降压采气增压输气工艺在伏龙泉气田的应用
摘 要
伏龙泉气田自2012年全面投产以来，产气量逐年递减，压力逐年下降，部分低压井进站压力接近或低于外输压力，严重影响产量。计算了伏龙泉部分低压气井可采储量，选择对伏龙泉站进行整体增压，实施降压采气增压输气生产。安装了3台Gasjack一体机活塞压缩机，根据生产实际，气藏经过增压后增产天然气量2.57×104m3/d，稳产期累计增产约693.9×104m3，投入产出比达1:5.9，经济效益显著。
1 气藏生产概况
1.1 生产概况
伏龙泉气田位于松辽盆地东南隆起区伏龙泉构造南高点。纵向开发层系较多，包括浅层的泉三段、泉二段、泉一段及深层的登娄库和营城组。地质储量29.99×108m3，可采储量10.28×108m3。伏龙泉气田主体区初期单井日产能力为1×104m3～2.5×104m3，气藏埋藏浅，一般为300m～1200m，目前东北局共完钻井位 33 口，目前开井 21 口，日产天然气 16 万方，累产 6.53×10 8 m 3 ，地质储量采出程度23.9%，可采储量采出程度69.73%。
1.2 气藏井口、进站压力低严重影响了正常生产
2012年气田全面投产以来，整体开发形势表现为“三降一升”；即油压下降、产气量下降、开井数下降与产液量上升。平均油压由4.0MPa下降至目前的1.1Mpa，油压递减率0.06MPa/月，日产气量由最高45万方下降至目前22.5万方，水气比由0.1上升至1.1。开井数由最高24口降至21口。2016年，伏龙泉气田气井平均油压0.85MPa，大于1MPa的气井有4口井，占总井数的16%；0.5～1MPa的气井有6口井，占总井数的24%；小于0.5MPa的气井占到了60%，整体压力偏低。进站压力低于1MPa、日产气量低于1万方的井达到12口，占总井数84%。而井口到集气站管线压降为0.2～0.3MPa，集气站正常生产运行压力为0.75～1.0Mpa，因此大部分生产井的压力接近设计废弃压力，部分井已低于外输压力，无法进站外输。考虑到这些低压气井依然有可观的剩余可采储量，因而，降压采气增压输气方案是保障伏龙泉气田平稳生产的不二选择。
2 增压开采可行性分析
2.1 增压开采的有利条件
(1)伏龙泉气田经过多年的开发，积累了大量的现场数据资料，局项目组团队攻关研究，摸清了剩余可采储量，为增压开采前期论证提供了充分的依据。
(2)伏龙泉集气站进行整体增压开采不需对集输管线进行大的改造，只需添加相应的压缩机组及配套设施即可。
(3)增压开采技术是被广泛应用的较为成熟的工艺技术，在全国各大气田都有推广使用，而且东北局工程院与采油厂密切结合，论证了降压开采增压外输技术在梨树老区气田的可行性，值得投入。
2.2 潜力分析
增压开采主要是通过降低井口输气压力而降低气井废弃压力， 从而提高气藏的采收率。2016年对泉三段主力层测静压2 井次，平均地层压力 1.42MPa。泉头组单位压降产气量为1.33×108m3/MPa，增压后预计降低废弃压力0.4MPa，增加可采储量0.53亿方，因此降压开采潜力巨大。
3 降压采气增压输气工艺的现场应用
3.1 地面流程改造
本工程在已建伏龙泉集气站基础上，对低压、低产气井增压开采设计，本次设计范围为增压开采流程及扩建厂区平面、配管安装及配套的自控仪表、电力、消防、结构、采暖通风设计等内容。新增1台生产分离器（利旧设备），新增3台压缩机橇为油田部先导试验设备，并进行利旧及已建设备的管线安装设计。设计参数：低压井进站压力0.2～0.9MPa；处理气量：5.1×104m3。气井来气经预留增压汇管及站内已建计量分离器分离计量后，至新建生产分离器气液分离，分离后气体汇至压缩机增压至1.1MPa～1.3MPa后，进入站内已建生产分离器入口。可实现伏龙泉气田整体降压开采，可任意切换每一口降压开采井。
3.2 地面增压设备选择
针对气井分散，无外电源、外水源等情况，所配压缩机组应具备以下特点：
1）运行能耗低；
2）运行稳定性强；
3）吸气压力低，可达负压；
4）体积小，移动橇装式；
5）较强变工况适应能力，高压缩比；
6）自身具有分离液能力。经过招标对比，GasJack燃驱活塞增压机组作为伏龙泉降压开采核心装备。
4 气藏增压开采现场效果分析
4.1 优选措施井
对伏龙泉气田低压低产气井开展降压开采测试，根据压力和增产效果优选措施井。
通过压缩机12井次的筛选试验可以看出，每一口井都有不同程度的增产幅度，因F2-34、F2-43、F210、F2-22油压低接近外输压力，且增产效果良好，最终确认切入这4口井由3台压缩机于2016年9月10号开始降压增产开采生产。
4.2 效益分析
F2-22等4口井于2016年9月10日开始进增压系统开采，平均日增产2.57万方，稳产至2017年6月15日累增产天然气693.9万方，按天然气价格1.4元/方计算，销售收入971.46万，投入成本为165万（租赁费用+地面流程改造），投入产出比为1:5.89。
5 结论及建议
（1）伏龙泉气田目前大部分气井井口压力低，近 84%的气井进站压力低于或接近外输压力而不能正常生产，降压采气增
压输气工艺提高了气井的采气率，充分利用了有限的资源，是小区块低压气田开采的较好工艺。
（2）对 F2-22等4口井增压开采结果来看，稳产期间日增产2.57万方，累增产天然气693.9万方，投入产出比为1:5.89，效果显著。
（3）2017～2018 年，伏龙泉气田多数井井口压力将低于1MPa，可根据需要逐井接入，并增加增压机组，预计降低废弃压力0.4MPa，增加可采储量0.53亿方。
本文摘自《化工管理》2018年10月
作者简介：周杨（1990-)，男，湖北天门人，硕士研究生，目前从
事天然气开发研究工作。
用Gasjack一体机活塞压缩机和用天然气压缩机都可以实现降压采气增压输气，用天然气压缩机进行降压采气增压输气的 相关信息可参考>>>