浅谈气田开发现状及集输工艺

魏双明

摘 要：大牛地气田的勘探工作始于70年代末，但主要工作是在1999年以后开展的。上世纪70～80年代主要是开展重磁和地球化学勘查，并于1985年在塔巴庙区块南部上古生界下二叠统下石盒子组、山西组、上石炭统太原组和下古生界奥陶系马家沟组钻遇多层油气显示，于奥陶系马家沟组和下二叠统下石盒子组获天然气流，并于山西组测试获少量天然气，表明了本区古生界具有良好的天然气勘探远景，初步證实了该区古生界具有天然气成藏条件。

关键词：气田;开发;集输

“八五”期间主要以下古生界碳酸盐岩为主要勘探对象，在下古生界奥陶系钻获工业气流，上古生界山西组钻获气流，进一步证实古生界具备良好的油气成藏条件。1999年以后，调整勘探思路，开展了以上古生界碎屑岩为主要目的层的勘探并获工业气流，正式揭开了上古生界天然气勘探序幕。

自2000年起，特别是2002年以来，华北分公司加大了勘探研究工作量，取得了重大的油气成果。分别在盒2、盒3气层组发现高产气流，开创了以盒2、盒3高产气层为重要勘探目的层的新格局。

2004年在气田东北部发现了气田太2气层高产区，2006年在气田中东部发现了气田太1气层高产区，为该气田下一步的勘探拓展了思路。

1 开发准备阶段

大牛地气田的开发研究工作始于2001年，主要研究工作在2002年进行，通过对气田开发预可行性研究和三口开发准备井的钻探，证明了大牛地气田具有良好的开发前景。因此，2002年编写了《大牛地气田开发先导试验方案》，目的是进一步落实气田的储量和产能，并进行工程工艺试验，为规模开发提供依据和做好技术准备。

2 规模化开发阶段

2005年大牛地气田开始进入规模化，主要在气田西北部进行了以盒3、盒2、山1段为主力气层的产能建设工作。完成开发准备井13口，开发井233口，地面集气站10座，污水处理厂一座，首站一座，建成年输气能力为30亿方的大榆管线84km（Ф711：60km，Ф660：24km），动用储量460.90×108m3，建成天然气产能10×108m3，并于7月17日正式向北京供气;全年生产天然气4×108m3，向北京供气2.96×108m3。

2006年主要在大23～大47井区进行以太2气层为主，兼顾盒3、盒1、山2气层的产能建设。完成开发准备井11口，开发井145口，地面集气站8座，动用储量312.54×108m3，建成天然气产能5.3×108m3，全年生产天然气10.0×108m3，向北京供气7.0×108m3。

2007年开发区相对分散，其中大3、大7、DK8井区是以盒3为主要目的层;DK25、DK28井区以山1为主要目的层;大48、大60井区以盒2为主要目的层，大66井区以盒3和太2为主要目的层。共动用地质储量245.44×108m3，部署实施开发井154口，新建成天然气产能4.34×108m3。

2008年主要在大12、大66井区以盒1、山2、盒3、太2气层为主，兼顾盒2、山1、太1气层的开发。已累计动用面积423.79km2，动用储量1177.97×108m3，累计建成产能23×108m3。

2009年开发区主要为大12井区及大66井区滚动扩边区，合计可动用面积34.8km2，可动用地质储量93.3×108m3，大12井区产气层以山2、山1、盒1为主，兼顾盒2、盒3气层，大66井区产气层以盒3、山2、太2为主，兼顾山1、太1气层。建产气井71口（直井61口，水平井10口），新建成天然气产能1.93×108m3。

截止2010年6月30日大牛地气田先后开发了4个井区、7个层位，建成34座集气站，4座集气站在建，年底将达到38座集气站。2009年底气田含气面积1457.7km2，累计探明地质储量3745.25亿方;累计动用储量1306.64亿方，其中可采储量695.13亿方，累计建产25.67亿方，目前保有建成产能24.01亿方/年。2010年上半年有生产井714口，上半年年产气11.50亿方，历年累计产气80.31亿方，采气速度1.48%，采出程度6.15%。

3 开发先导试验阶段

2003年和2004年进行了开发先导试验，完成开发准备井37口，建成集气站4座，集气能力为125×104m3/d，建成大杭输气管线138km，建成产能1.5×108m3。通过开发先导试验，深化了气田地质特征和天然气富集规律的认识，优选出了气田西南部盒2、盒3、山1高产气层和高产富集区，为规模化开发提供了依据;初步总结出一套适合于低渗气田的气藏工程评价技术、钻完井工艺、采气工艺、集输工艺等开发配套技术，为规模化开发奠定了重要基础。

4 结束语

大牛地气田除33号集气站采用井下节流低压集气工艺以外，其余集气站均采用单井高压集气工艺，集气压力在5MPa～20MPa。天然气进入集气站后首先通过水套炉加热，再经过气嘴和针阀节流降压降温，然后通过分离器进行气液分离，最后经高级孔板阀计量外输，外输压力约4.5～5.5MPa。气田主要通过站内注醇泵向采气管线或油套管环空注入甲醇来抑制水合物的生成。

参考文献：

[1]岳海鹏，李松.浅析油田原油集输系统节能技术与措施[J].化工时刊，2011（4）：49-52.

[2]周远祥.油田地面降温集输技术应用与效益评价[J]. 中国高新技术企业，2012（1）：153-155.