送动力。

通过多年运行情况来看，三管伴热集气工艺与电热带和电热管集气工艺相比它具备以下优点：使用年限最长，温度调节随意性强，能够满足集输需求；适应性强，尤其适用于油、气、水同产气井；便于管理，维修容易。缺点是：工艺复杂配套设备多；工人劳动强度大。

AS 气田三管水伴热集气工艺是1996—2001年投入使用的，使用年限为9—15年，1996年管线从2003年开始出现腐蚀穿孔，2007年以后频繁出现。对AS-1 集气站8 口水伴热井几年来腐蚀穿孔情况进行了详细统计。结果表明三管伴热集气工艺目前存在问题是：管线腐蚀穿孔严重，AS-1 集气站从2007年至今管线穿孔达到20 多井次，每次挖开后都发现管线的防腐层已经破损严重。

针对腐蚀严重现象，主要原因是管线防腐不达标。理由如下：1996年投产的5 口水伴热井未设计阴极保护，发生穿孔的气井经过我们现场确认，发现腐蚀穿孔的管线均为气管线及伴热回水管线，现场这两管线用玻璃丝布缠绕在一起埋地；挖开被腐蚀的管线都是外腐蚀，防腐层已龟裂、剥离；去水管线因为有黄夹克保护基本没有出现腐蚀穿孔现象。根据天然气工业中《埋地管线腐蚀、涂层缺陷检测技术》介绍，有严重外腐蚀的地方，首先是涂层破环失去保护作用，其次是涂层屏蔽电流不能给予管道保护，形成局部阳极造成坑蚀。对于不含H2S 的气田，埋地管线铺设前做好防腐工作，使用年限应在30年以上。AS-1 集气站管线严重腐蚀的原因是：由于地处江堤低洼地带管线防腐层遭到严重破坏；管线防腐没达标。

通过以上分析，对于AS 气田，最适用、最便于管理，又节省投资的集气工艺应该是氯化钙脱水工艺，它的局限是油、气、水同产的气井；其次应该是三管水伴热集气工艺，单井年节约电费约为15万元。虽然配套设备多，员工劳动强度大，但便于管理、便于维修，只要管线防腐做得好可以延长使用寿命可以达到30年，而其它两种都不太合适。

2.3 计量工艺

天然气计量工艺采用了单井连续计量、两口井同时计量、多井轮换计量三种计量方式。

2.3.1 单井连续计量

目前能够实现单井连续计量的集气站是AS-3集气站和AS-2 集气站以及投产较早的AS-1 集气站的14 口气井。单井连续计量就是在集气站内，气井来气单独进入一级分离器，除去游离液后进入旋涡流量计进行单独计量，计量后再一起进入二级分离器进一步脱水外输。这种计量方式优点是计量比较准确，可随时掌握气井的生产动态，便于及时对气井的生产状况进行分析调整。缺点是流程复杂，占地面积大，现场设备多。

2.3.2 两口井同时计量

为降低地面投资，将相邻的产能相近的气井进行井间串联集气，共用一条采气管道和站内分离、计量设备。目前AS-1 集气站两对串联井分别是2003年12月AS2-11、AS2-13、2004年12月 投 产AS2-10、AS2-14。据近几年的生产情况来看，如果两口井同时生产，由于两井井口压力、产能状况差距较大，产能发挥受到严重干扰。主要存在下述问题：串联气井两口井同时生产时，井口压力取不准，压力表均显示高压气井压力，低压气井不能显示自身的真实压力；串联气井两口井同时生产时，各单井产气量需要人为分配，但因为压力低的气井井口压力不真实，导致人为分产时产气量分配不准确；串联气井两口井同时生产时，无法监测单井集气管线是否正常运行。例如2005年2月AS2-14 关井后，AS2-10 井单独生产，发现分离器压力低于1.0 MPa，通过管线来气放空证实AS2-10 井管线已经冻堵，随后检测到AS2-10 井电热带已断。

2.3.3 多口井轮换计量

单井来气进入集气站后，将其中的一口井单独进入计量分离器，进入计量间进行单计量，其余多口气井同时进入生产分离器，最后与单独计量的井汇在一起进行总计量。多井轮换计量虽然节省了一次性建设投资，但实际生产中发现，与两口井同时计量相比存在更多的弊端：两口井同时计量的井，为了解掌握气井的生产动态在用气不紧张的情况下，可以分季节开采，AS-3 集气站8 口井轮换计量却无法实现；多口井共用一台生产分离器，气井产油产水情况落实不清；某一口井管线穿孔或发生冻堵时在站内不能及时发现；无法录取到真实的第一手资料，导致气井措施跟不上，产能下降过快；如果采用轮换计量的气井产气量、气井压力等变化较大，可能会发生压力高的气井与压力低的气井生产相互干扰，压力低的气井进系统困难的现象，不方便生产指挥。

多年的生产实践表明：最佳的计量工艺是单井连续计量工艺，便于管理，第一手资料真实可靠，为以后气田开发提供可靠的依据，避免盲目投资建井。例如，2010年AS-1 集气站投产新井7 口井，有四口井不具备投产价值，有两口井投产后没有产气量，另外两口井以0.4×104m3生产8 个月后井口压力降至极低无法进入外输系统，目前这四口井仅收回地面投资的30%的成本。这其中就隐含着同区块气井产气量数据的不真实所致。个别气井可以选择采用轮换计量，首先要求了解掌握气井的产能状况，尽可能选择产能较为相近的气井，且最多不能超过三口井。

3 采气地面工艺比较合适的做法

1）采用三管水伴热集气工艺，适应性强，节约成本。三管水伴热虽然存在建设初期一次性投资高，但后期维护费用低、故障率低，与其他集气工艺相比更节约成本，如果防腐工作做得好使用年限更长，尤其适用于处于油气过渡带的气井。

2）实行单井计量工艺，为气田开发提供可靠依据，避免盲目建井投资。单井计量能保证第一手资料真实准确，可随时掌握气井的生产动态，便于及时对气井的生产状况进行分析调整，合理发挥气井产能，提高气田采收率。

3）单井分离、高低压气井分季节开采，简化地面工艺，减少地面投资。利用集气站内已建的单井分离、计量设施，将已建气井合并，需了解气井的产能状况，将产能相差很大的两口井共用一套分离、计量设施，或者将三口产能相近的井共用两套分离计量设施，实行分季节开采，既达到实现单井计量又减少了地面建设投资的目的。

4）采用甘醇脱水工艺，实现干气输送。针对集气站注甲醇处理工艺存在甲醇有毒、挥发性强，缺乏密闭储罐、污染环境的弊病，我们在两座集气站各安装了一台甘醇脱水装置，年节约甲醇70 t，节电1.3×104kW。