天然能量利用与苏里格气田采气

天然能量利用与苏里格气田采气工艺革新辽河石油勘探局苏10项目部中国石油大学（华东）储建学院汇报提纲概述国内采集气工艺现状与缺陷

苏里格大气田应用天然能量的可能性与必要性

国内现行采集气工艺革新途径与制约要素

利用天然能量采气工艺简介现行工艺与利用天然能量采气工艺现行工艺的融合问题

利用天然能量采气工艺与苏10现行工艺的融合试验效果

利用天然能量采气工艺在大牛地气田的应用建议与前

防控技术与甲醇工作原理的异同

建议与承诺概述

国内大型气田（区块）所应用的几种主要采气工艺均有不同缺陷与弊病，均集中体现为天然能量利用不足，采气成本高昂，气田开发效益低下三个标志，低渗大型气田尤甚。理论分析与生产实践表明：制约天然能量利用与采气工艺革新的因素其实非常简单，没有想象中的复杂，其根本要素是水合物问题。辽河石油勘探局苏10项目部与中国石油大学（华东）储建学院协作，在沈阳富顺公司的大力支持下，通过严格论证与广泛吸收，以水合物问题为突破口，以系统工程为依据，以开发效益为根本目的，克服了现有采气、集气工艺缺陷与弊病，充分利用天然能量，在苏10实现了大型低渗采气、集气工艺革新，能够有效提高气田开发效益，大幅节能减排。国内采集气工艺现状与缺陷

调研表明，国内大型气田（区块）主要矿场采集气工艺有以下4种：1、单井单管高压醇保采气、集气工艺流程简图：设计理念：利用天然压力能集气，方便管理，降低井间干扰，保障矿场集输畅通。重大缺陷：无法有效利用地热能量。单井单管进站，矿场集气管线压力等级高，地面工程投资巨大。必须投加甲醇防冻堵，不仅导致采集气费用增加，而且产生大量有毒废水、废渣、废气，严重污染环境。必须加热后节流，天然气损耗严重，否则即使有醇保不出现冻堵，也无法满足钢材使用温度极限(普通管材低温极限－20℃，16Mn钢低温极限－40℃)。耗能严重，不仅耗费天然气，也耗费甲醇所固有的热焓与能量。革新制约要素：天然气水合物与钢材温度极限。其确认依据是：如果井下不注醇，井筒热交换后可能冻堵,地面管线热交换后也可能冻堵；如果地面集气不保持高压状态，节流温降严重，即使能够用醇保实现防冻堵，也无法满足钢材使用温度极限。2、多井并联中压醇保加热采气、集气工艺流程简图：

设计理念：利用天然压力能集气，降低集气管线长度和压力等级，节省钢材与地面工程投资。重大缺陷：无法有效利用地热能量。必须设置井场加热炉，属于本质不安全工艺，安全隐患多。需要对集气管线保温，地面工程投资仍然巨大。需要井口注醇，无论是人工还是机械注醇，均因甲醇特性而无法保证注醇量充足，注醇周期短、费用高，还存在人醇接触问题，增加了安全隐患，损伤了员工的健康。增加了气井管理难度与强度，极易因注醇制度问题出现井筒、管线冻堵影响气井正常生产。产生大量有毒废水、废渣、废气，严重污染环境。必须加热后节流，天然气消耗严重，否则即使有醇保不出现冻堵，也无法满足钢材使用温度极限。革新制约要素：天然气水合物与钢材温度极限。其确认依据是：如果井下不注醇，井筒可能冻堵；如果地面集气不加热节流，温降严重（可达－45℃），即使能够用醇保实现防冻堵，也无法满足钢材使用温度极限。3、多井并联井下节流中压加热采气、集气工艺流程简图：设计理念：利用天然压力能集气，利用少量地热能代替醇保解决井筒问题，降低能耗与投资，实现无醇采气。重大缺陷：应用范围受限制，高产井与低产井均不适用。若产气量高至一定值，井下节流温降严重，井筒热交换不及时或快速吸热导致地层结冰绝热，均会出现井筒冻堵；若产气量较低，集气管线散热、温降过快，即使加热温度很高也会出现集气管线冻堵。必须设置井场加热炉，属于本质不安全工艺，安全隐患多。需要对集气管线保温，地面工程投资仍然巨大。增加了气井管理难度与强度，极易因气井产量波动问题出现井筒、管线冻堵影响气井正常生产。必须加热后节流，天然气消耗严重。革新制约要素：天然气水合物。其确认依据是：如果井下热交换不及时，井筒可能冻堵；如果地面集气不加热节流，温降严重（可达－45℃），必然出现冻堵。4、多井并联井下节流增压采气、集气工艺流程简图：设计理念：利用地层热能和单井节流、集中增压解决水合物问题，实现无醇—不加热—不保温矿场采集气工艺，降低矿场集气管线长度和压力等级。重大缺陷：无法利用地层的天然压力能，在苏里格气田会白白浪费3年以上的压力能，能量浪费严重。应用范围受限制，高产井不适用。若产气量高至一定值，井下节流温降严重，井筒热交换不及时或快速吸热导致地层结冰绝热，均会出现井筒冻堵。必须在气田开发之初就设置井下节流与集中增压站，强制采取先节流后增压的技术方案，因此在气田初期开发中会出现严重的不合理性：从热力学角度看该工艺属于一种典型的熵增过程，从系统工程角度看该工艺是一种无理耗能工序；前面地层热能利用与后面增压耗能两者相抵，实际上并没有达到利用地层热能采集气的目的。需要增加压缩机站工程投资，地面工程投资仍然巨大。需要增加压缩机站运行费用，导致气田开发初期采气成本上升，天然气或电能能耗严重。增加了气井管理难度与强度，极易因气井产量波动问题出现井筒冻堵影响气井正常生产。革新制约要素：天然气水合物。其确认依据是：如果井下热交换不及时，井筒可能冻堵；如果地面集气压力过高，必然出现冻堵。总之，国内现行各种采集气工艺均存在重大缺陷，虽然其缺陷各不相同，但归纳起来却只有一条，即：没有解决气田如何充分利用天然能量问题，包括天然压力能和天然地热能两大部分。苏里格大气田应用天然能量的可能性与必要性

众所周知，苏里格气田是一个超深整装特大型低渗沙岩气田，具有天然能量高、天然能量递减缓慢的重要特性。苏10的生产实践表明：在气田初期开发的3年内，地层压力衰减缓慢，气井连续生产3年后井口流压仍然高达6MPa以上；而无论是井底温度还是井口气流温度，几乎观察不出明显变化。显然，忽视这些天然能量而不予以充分利用，是一种巨大的浪费。而那种本着“地层压力能早晚衰竭，集中增压终将采用，晚上早上都是上”设计理念完成的井下节流—矿场增压的无醇采集气工艺显然极其不合理：表面看似考虑了天然热量的利用，实际是一种熵增过程，严重违背了系统工程理论。换言之，生产实践已经证明：苏里格气田的重要特性决定了充分利用天然能量开发该气田的可能性和重要性。纵观整个苏里格气田开发，尽管已经开发数年，但仍然处于开发初期，大部分气田还没有进入开发建设日程，其特殊机制与开发模式决定了现有采气工艺的多样性，其地质条件的相似性与开发进程决定了大规模推广应用合理优异工艺的紧迫性和必要性。国内现行采集气工艺革新途径与制约要素上述分析已经表明：现行4种采气流程革新的制约要素要么仅仅是水合物问题，要么是水合物与钢材温度极限2个问题。然而，钢材温度极限问题是能够简单解决的：并不需要改变管材材质，如此不仅要增加固定投资，而且技术上完全没有必要，因为可以用更简单经济的方案解决：用分段多级节流代替一次性节流即可。因此，现行4种采气流程革新的制约要素归根结底是水合物问题，水合物问题一旦解决，其他许多问题就会迎刃而解。换言之，假定天然气开采中不存在水合物问题，采气、集气工艺不仅能够充分利用各种天然能量，而且极其简单。基于该点，国内现行采集气工艺革新的途径也只有一条：就是使水合物问题不再成为问题。利用天然能量采气工艺简介如前所述，随着开发的深入，任何气田天然能量特别是地层压力能最终都会衰减之无法利用之程度，但这与利用天然气采气工艺并不矛盾，更非不需要天然能量采气的依据。苏里格气田虽然具备良好的天然能量利用条件，但也同样有衰竭的一天，因此，我们根据苏10的生产实践，设计了以下2种采气、集气工艺：1、多井并联井下节流防控采气、集气工艺流程简图：设计理念：将整个气田开发分为初期与后期两个开发阶段，预留单井或多井抽气（增压）工序，利用防控技术使水合物问题不再存在，利用井下压力能实现开发初期的无醇采集气，利用井下热能解决钢材温度极限问题，利用单井或多井撬装抽气增压设备代替大型集中增压站实现气田后期的顺利开发和增压站不建或缓建目的，最终实现固定投资分批投入、大幅降低，气田整体开发效益和经济效益大幅提高的目标。优特点：能够一劳永逸地解决采气、集气、外输所有工序水合物问题，大幅降低采气、集气、外输各个工序成本与能耗，经济效益可观。在气田开发初期的数年内仅仅依靠天然能量就能完成采气任务，不需要考虑任何耗能措施。能够适应气田滚动开发的需要，更适用于气田开发中后期加密气井的生产，即充分利用了天然能量，又可有效避免新、旧气井的井间干扰。实现了增压站的缓建或不建，可使固定投资由一次性投入改为分批投入，使设备闲置率将至最低，大幅提高了固定投资效益。为实现抽气增压设备撬装化奠定了良好的物质基础，使单井或多井单管抽气增压代替集中增压成为可能。关键要素：水合物防控技术的完全解决。2、多井并联井口防控分级节流采气、集气工艺流程简图：设计理念：将整个气田开发分为初期与后期两个开发阶段，预留单井或多井抽气（增压）工序，利用防控技术使水合物问题不再存在，利用井下压力能实现开发初期的无醇采集气，利用分级节流和大地热能解决钢材温度极限问题，利用单井或多井撬装抽气增压设备代替大型集中增压站实现气田后期的顺利开发和增压站不建或缓建目的，最终实现固定投资分批投入、大幅降低，气田整体开发效益和经济效益大幅提高的目标。优特点：该工艺除具有第一种“多井并联井下节流防控采气、集气工艺”所具有的优特点外，还有以下优特点该工艺不需要井下节流，不存在井下油嘴固有的弊病。该工艺与现行的中高压采集气工艺融合容易。因其地面节流改造费用低于井下节流改造费用，因此能够有效延长天然压力能利用时间，应用天然能量更充分。现行工艺与利用天然能量采气工艺现行工艺的融合问题对于苏里格气田已经完成开发建设的区块，不可能重复建设新的采气工艺，但因为二者的关键要素都是水合物问题，因此该工艺的一些设计理念仍然能够与现有工艺有机融合。1、与单井单管高压醇保采气、集气工艺的融合为了取得最大经济效益，降低融合工作量，可以采取分步融合的方法：首先用防控技术彻底解决该工艺的水合物问题，但不解决管材温度极限问题和加热节流问题，在不对现行工艺进行任何改造的前提下实现无醇采集气工艺，大幅降低采气成本，消除环境污染。必要时，根据具体情况在适当位置安装改造多个节流油嘴，利用大地热能解决管材温度问题和加热节流问题，实现节能降耗、进一步降低采气成本的目标2、与其它现行工艺的融合（略）利用天然能量采气工艺与苏10现行工艺的融合试验效果

（1）融合情况简述除了单井单管高压醇保采气、集气工艺外，其他3种采气工艺苏10区块都进行了应用，其中苏10作业1区的1#站、2#站大部分井应用“多井并联井下节流中压加热采气、集气工艺”，少部分井应用“多井并联中压醇保加热采气、集气工艺”，作业2区的3#站则全部应用“多井并联井下节流增压采气、集气工艺”。为了降低改造工作量，除作业1区2007年5月份前进行的15口井的改造外，其余95多口气井没有进行任何改造，直接采用了技术风险承包的方式实施防控技术，合计实施防控技术110口井。（2）试验效果简述

2007年元月份，在苏10-32-35单井管线进行首次试验，停止井下注醇，采用井口防控技术，35天气井生产正常；2007年2月份扩大试验规模，先后在新井、老井、多井管线上进行试验，至5月底部分井因地温回升不需要再进行试验，部分井一直继续试验；2007年10月份，苏10作业1区全面推广该工艺，并不再进行工艺改造，直接采用技术风险承包的方式实施防控技术；2007年11月，因作业2区3#站所有压缩机均无法正常投产，直接采用技术风险承包的方式实施防控技术，实现了气井越站正常生产。迄今为止，苏10区块累计试验应用防控技术110井，历时一年，结果表明：防控技术有效地解决了水合物问题，利用天然能量采气工艺完全满足生产要求。经济效益简述固定投资效益，包括缓建（不建）集中增压站效益（略）运行效益井口加热费用：固定投资：20万元，按10年折旧计算，年费用20000元/年耗气费用：按照耗气100m3/日，气价0.7元/m3计算，耗气费用为：100×365×0.7=2.56（万元/年）加水车费用：0.77万元/年单井巡井人工与车辆费用：3.64万元合计：8.97万元/年井口注醇费用：甲醇费用：按照注醇量40kg/日，甲醇价格5500元/吨计算，年需甲醇费用：40×365×5500/1000=80300元/年单井巡井人工与车辆费用：2.18万元/年合计：10.21万元/年。防控技术风险承包费用：5万元。节省加药成本：4—5.2万元，相当节约加药成本：44—51%。按照单井产气10000m3/日，相当于降低采气成本：（40000—52000）/10000×365=0.011—0.0137(元/m3)=11—13.7元/km3按照总公司给苏10项目部的采气成本100元/km3计算，相当于节约采气成本：11—13.7%

由此可见，即使不考虑固定投资，仅仅运行费用的节约也巨大的，为确保采气成本不超标提供了有力支持。利用天然能量采气工艺在大牛地气田的应用建议与前景1、已经开发的区块。调研表明：大牛地气田已开发区块主要采用单井单管高压醇保采气、集气工艺，已经建成标准小站30多座，为了取得最大经济效益，降低改造工作量，建议采取分步融合的方法：（1）首先用防控技术彻底解决该工艺的水合物问题，但不解决管材温度极限问题和加热节流问题，在不对现行工艺进行任何改造的前提下实现无醇采集气工艺，大幅降低采气成本，消除环境污染。（2）必要时，根据具体情况在适当位置安装改造多个节流油嘴，利用大地热能解决管材温度问题和加热节流问题，实现节能降耗、进一步降低采气成本的目标即使不考虑第二步，仅仅用防控技术彻底解决该工艺的水合物问题也会给该区块带来巨大经济效益与安全环保效益：按照该区块有32座小站，1座小站管理21口气井，单站耗醇量1000吨/年，重复利用率60%，甲醇价格5000元/吨，甲醇回收费用3000元/吨计算，可产生如下经济效益：注醇甲醇费用：32×1000×（1-60%）×5000=6400（万元/年）注醇电费：以电费0.5元/度，注醇时间12小时/日计算32×21×1.5×12×365×0.5=221（万元/年）甲醇回收费用：按照甲醇回收费用3000元/吨计算，需要费用：32×1000×60%×3000=5760（万元/年）合计：5760+221+6400=12381（万元/年）相当于单站费用为：12381÷32=387万元/年防控水合物费用：按照单站150万元/站.年计算，全区合计需要4800万元/年，仅为现有费用的：38.8%

如果实施了第二步，还能节省大量燃气费用：按照单井100m3/日，气价0.7元/m3计算，单站耗气费用为：100×0.7×365×21=53.7万元/年全区耗气费用：32×53.7=1718万元由此可见，在该区推广新工艺的巨大经济效益，以及无法计算的安全效益与环保效益。2、新开发区块（具体略）建议直接应用多井并联井下节流防控采气、集气工艺。不仅可以节省上述运行费用，而且可节省数亿元的固定投资费用。防控技术与甲醇工作原理的异同防控技术所以效益如此巨大，是因为其原理与甲醇