水淹油氣藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)注采工藝聯(lián)合運(yùn)行技術(shù)

摘 要

摘要：由水淹油氣藏改建的地下儲(chǔ)氣庫(kù)受油田注水開(kāi)發(fā)和水侵的雙重影響，氣藏主力產(chǎn)層水淹嚴(yán)重，儲(chǔ)層內(nèi)部油氣水三相分布混亂，注采井生產(chǎn)回壓高，單井注采氣生產(chǎn)能力差，延緩了儲(chǔ)氣庫(kù)的達(dá)
摘要：由水淹油氣藏改建的地下儲(chǔ)氣庫(kù)受油田注水開(kāi)發(fā)和水侵的雙重影響，氣藏主力產(chǎn)層水淹嚴(yán)重，儲(chǔ)層內(nèi)部油氣水三相分布混亂，注采井生產(chǎn)回壓高，單井注采氣生產(chǎn)能力差，延緩了儲(chǔ)氣庫(kù)的達(dá)容速度。為此，通過(guò)綜合分析儲(chǔ)氣庫(kù)的注氣工藝和采氣工藝特點(diǎn)，提出了儲(chǔ)氣庫(kù)注氣工藝和呆氣工藝聯(lián)合運(yùn)行的新技術(shù)，并應(yīng)用HAZOP方法對(duì)該技術(shù)進(jìn)行了風(fēng)險(xiǎn)分析和識(shí)別，制訂了生產(chǎn)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)控制措施。該新技術(shù)的成功應(yīng)用解決了注呆井儲(chǔ)層水淹和生產(chǎn)回壓高的難題，有效改善了單井的注采氣生產(chǎn)能力，加快了儲(chǔ)氣庫(kù)的達(dá)容速度，豐富了水淹油氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫(kù)的達(dá)容措施，進(jìn)一步提高了儲(chǔ)氣庫(kù)的管理水平，對(duì)我國(guó)儲(chǔ)氣庫(kù)的生產(chǎn)運(yùn)行管理具有一定的指導(dǎo)作用。
關(guān)鍵詞：水淹油氣藏；地下儲(chǔ)氣庫(kù)；注氣工藝；采氣工藝；聯(lián)合運(yùn)行；水侵；注采氣生產(chǎn)能力；達(dá)容速度
 
陜京(陜西靖邊-北京)輸氣管道系統(tǒng)建有大張坨、板876、板中北、板中南、板808、板828等6座儲(chǔ)氣庫(kù)，除大張坨儲(chǔ)氣庫(kù)外，其他5座儲(chǔ)氣庫(kù)都是由水淹油氣藏改建而成，受油田注水開(kāi)發(fā)和水侵的雙重影響，氣藏主力層已水淹，部分注采井儲(chǔ)層水淹嚴(yán)重，儲(chǔ)層內(nèi)部油氣水三相分布混亂。注氣期間，單井儲(chǔ)層吸氣啟動(dòng)壓力較高，吸氣能力差，井口壓力上升快，強(qiáng)注后需緩注甚至停注平壓，階段注氣量較少；采氣期間，地層水影響儲(chǔ)層含氣孔隙度，氣藏內(nèi)形成水鎖氣、水包氣或壓力波及范圍有限等現(xiàn)象，致使單井采氣生產(chǎn)能力較差。多周期生產(chǎn)運(yùn)行后，部分單井注采氣生產(chǎn)能力改善不明顯，制約了儲(chǔ)氣庫(kù)的達(dá)容速度。應(yīng)用氣藏工程分析可知，注采井生產(chǎn)回壓是影響單井采氣攜液能力的重要因素，應(yīng)降低井口生產(chǎn)回壓，提高采氣攜液能力。
1 注采工藝系統(tǒng)的特點(diǎn)
1.1 注氣工藝系統(tǒng)
上游天然氣在分輸站調(diào)壓、計(jì)量后輸至儲(chǔ)氣庫(kù)集注站。進(jìn)站天然氣經(jīng)過(guò)濾器除去粉塵和雜質(zhì)，經(jīng)壓縮機(jī)組增壓至13.O0～30.OOMPa，冷卻至溫度低于70℃后通過(guò)注氣匯管輸至井場(chǎng)注氣閥組，單井計(jì)量后再注入儲(chǔ)氣庫(kù)氣藏[1]。
   儲(chǔ)氣庫(kù)注氣期間，集注站來(lái)氣壓力為2.00～3.20MPa，壓縮機(jī)組前工藝系統(tǒng)壓力較低，壓縮機(jī)組后端天然氣管道高壓運(yùn)行。
1.2 采氣工藝系統(tǒng)
    采氣井井口流程采用節(jié)流不加熱注甲醇工藝，防止生成天然氣水合物。天然氣處理裝置采用三相分離、J-T閥節(jié)流制冷、注甲醇防凍和乙二醇再生等工藝。當(dāng)?shù)貙訅毫抵罦-T閥節(jié)流制冷不能滿足外輸氣露點(diǎn)要求時(shí)，采用丙烷輔助制冷系統(tǒng)確保外輸氣露點(diǎn)合格[1]。
單井井流經(jīng)可調(diào)油嘴調(diào)壓后匯集到采氣匯管，經(jīng)采氣管線是輸至集注站，井場(chǎng)輸來(lái)的井流物經(jīng)生產(chǎn)分離器進(jìn)行三相分離。分離出的氣體經(jīng)管殼式換熱器換熱，然后再經(jīng)J-T閥節(jié)流制冷，節(jié)流后的天然氣進(jìn)入低溫分離器進(jìn)一步分離，分離后的氣體再經(jīng)管殼換熱器復(fù)熱，最后經(jīng)外輸調(diào)節(jié)閥調(diào)壓輸至分輸站。各分離器分離出的凝液外輸至聯(lián)合站處理。
需單井計(jì)量的井，利用單井閥組倒入計(jì)量流程，通過(guò)計(jì)量管道輸至集注站，由計(jì)量分離器進(jìn)行油、氣、水三相分離并計(jì)量。分離后的氣體與生產(chǎn)分離器分離后的氣體匯合，分離出的油、水計(jì)量后匯合外輸至聯(lián)合站處理。
    儲(chǔ)氣庫(kù)采氣期間，外輸壓力根據(jù)下游管道壓力情況而波動(dòng)，一般維持在4.50～7.00MPa，單井井口回壓為7.O0～10.00MPa，單井采氣生產(chǎn)回壓較高。
2 注采工藝聯(lián)合運(yùn)行技術(shù)方案
    圖1為儲(chǔ)氣庫(kù)注氣工藝和采氣工藝聯(lián)合運(yùn)行原理圖。注氣期間，通過(guò)流程切換將注氣系統(tǒng)壓縮機(jī)組前部分與采氣系統(tǒng)流程導(dǎo)通，降低采氣系統(tǒng)壓力和單井生產(chǎn)回壓，在生產(chǎn)回壓較低時(shí)開(kāi)井采氣生產(chǎn)，儲(chǔ)層水淹嚴(yán)重的注采井可采氣攜液，以降低單井儲(chǔ)層含水飽和度，提高氣相滲流能力[2]，從而改善單井注采氣能力。單井井流物經(jīng)天然氣處理裝置處理后，天然氣輸至注氣壓縮機(jī)組入口，經(jīng)注氣壓縮機(jī)組壓縮增壓后，注入儲(chǔ)氣庫(kù)氣藏。
    儲(chǔ)氣庫(kù)注氣工藝和采氣工藝聯(lián)合運(yùn)行時(shí)，應(yīng)用HAZOP方法進(jìn)行了風(fēng)險(xiǎn)分析及識(shí)別，制訂了生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)控制措施[3]：
    1) 單井采氣生產(chǎn)采用甲醇防凍制冷工藝，防止形成天然氣水合物[4]。
    2) 開(kāi)井初期井口壓力高，節(jié)流比較大，先關(guān)閉J-T閥，待溫度升高后，再調(diào)整J-T閥開(kāi)度，防止計(jì)量管道超低溫引發(fā)冷脆效應(yīng)。
    3) 注氣工藝和采氣工藝聯(lián)合運(yùn)行期間，由于單井采氣量小、天然氣處理裝置處理能力過(guò)大，天然氣露點(diǎn)不合格致使?jié)駳饣烊肷嫌蝸?lái)氣，可能影響壓縮機(jī)組的安全平穩(wěn)運(yùn)行，應(yīng)加密壓縮機(jī)組燃料氣節(jié)流后的低點(diǎn)排污次數(shù)，避免因氣質(zhì)不合格導(dǎo)致壓縮機(jī)組停機(jī)[5]。
    4) 調(diào)整采氣系統(tǒng)壓力報(bào)警限值，防止因壓力低低報(bào)警觸發(fā)緊急關(guān)斷系統(tǒng)，關(guān)斷采氣系統(tǒng)工藝設(shè)備。
    5) 注采工藝聯(lián)合運(yùn)行期間，監(jiān)測(cè)采氣井和鄰近注氣井壓力的動(dòng)態(tài)變化，發(fā)現(xiàn)采氣井油壓升高、注氣井油壓降低等異常情況時(shí)，立即停止注采工藝系統(tǒng)運(yùn)行。
 
3 應(yīng)用實(shí)例及效果分析
    板808儲(chǔ)氣庫(kù)目的層層位為板Ⅱ、板Ⅳ油組，設(shè)計(jì)工作氣量為4.17×108m3，注采井8口。其中板Ⅱ油組注采井6口，設(shè)計(jì)工作氣量為2.93×08m3，運(yùn)行壓力為13.0～30.5MPa；板Ⅳ油組注采井2口，設(shè)計(jì)工作氣量為1.24×108m3，運(yùn)行壓力為15.0～37.0MPa。2006年9月30日開(kāi)始注氣，運(yùn)行3個(gè)注采周期后，至2009年6月10日，板Ⅱ油組6口井均實(shí)現(xiàn)注采氣生產(chǎn)，形成有效工作氣量1.70×108m3，其中庫(kù)5-5井累計(jì)注氣956×104m3，累計(jì)采氣29×104m3，注采氣生產(chǎn)能力較差。分析其主要原因?yàn)椋孩賻?kù)5-5井地層壓力高但儲(chǔ)層水淹嚴(yán)重，夏季注氣壓縮機(jī)出口壓力超過(guò)29.OOMPa時(shí)，儲(chǔ)層方可吸氣，注氣生產(chǎn)時(shí)間短，未能改善儲(chǔ)層內(nèi)含氣飽和度，儲(chǔ)層內(nèi)氣相滲流能力差[2]；②采氣生產(chǎn)時(shí)單井生產(chǎn)回壓高達(dá)8.90MPa，地層的彈性能量不足以采氣攜液生產(chǎn)。受以上因素限制，庫(kù)5-5井的儲(chǔ)層動(dòng)用程度較低，嚴(yán)重制約了達(dá)到設(shè)計(jì)庫(kù)容量和有效工作氣量的時(shí)間，延緩了板808儲(chǔ)氣庫(kù)達(dá)容速度。
2009年6月12日，板808儲(chǔ)氣庫(kù)實(shí)施注氣工藝和采氣工藝聯(lián)合運(yùn)行技術(shù)，期間庫(kù)5-5井采氣生產(chǎn)，板808儲(chǔ)氣庫(kù)啟運(yùn)1臺(tái)壓縮機(jī)組向其他注采井注氣生產(chǎn)，注氣系統(tǒng)和采氣系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)行生產(chǎn)37d，共排液6839m3，產(chǎn)氣9709m3。同年7月23日，庫(kù)5-5井注氣生產(chǎn)，其開(kāi)井時(shí)油壓為25.22MPa，較2008年吸氣時(shí)的油壓(29.20MPa)降低了3.98MPa，累計(jì)運(yùn)行53d，注氣1033×104m3，2009年1 2月16日至2010年1月20日，庫(kù)5-5井采氣生產(chǎn)，36d采氣508×104m3、采液6785m3，最局日米氣32×104m3，最大采液量263m3。
注采工藝聯(lián)合運(yùn)行技術(shù)有效改善了板808儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)5-5井的注、采氣能力，加快了板808儲(chǔ)氣庫(kù)達(dá)容速度，減少了形成板808儲(chǔ)氣庫(kù)板Ⅳ油組有效工作氣量的運(yùn)行周期。
4 結(jié)論
1) 應(yīng)用儲(chǔ)氣庫(kù)注氣工藝和采氣工藝聯(lián)合運(yùn)行技術(shù)，在注氣期間實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)氣庫(kù)單井采氣生產(chǎn)，增加了單井的注、采氣運(yùn)行周期，降低了注采井生產(chǎn)回壓，提高了單井采氣攜液生產(chǎn)能力，有效改善了單井注、采氣生產(chǎn)能力。
    2) 應(yīng)用HAZOP方法對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)注氣工藝和采輸工藝聯(lián)合運(yùn)行技術(shù)進(jìn)行了風(fēng)險(xiǎn)分析及識(shí)別，制訂了生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)控制措施。
   3) 該技術(shù)豐富了水淹油氣藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)的達(dá)容措施，進(jìn)一步提高了儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行管理水平，對(duì)其他儲(chǔ)氣庫(kù)的生產(chǎn)運(yùn)行管理具有指導(dǎo)作用。
參考文獻(xiàn)
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(本文作者：陶衛(wèi)方 王永發(fā) 岳克敬 金連善 王思耀 胡志遠(yuǎn) 中石油北京天然氣管道有限公司)