老气田中后期地面系统调整改造优化模式研究

温 庆，张文娟，刘姿伶

（1.西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都610041；2.西南油气田分公司川西北气矿邛崃采气作业区，四川 成都 610001）

四川盆地老区气田整体进入开发中后期，生产规模不断递减，井口压力不断下降，地面集输系统普遍低负荷运行，局部呈现出不适应，因此，需根据现存在问题，依托逐年丰富的集输管网资源、不断优化的系统管理经验，探索老区气田中后期保质保供稳步发展的管理模式。

1 四川盆地气田地面集输系统现状

四川盆地天然气管网已形成“三横、三纵、一库”的总体格局，综合输气能力300亿m3／a，并与全国管网连接。各气田集输管网内部呈枝状或放射状，含硫天然气主要以净化厂为中心进行集中处理。现已形成以北干线、北外环和北内环构成的“三横”，以南干线东段、南干线西段和中卫一贵阳联络线构成的“三纵”，配套南干线与北内环、北干线构成的输送环网，总体高低压分输的基本格局，并与全国管网相通相连。

西南油气田典型区块的天然气集输系统模式主要有4类。

1）以大天池为代表的中、低含硫集输模式。井口气在站内节流、加热、分离、计量后，由集气支线气液混输至集气站，经生产分离后气相由集气干线输送至天然气处理厂脱水、脱硫，处理合格后外输，液相定期拉运回注或管输回注。其特征为：原料气长距离输送，集中脱硫，干气输送。

2）以龙岗为代表的气液混输模式。井口气在站内节流、加热后，由全线路保温的集气支线气液混输至集气站分离、计量处理，经集气干线进入天然气处理厂脱水、脱硫后外输，液相经闪蒸、过滤后回注。其特征为：气田内部集输输送；集中脱硫；湿气输送。

3）以大川中须家河为代表的简化集输模式。采取丛式井组、井下节流、多井集气、轮换计量及气液混输等工艺技术，简化地面流程，地面不设置水套炉，单井无人值守。地面工艺建设采取设计标准化、装置撬装化、安装模块化和管理数字化。其特征为：气田内部集输输送；集中脱水；湿气输送。

4）老气田低压气集输模式。主要针对处于中后期生产的老气田，天然气外输以就地直供用户为主，少量进入大管网调配。在整体工艺上对原管网进行调整，建立高、低压天然气分输系统，普遍采取增压方式生产。其特征为：就地销售，站内干法脱硫，湿气输送。

2 老区气田地面集输系统存在的问题

2.1 气田开采后期，生产压力降低

随着气田开发时间的递延，老气田进入递减期，井口压力下降到接近集输系统输压，维持目前生产规模的难度越来越大。为了延缓老井的快速递减，必须搞好老井的增压开采，通过增压、降低回压，延缓区域气藏气井递减，维持低压气井正常生产。

在天然气增压输送工艺技术应用中，必须满足以下几点：一是气田剩余储存量大，具有资源基础；二是与天然气用气市场距离较远，无法实现高低压分输或是就地销售；三是气井集中分布，各个管网配置完善，可采取多井集气工艺，统一增压的技术路线，以降低投资和便于加强管理；四是通过增压明显提高气田产量，延长气田生产时间。

2.2 地面系统集输处理能力总体富余，系统普遍处于低负荷运行

四川盆地开发中后期，由于产能规模不断递减，集输、增压、脱水、净化等生产配套系统都出现能力整体富余和低负荷运行的情况。集输系统建设时间跨度大、技术水平参差不齐，设备功能不完善、老化等情况普遍存在；后续地面生产系统维护工作量大、改造难度高。近年来老区气田新增产能区块储量规模小、分布零散，地面配套建设难度大，只能依托现有系统轮换生产，但由于老系统管网及处理能力有限，新增天然气产能无法发挥。

2.3 气田水治理难度大

四川盆地天然气藏普遍含水，在开发初期基本不产水或只有少量凝析水产生，当气藏进入开采中、后期，随着地层压力降低、地层水侵入，老井产水量逐步增大，气田水的处理需求不断增大，且含硫气田的气田水中还包括硫化氢和有机物等有毒有害物质，这些污染物如不经处理外排，对周边环境的潜在影响及污染极大。主要存在的问题包括：①气田水区域性回注能力不足，环评批复难度大；②含硫气田水尾气恶臭。

3 地面系统调整改造优化模式

3.1 增压输送

增压输送是实现老气田稳产和提高采收率的重要途径。增压输送工艺流程为低压天然气经分离、过滤并计量后，经天然气增压机增压，输往下游系统，由于外输背压的影响，增压时机也会千差万别，同一个气田内部不同区块、不同气井采用的增压方式也会不尽相同，不同增压方式下增压时机以及其确定方法也不尽相同。目前油气田增压输送方式主要有以下几种：单井增压输送、集中增压输送、区域增压输送、组合增压输送。

3.2 地面管道及场站适应性改造

随着老气田产量逐年递减，对外部气源依赖程度越来越高，部分场站功能以及重要性发生较大变化，导致现有工艺流程与新的运行工况不相适应，需要进行调整。开发后期，气田产量降低，部分集输场站设计处理能力与实际产量已严重不匹配，需对场站工艺设施及流程进行优化简化。通过对老油气田地面管网的调整改造，消除输送瓶颈，解决气井后期生产压力低、气井产水对生产造成的影响。同时，老旧站场“关、停、并、转、简”的实施，对场站进行工艺流程的收缩，可提升负荷率、节约运行成本、优化站场人员结构。地面管道及场站适应性改造主要有四种典型措施：1）站场优化调整；2）管网调整改造；3）场站关停并转；4）集转输。

3.3 气田水处理

随着开发后期产水量的快速增加，部分气田回注系统不完善，需要改造气田水处理回注系统和管网，解决老气田气田水出路，解放有水气藏产能。气田水回注处理是解决气藏产水的主要方法，为适应新环保法要求，需要加大科技攻关，优化气田水处理工艺，稳步推进气田水地面处理工程。气田水处理有三种典型措施：1）回注井回注；2）处理后达标外排；3）综合利用。目前，西南油气田主要采用处理后回注地层的途径来解决气田水的出路问题，并已开始积极探索达标外排处理方式，站场的气田水采用气田水管线以及汽车拉运等方式统一输送至回注站进行回注，回注前的处理工艺上，绝大多数采用简单隔油沉淀后直接回注，新建的气田水回注井站，更是增设了石英砂和核桃壳两级过滤处理装置，通过隔油沉淀+过滤处理后回注。

4 结论

1）面临负荷率低、地面配套建设难度大等挑战，西南油气田经过摸索和研究，形成了多种成熟完善的地面系统调整改造优化方法。2）通过增压输送、地面管道及场站适应性改造和气田水治理这三类地面系统调整改造优化模式可以解决老气田生产中存在的问题，满足气田经济、高效开发的需求。3）公司合理指定的开发方案，保障了供气与气田稳产之间的关系。4）西南油气田将进一步制定合理对策，依托“一区一策”或“一井一策”优化老井开采方案，确保气田的高质量稳产及地区的天然气保供。