淺談低壓氣井優(yōu)化開采在孤東氣田中的應用

趙志寶

摘 要：針對勝利油田天然氣開發(fā)處于中后期，接替難度大，原有氣井天然氣采收率低，開采過程中存在出水、出砂、壓力低等問題，且大部分低壓氣井無法正常進入高壓供氣管網(wǎng)。按照油田天然氣降耗增效總體要求，對孤東氣田氣井生產進行調研，結合油田“氣代油”項目，采取分季節(jié)供氣，在夏季高壓氣井關井時，開低壓氣井供孤東采油廠注氣鍋爐用氣，經過一個夏季的應用，取得了良好的開采效果，達到了油田降本增效的目的，解決了低壓氣井無法利用的問題，完善了高低壓工藝管網(wǎng)共用流程。

關鍵詞：低壓氣井；改造；利用

1 課題提出背景

勝利油田油氣集輸總廠孤東采氣隊始建于1988年12月，承擔著孤東、紅柳兩大油氣田9大開發(fā)區(qū)塊104口氣井的開發(fā)管理及四座集氣站和32公里Φ219外輸支干線及159公里單井管線的巡查護線任務。孤東采氣隊所管轄的104口氣井中，報廢井17口、未投產井3口、在冊井84口。在冊井84口中，待報廢井7口，因各種原因停產的問題井28口，有生產能力的氣井49口。孤東氣田已連續(xù)開發(fā)28年，所轄氣井的實際動用儲量為18.49×108m3，占氣井控制儲量21.25×108m3的87.01%，該氣田從1995年起進入遞減期，部分氣井的壓力、產量開始逐年下降，特別是近年來部分氣井在生產過程中壓力下降迅速，很快便與回壓持平，甚至低于回壓，而孤東采氣隊至孤島壓氣站輸氣干線的管徑由過去的Φ529已更改為Φ219，這樣就使得干線的管容減少，冬季生產時的最高輸氣壓力經常達到1.5-1.6MPa，使得這些壓力低的氣井天然氣無法進入高壓管網(wǎng)，影響了孤東采氣隊氣井的正常生產。

為此，針對孤東氣田氣藏剩余可采儲量較高、采收率較低的現(xiàn)狀，為了保證氣田的科學高效開發(fā)，對孤東氣田集氣站場和管線進行優(yōu)化調整，消除管網(wǎng)壓力對低壓氣井的影響，從而提高該氣藏的最終采收率。

2 優(yōu)化模式探索

按照勝利油田天然氣降耗增效總體要求，根據(jù)孤東氣田氣井生產的實際情況，提出對低壓氣井優(yōu)化開采，到達提質增效的目的，具體方案：利用高壓氣井關井期間，低壓氣井氣利用站內高壓系統(tǒng)進行開采及外輸，提高商品量。由于2014年勝利油田實施了天然氣替代自用原油孤東辛輸氣管線沿線站場改造工程，使得油田大部分采油廠蒸汽鍋爐采用天然氣能源，孤東油氣區(qū)塊也實現(xiàn)了油氣集輸總廠孤東1#集氣站與孤東采油廠供氣管網(wǎng)的連接，但是由于其天然氣系統(tǒng)為高壓管網(wǎng)系統(tǒng)，使得低壓氣井無法開采，所以需要對氣井進行摸排，對低壓井、站場進行工藝管網(wǎng)、設備優(yōu)化，實現(xiàn)降耗增效的目的。

3 主要做法

3.1 氣井情況調查

油氣集輸總廠組織有關技術人員對孤東區(qū)塊的地質情況進行了詳細的摸排，在孤東地區(qū)104口各類氣井中共找出生產壓力低、無法正常進入高壓管網(wǎng)的氣井22口，其中一號站9口，二號站6口，三號站7口，這些氣井已累計生產天然氣0.7×108m3，占其累計儲量1.9×108m3的36.84%，剩余可采儲量較高，實際采收率較低，仍然具有一定的開采價值。

目前該區(qū)塊建有4座集氣站，分別為：孤東1#集氣站、孤東2#集氣站、孤東3#集氣站、紅柳集氣站。

在孤東地區(qū)生產壓力低、無法進入集輸管網(wǎng)的低壓氣井有22口，其中：無產能井4口；經過現(xiàn)場開井測試并結合地質資料，目前仍具有開采價值且無需新上作業(yè)的氣井有10口，預計產氣量可達6500m3/d；采取措施后能夠開采的低壓產能井8口，產能為14000m3/d。

3.2 氣井篩選

按照勝利油田降耗增效的要求，對22口氣井進行綜合評估，對于無產能的4口井不進行考慮，對于需要采取氣井作業(yè)措施的8口低壓氣井由于開發(fā)費用高，從經濟效益方面綜合評定為不宜開發(fā)，最終選定10口無需作業(yè)的氣井進行優(yōu)化，低壓開采外輸。

3.3 工藝優(yōu)化

由于孤東采油廠氣代油項目的流程與孤東一號集氣站供氣流程已經連接，孤東采油廠的生產用氣壓力一般在0.3MPa-0.5MPa，低壓氣井氣生產完全可以滿足供氣要求，因此，需對孤東氣田集氣站場和管線進行改造調整，新建適合孤東氣田實際情況的生產流程，消除管網(wǎng)壓力對低壓氣井的影響，實現(xiàn)低壓氣井向孤東采油廠供氣，從而提高該氣藏的最終采收率。

由于這些低壓氣井長期不生產，氣井管網(wǎng)多出現(xiàn)了腐蝕穿孔，地方施工破壞等情況，集氣站內流程、設備不能滿足低壓生產需求，進行管網(wǎng)、站內設備優(yōu)化如下：

3.3.1 井口流程

①恢復3口低壓氣井的井口流程，更換Φ60高壓管線45米，井口保溫套6個，井口閥門5個，卡箍及鋼圈30套；

②8口氣井因管線、分離器與高壓生產井共用，需進行流程改造，并入其它低壓氣井流程，需要Φ60管線2950米；

3.3.2 集氣站流程、設備

①對現(xiàn)有流程的閥門進行維修更換，需要DN80閥門3個；

②新增5臺DN32智能流量計作為單井計量，并改建原計量流程；

③各集氣站選用停用?600單井分離器作為低壓外輸分離器使用；在三個集氣站的低壓外輸分離器前各安裝3臺DN50智能流量計，對各站的外輸?shù)蛪簹膺M行計量。

3.3.3 站低壓外輸流程

低壓氣井集輸期間，由于單井壓力及氣量較低，需要更換高壓氣井單井流量計。2#、3#集氣站內低壓氣外輸，利用已建Φ219×6高壓氣外輸管線，外輸至1#站至已建氣代油交接點。

4 實施效果

通過優(yōu)化措施的實施，恢復孤東氣田低壓氣井生產，2015年在夏季關高壓氣井期間，開低壓氣井，供孤東采油廠“氣代油”項目，低壓氣井開采運行時間約為8個月，供氣量約為108.17萬方；按照勝利油田辛店末站交接天然氣價格（不含稅）3.03元/m3計算，取得經濟效益為327.75萬元。

5 結束語

通過低壓氣井優(yōu)化，成功的提高了油氣集輸總廠天然氣降耗增效和外銷商品量，確保了氣井安全，優(yōu)化了資源配置利用，為勝利油田天然氣開發(fā)后期的氣井管理、低壓氣井再利用提供了有益的素材和經驗。