1深层天然气内部集输工艺的探讨孙云峰 徐国富大庆长垣东部深层天然气具有巨大的开发潜力，目前已探明储量 239.86108m3，从 1996年升深 2 气井试采以来，对 深层气田逐步认识，截止到 2003 年底，已投 产深层气井 11 口，建成产能 75104m3/d，累计产气 4.19108m3。2004 年，按照股份公司对大庆深层天然气加快开发的工作要求，安排基建试 采徐深 1 等 5 口深层气井，目前尚未投产。气田地面集 输采用了四川气田的做法，建设单井集气站，中压集输，该工艺 在四川气田已经成功应用几十年，安全可靠，可以有效保证试采气井的 顺利投产。但是，随着深 层气田开发规模的逐步扩大，需要对气田内部集输工艺进一步研究优化，提高开发效益，保证气田可持续发展。一、2004 年试采气井集输工艺浅析2004 年对徐深 1、徐深 1-1、徐深 5、徐深 6 和汪深 1 气井进行基建。根据开发预测，5 口气井都具有产量高、压力高的特点，预测产能 100104m3/d，各井开发参数预测见附表 1。（一）工艺流程5 口高压试采气井采用了单井集气、放射状中压集气流程，建设 5 座单井集气站，徐深 1-1、徐深 5、徐深 6 井集气站的天然气通过集气管道 输至徐深 1 集气站， 进行集中脱水后进入集气干线，与汪深 1 井集气站脱水天然气汇合，共同输至红压计量站。徐深 1 井集气站脱水规模 100104m3/d，汪深 1 井集气站脱水规模 30104m3/d；徐深 1 至红压集气干线设计压力6.4MPa，管道规格 50810，设计规模 25108m3/a。单井集气站工艺流程和总工艺原理流程见附图 1、附 图 2。（二）技术特点1、选择了技术可靠的集输工艺针对气井压力高的特点，选择了单井集气工艺，高 压天然气采用三级节流调压，在气井油管出口 3038 MPa 角阀一级节流到 2024MPa，加热炉一次换热后角阀二级节流到79.3MPa，加热炉二次换热后采用自动调节阀三级调压 到 5.96.52MPa，确保节流后压力平稳，安全供气。单井集气站进行常温气液分离，各集气站来气集中进行三甘醇脱水，实现干气输送。在 试采初期，未建三甘醇脱水装置前，采用湿气加药外输 。单井气液分离采用高效卧式重力分离器，三甘醇脱水装置采用国外引进技术的撬装设备，天然气计量采用高级阀式节流装置，可以实现不停气清洗和更换孔板。2、选择了合理的输气压力等级和 输气规模2根据开发部门提供的储量和产能规划总体设想，以及目前已探明地质储量和近期试采工程安排，经过反复论证，确定了初期单干管集输方案，建设徐深 1 到红岗压气站集输干线。参照国内主要集输气管线设计压力等级，同时兼顾气井开发后期生产压力的变化，保证气井生产年限，确定了 6.4 MPa 的集输压力。按照 2010 年建成 80108m3/a 产能的总体设想，以及对用气市场需求预测，确定了初期建设的集输干线输气规模 25108m3/a。这条集输干线基本符合了远近期相结合的设计原则。3、应用了先进的安全控制技术在井口、集气站进站和出站集气管道和集气干线上设置紧急切断安全控制系统。井口的高低压切断安全控制系统和管道上的电动紧急切断阀，使发生事故时，迅速自动切断气源，避免发生安全事故，避免上游管道泄漏对下游气田正常生产的影响。（三）投资情况2004 年试采工程概算总投资 1.984637 亿元，平均单井投资 4000 万元。各系统投资情况见附表 2。二、国内主要气田集输工艺介绍目前，四川气田产量在国内位居第一，长庆气田居次。这两个气田都具有丰富的开发建设经验，地面工程技术成熟，工艺技术处于国内领先水平。（一）四川气田四川气田地处丘陵和山区，地势起伏较大，适宜采用单井集气工艺。 经过四十多年的开发建设，气田已经投产气井 2000 多口，建成了 较庞大的集输系统。 单井集气站在节流降压、气液分离后，中压集输到输气站 进行集中脱水，含硫气再输至净化厂脱硫，各站 净化干气汇合到集气总站后， 进入环形集输干 线。 单井集气站主工艺流程：井口产气节流加热炉节流气液分离计量外输。该集输工艺的特点是工艺技术成熟、安全可靠、适应性强、便于管理，但是由于地面建 设规模大，投资较高。（二）长庆气田长庆气田地处黄土高原和沙漠地区，地势相对比较平坦，十多年的开发建设形成了具有自身特点的地面工艺。地面主要采用多井高压集气工艺，甲醇从集气站泵输注入到各气井井口工艺管线内，实现常温集气，气井高压气在集气站内 节流降压，通 过分离器前阀组调节，可进行单井分离计量，未计量天然气进入生产分离器进行气液分离，与计量气汇合集中脱水，干气计量后，中压输至净化厂再集中进行脱硫、脱水 处 理，之后在配气站 计量后进入外输管线。3该集输工艺的特点是工艺技术先进、简化，地面工程投资相对于四川工艺较低，但是能否适应 30MPa 以上的高压气井需要进一步论证。三、深层天然气加快开发工作部署为落实股份公司提出的松辽盆地北部深层天然气 2005 年新建产能 10108m3 的工作目标，经过研究， 对 20042005 年天然气加快开发工作进行了安排。（一）产能目标 通过加快徐家围子地区探井试采和升平、兴城气田钻井、基建步伐，力争 实现深层天然气 2005 年新建产能 10108m3/a 的工作目标。 预计 到 2005 年底,深层累计可建成产能15.82108m3/a，建成总产能 19.25108m3/a。（二）深层天然气提交储量目标2004 年储量目标：提交控制、预测储量共 1000108m3（徐深 1-徐深 6 井区：提交控制储量300108m3；兴 城南部：提交 预测储量 700108m3）。汪家屯-升平地区作为后备区块。2005 年上半年储量目标：提交探明储量 1000108m3（兴城-丰乐计划提交探明储量1000108m3）。汪家屯-升平作为后备区块，估算储量 20030010 8m3。（三）深层天然气开发整体部署到 2010 年，将目前深层已探明储量 239.86108m3 全部投入动用, 另外，还要再动用1500108m3 的探明 储量（勘探 计划 2005 年新增 1000108m3，2007 年新增 500108m3），力争实现天然气年产能力 100108m3 的目标。以后每年再动用勘探新提交的 200108m3 探明储量，才能持续稳产，保证稳定供气。20042010 年，共安排钻井 329 口（深层气田 276 口），基建 288 口（深层气田 222 口），建成能力 2550104m3/d（深 层建成 2454104m3/d）（见表 1），深层气田采气速度达到 4.3%。到2010 年，年产气层气 76108m3，年产天然气 90108m3（见表 2），待探明和待发现地区产量占75%。（四）2004 年2005 年钻井和基建工程安排钻井: 2004 年深层钻井 11 口(兴城 5 口、升平 6 口)，完钻 9 口井(兴城 3 口、升平 6 口)。2005 年深层钻井 23 口(兴城 15 口、升平 6 口、安达 2 口)，完钻 25 口井(兴城 17 口、升平 6 口、安达 2 口) 。基建：2004 年基建试采 5 口井（徐深 1、徐深 1-1、徐深 6、徐深 5 和汪深 1 井），预计建成产能 3.14108m3/a。2005 年基建 23 口井（包括升深更 2 井）， 预计新建产能 10.07108m3/a，深4层气田累计建成能力 15.82108m3/a。2005 年气层气 产量 8.77108m3，天然气产量26.38108m3。四、深层天然气集输工艺探讨根据深层天然气的开发形势，未来近 300 口井需要建设，按照现在的试采地面工艺，将建设近 300 座集气站。虽然在技 术和管理上不存在问题，但是工程投资和运行管理成本控制面临严峻挑战，显然地面系统优 化急需研究。（一）深层气田的特点根据现在的勘探结果，大庆长垣东部深层气田主力产区分布在兴城气田和升平气田，气田具有以下特点：1、气田地势平坦 兴城气田位于肇州县境内，地面海拔 161182m。升平气田位于安达市境内，地面平均海拔 143m160m。两气田相 邻，地面主要 为农田，地 势平坦。2、井网密度大兴城气田开发控制井以成功探井为中心井，向外滚动式钻井的原则布井，优选构造有利部位，与探井井距在 1000m1500m 之间。根据 升深 2 和升深 2-1 井区开发井的布局结果， 升平气田开发井布井井距为 800m1250m，选构边部为 1500m 左右。3、地层压力高徐深 1 井井深 3543.5m 处实测的地层压力 39.7MPa，井深 3485.41m 处实测地层压力为38.85 MPa。徐深 6 井井深 3772.88m 处实测压力为 39.15 MPa，井深 3583.9m 处，实测压力为37.86 MPa。升平地区登三段有 4 个测压点，气层压力变化范围是 26.25MPa29.98MPa ，营城组有 2个测压点，气层压力变化范 围是 29.98MPa32.25MPa 。4、产气温度高根据已经试采的升深 2、升深 2-1 气井的生产情况，井口产气温度均在 50以上，可见深层高产气井具有产气温度高的特点。徐深 1 井、徐深 2 井、徐深 6 井及邻井实测地层温度在132146，也将获得较高的井口产气温度。5、单井产量高升平气田已经试采的火山岩储层气井均获得较高的产量，升深 1、升深 2-1 产量均在20104m3/d 以上。兴城气田徐深 1 等气井预测产量也在 2030104m3/d。可见，深层气田具有5单井产量高的特点。6、天然气气质好兴城气田徐深 1 和徐深 6 井天然气烃类气体占 93.4498.66%，主要为甲烷、乙烷、丙 烷。非烃气占总体积的 3%以下，主要有氮气、二氧化碳、氦气和氢气。在烃类气体中，C 2 以上烃类含量仅 0.152.94%，具有明 显的干气特征。 升平气田登娄库组和营城组不同层位天然气物理性质差异不大。甲烷含量在91.141%94.992%，平均为 92.993%；二氧化碳含量在 0.286%5.114%，平均为 2.405%；深层天然气以干气为主，但存在一定的非烃气，尤其是二氧化碳含量偏高。7、产水量大已经试采的升深 1、升深 2-1 气井产水量约为 2m3/d。2004 年基建的徐深 1 等气井初期预测产水量 34 m3/d。（二）集输工艺对深层气田的适应性分析根据目前国内气田集输工艺现状，主要有单井集气和多井集气两种工艺，针对大庆长垣东部深层天然气的特点，采用哪种工艺更为合理，在具体采用时应完善哪些技术环节，需要 进行深入探讨。1、单井集气工艺适应性分析单井集气工艺适应产气压力高的特点。深层气井井口压力一般在 30MPa 左右，在井场通过换热节流，使压力降低到 6.4MPa，再进行集输，便于生产操作管理，有利于安全生产。同 时，也降低了管道施工技术难度，有利于保证施工质量。单井集气工艺适应产水量大的特点。当气井产水量较大时，如果不在井场分离，气液同 输使集气管道注醇量或加热量不好控制，同时，加 药量和能耗量增加也将使成本增加。单井集气工艺适应单井产量高的特点。单井产量高可以使工艺设备具有适中的规模，如分离器、计量装置等，技术性能有保证。2、多井集气工艺适应性分析多井集气工艺适应井网密度大的特点。多井集气工艺有效控制了地面建设规模，多口气井集中建站，减少了处理设备 数量，降低了地面工程投资，同 时，也减少了管理人员数量，有利于成本控制。多井集气工艺适应产气温度高的特点。产气温度高有利于在井口节流降压，使集气压力降低，如果将井口压力降低到 20 MPa 左右时，目前的多井集气工艺技术完全能够保证正常生产的需要。（三）深层天然气集输工艺优 选及需要研究的主要问题6根