（石油与天然气工程专业论文）靖边气田天然气增压集输工艺技术研究.pdf

中文摘要 论文题目：靖边气田天然气增压集输工艺技术研究 专业：石油与天然气 硕士生：单吉全( 签名) 指导教师：李天太( 签名) 朱天寿( 签名) 摘要 增压是气田开采过程中必然要遇到的一项生产措施。随着靖边气田的开发和天然气 的不断采出，地层压力逐渐降低，部分气井生产过程中井口压力己与集气系统压力持平， 不得不采取间歇生产的方式。本论文结合靖边气田储层及气井生产状况，预测分析了靖 边气田在现有开发规模下的压力递减规律，初步预测了靖边气田增压的起始时问及开发 指标。同时，结合气田特点及地面工艺状况，对靖边气田实施增压集输工艺进行了探讨 和分析，通过对集中增压、局部管网增压、集气站增压三种增压方式进行对比分析，优 选出适合靖边气田的增压方式，并对增压方式进行了计算和分析，对站内流程进行了优 化研究。这对现场生产具有重要的指导作用。 关键词：靖边气田，地层压力，压缩机，天然气集输，增压 论文类型：应用研究 l l 英文摘要 s u b j e c t ：a p p l i c a t i o n & r e s e a r c ho nt h et e c h n o l o g yo fn a t u r a lg a sc o m p r e s s i o na n d g a t h e r i n gi nj i n b i a ng a sf i e l d s p e c i a l t y n a m e ： i n s t r u c t o a b s t r a c t n a t u r a lg a sc o m p r e s s i o ni so n eo f p r o d u c t i o nm e a s u r e sd u r i n gg a sf i e l de x p l o i t a t i o n t h e f o r m a t i o np r e s s u r ed e c l i n e sg r a d u a l l ya l o n gw i t he x p l o i t a t i o na n dp r o d u c t i o ni nj i n g b i a ng a s f i e l d b e c a u s et h ep r e s s u r ea tw e l l h e a do ft h ep a r t so fg a sw e l l sg e t sa g r e e m e n tw i t ht h e p r e s s u r eo f n a t u r a lg a sg a t h e r i n gs y s t e m s 0t h em e t h o d so f b a t c hp r o d u c t i o nm u s tb ea d o p t e d b a s e do nt h ea n a l y z i n gt h ep r o d u c t i o nc o n d i t i o no fg a sw e l l ，t h em o d e l so fp r e s s u r ed e c l i n e f i l ep r e d i c t e da n da n a l y z e da tc u r r e n t e x p l o i t a t i o ns c a l ea n dt h eb e g i n i n gt i m ea n dt h e e x p l o i t a t i o ni n d e xa tt h em o m e n to fb o o s tp r e s s u r ea r ep r i m a r l yf o r c a s t e di nt h ep a p e r a s s o c i a t i n gw i t ht h ec h a r a c t e r i s t i c so fg a sf i e l da n dt h ec o n d i t i o n so fs u r f a c es u p e r c h a r g ea n d n a t u r a lg a s g a t h e r i n gt e c h n o l o g y , c e n t r a l i z i n gs u p e r c h a r g e ，s u p e r c h a r g e i nn a t u r a l g a s g a t h e r i n gs t a t i o na n dl o c a lp i p en e t w o r ks u p e r c h a r g em o d e sa r ea n a l y z e da n dc o m p a r e d t h e s u p e r c h a r g em o d e sa r eo p t i m i z e df o rj i n g b i a ng a sf i e l d i tw i l lh a v ea ni m p o r t a n tg u i d i n g a f f e c tf o ra l lg a s f i e l dp r o d u c t i o ni no u rc o u r t r y k e y w o r d s ：j i n g b i a ng a sf i e l d ，f o r m a t i o np r e s s u r e ，c o m p r e s s o r ， n a t u r a lg a s g a t h e r i n g ，c o m p r e s s i o n t h e s i s ：a p p l i c a t i o ns t u d y 1 1 1 学位论文创新l 生声明 本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成 果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外，论文中不包含其他 人已经发表或撰写过的研究成果；也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位 或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做 了明确的说明并表示了谢意。 申请学位论文与资料若有不实之处，本人承担一切相关责任。 论文作者签名：单妻互 日期：迎一盟 学位论文使用授权的说明 本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定，即：研究生在校攻读 学位期间论文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、 公开阅览、借阅以及申请专利等权利。本人离校后发表或使用学位论文或与该论文直接 相关的学术论文或成果时，署名单位仍然为西安石油大学。 论文作者签名： 导师签名： 毖 受至乡 日期：盘2 ：坠 日期：硅7 ，2 弓日期：拦：7 “ 注：如本论文涉密，请在使用授权的说明中指出( 含解密年限等) 。 第一章绪论 第一章绪论 1 1 问题提出、研究意义及课题来源 气田开发一般经历试采及产能建设阶段、稳产阶段、产量递减阶段及低压小产量生 产阶段。采用定产生产的气田又分自然稳产期、增压稳产期和递减期三个阶段。随着气 井的生产，井口压力逐渐降低，当压力降低至集气管线系统压力时，便不能输入集气管 网，为使管道输送能连续进行，必须由增压站将天然气增压，以克服管道在流动中的摩 擦阻力，因此需要考虑增设增压站及增压设备，有资料表明增压站的投资占输气管道总 投资的2 5 左右，压缩机组的投资占增压站投资的5 0 以上，压缩机组的燃料消耗占增 压站营运费用的7 0 以上【l 】。增压是气田开采过程中必然要遇到的一项生产措施。 随着靖边气田的开发和天然气的不断采出，地层压力逐渐降低，部分气井在生产过 程中井口压力已与集气系统压力持平，不得不采取间歇生产的方式。因此为了满足气田 的稳产需要，使低压气井得到有效开发，进行靖边气田天然气增压集输工艺技术的探讨 和研究工作，具有较大的经济效益和社会效益，对于减少管线及工艺设备的压力损失， 充分利用地层能量，进而提高气田稳产能力具有重要的实际意义。 本研究课题来自靖边气田生产现场。 1 2 天然气增压集输工艺技术国内外研究及应用现状 随着气田的不断开采i 】，进入中后期生产的气井越来越多，由于气井的能量逐步递 减，井口压力越来越低，为了提高气田或气井的采出程度和采收率，需要增压开采和将 开采的气量增压输送。自从1 9 8 2 年7 月，我国首次在四川兴3 井应用压缩机增压以来， 国内增压工艺也随之得到快速的发展。目前，气田增压机组正朝着单机大功率、低能耗、 低噪音方面发展，增压工艺也日趋成熟和完善，在国内外各大气田均有大量的使用经验。 以四川气田为例，截止2 0 0 5 年底，四川气田内部集输管网共有增压站7 4 座( 1 7 9 台压 缩机) ，主要有增压输送和气举增压开采两种用途。增压输送气量共计约1 9 x 1 0 8 m 3 a ，其 中重庆气矿安装有5 6 台压缩机，增压气量约1 4 2 x 1 0 8 m 3 a ，蜀南气矿安装有5 5 台压缩 机，增压气量约2 5 1 0 8 m 3 a ，川西北气矿安装有3 台压缩机，增压气量约1 8 l o s m 3 a ， 川中气矿安装有1 5 台压缩机，增压气量约0 5 1 0 8 m 3 a 。气举增压主要集中在蜀南气矿， 安装有5 0 台压缩机，气举气量共计约3 1 0 8 m a 。 根据四川气田的增压经验来看，主要有以下方面的经验可供借鉴 2 1 ： 1 ) 气田增压机均选用具有高压缩比，运行灵活性较高的往复式压缩机，以适应气田 产量、压力变化快，压缩比较高的工况： 2 ) 驱动方式以燃机驱动为主，四川i 气田自1 9 8 2 年使用天然气压缩机以来，至今己 拥有各型天然气压缩机百余台，其中电动压缩机仅为7 台，由于运行成本高，目前仅为 间歇使用或已停止使用。因此从实际使用情况来看，采用燃机驱动的机组更适合气田生 两安石油大学硕 ：学位论文 产的需要，且对外界依赖性较小。根据对运行成本的初步核算，相同功率的电机驱动的 压缩机组年运行费用接近燃机驱动的压缩机组运行费用3 倍。 3 ) 气田所使用压缩机组多为低速整体天然气发动压缩机，与中、高速分体式压缩机 相比，具有维护简单，安装方便，效率高，运行成本低等优点。 d 压缩机冷却方式基本采用风冷式，与水冷式相比具有水、电耗量小，不需软化水， 对炜界的依赖程度低，运行成本较低等优点。 5 ) 对于面积较小的气田一般采用集中增压方式，以减少站场的占地面积及配套辅助 设施，减少站场值守人员，节约工程投资及管理、运行费用，特别适用于整体开发、含 气面积小且地层压力衰减程度相近的气田。 6 ) 根据气田具体情况的差异，在以下情况下应考虑采用局部管网增压： ( 1 ) 同一气田中存在高压气井或产层，也存在低压气并或产层需进行分别增压的气 井； ( 2 ) 同一气田中由于地层压力及产量衰减程度的不同，需先后进行增压的气井； ( 3 ) 气田面积大，需增压的集气站相距较远，原支线不能满足输量要求需新建复线， 经技术、经济对比采用集气站增压方案更优的集气站。 7 ) 对压缩机组噪声源的治理，常规的方法是从建筑降噪和设备降噪两个方面进行治 理。考虑到压缩机组在运行中的通风散热与操作方便等问题，一般不对设备本体加装隔 声罩进行降噪。由于四川地区人口密度相对较大，为了实现环保达标，降低治理费用的 目的，通常考虑采用建筑降噪方式，即采用环保型彩钢结构压缩机厂房。厂房采用吸音、 隔声、阻尼等综合降噪技术对压缩机组的高强度噪声进行降噪，其隔声降噪值为2 0 2 5 d b ( a ) ，可有效实现环保达标。为了防止低频噪声沿地面传向环境，均在天然气压缩机 组周围挖减振沟( 兼做电缆沟) 。 对于站内设置多台增压机组的增压站，由于存在噪音，振动叠加等复杂因素，在减 噪效果不好的情况下，通常采取站内只设置值班控制室，工作人员的休息窒建在站外的 方式，同时拆迁站场附近居民。 8 ) 增压机组前需设置分离效果较好的气液分离设备或干式除尘设备，天然气经分离 后再进入增压机组以确保增压机的安全平稳运行。 1 3 论文研究内容 1 、结合靖边气田储层及气井生产状况，预测分析靖边气田在现有开发规模下的压力 递减规律，初步预测靖边气田增压的起始时间及开发指标。 2 、通过对气井稳产状态下井口压力递减规律的分析认识，采用气藏工程方法和数学 方法，调整靖边气田气井的配产量，确定各并站、各气井的增压时机。 3 结合气田特点及地面工艺状况，对靖边气田实施增压集输工艺进行了探讨和分 析，通过对集中增压、局部管网增压、集气站增压三种增压方式进行对比分析，优选出 适合靖边气田的增压方式，并对增压方式进行计算和分析，对站内流程进行优化研究。 2 第二章靖边气田基本情况 第二章靖边气田基本情况 2 1 靖边气田勘探开发概况 2 1 1 气田基本情况 1 、气田地理位置 靖边气田位于陕西、内蒙两省区，北起内蒙古自治区乌审旗，南抵陕西省安塞县， 东至陕西省横山县，西达陕西省定边县。涉及的行政区有陕西省榆林市、横山县、靖边 县、定边县、志丹县、安塞县及内蒙古乌审旗等。 气田地面海拔约1 0 0 0 1 6 5 0 m ，地形以沙漠和黄土塬为主，山大沟深，地势复杂。 气候干燥、多风沙，四季温差较大，冬季最冷约2 5 c ，夏季最热约4 0 0 ，降雨量少。 气田范围内交通以油田公路为主，条件相对便利。 2 、区域地质背景 靖边气田区域构造属华北地台西部鄂尔多斯盆地，古构造是在区域西隆东洼大格局 控制下的东倾大单斜。进入燕山构造运动期时由于山西地块的上升将东部掀起，使盆地 内原向东倾斜的地层全部西倾，形成东隆西洼的格局。 靖边气田现今构造奠基于侏罗纪末燕山中期构造运动，发展和完善于喜马拉雅运动。 其奥陶系马家沟组地层的区域地质结构具有东西分带的特点，即中部为古隆起潮坪区， 东侧为浅坳陷盐洼带，西部为深坳陷斜坡区。在西倾斜坡的区域构造背景上，构成了西 部沉降生烃、中部隆起运聚、东部上倾致密遮挡的完整区域成藏背景。 3 、地层划分和产层 靖边气田的主要储产层为下古生界奥陶系马家沟组的马五l 、马五2 和马五4 等层 段，因此又被称为下古气藏或马五气藏。 下古生界早奥陶系马家沟组地层属海相沉积的碳酸盐岩地层，被构造运动抬升暴露 后，经过l 亿多年的风化、剥蚀和淋滤作用，形成了以孔洞缝发育为特征的马五段风化 壳储集层。奥陶系顶部为石炭系本溪组地层，其泥砂岩良好的封盖能力使其成为气藏区 域的盖层。 2 1 2 靖边气田的勘探成果 到目前为止，靖边气田已探明含气面积7 0 1 0 5 4 k m 2 ，探明地质储量4 5 4 5 4 2 1 0 8 n 1 3 。 其中，上古气藏探明含气面积5 7 9 1 k m 2 ，探明地质储量5 0 6 5 5 1 0 8 m 3 ；下古气藏探明含 气面积6 4 3 1 4 4 k m 2 ，探明地质储量4 0 3 8 8 7 x1 0 8 m 3 。下古气藏探明储量占了全气田总储 量的8 8 8 6 ，是靖边气田的主力气藏。 在下古气藏内部的九个区块中，中区的探明含气面积最大( 为1 0 0 8 6k m 2 ) ，探明 两安石油大学硕十学位论文 地质储量也最多( 8 3 2 8 6 x 1 0 8 m 3 ) 。北区、中区、南区的探明地质储量都超过了4 0 0 x 1 0 8 n 1 3 ， 陕2 4 、陕1 7 5 、陕1 0 6 、陕1 8 1 井区的探明地质储量都在1 0 0 x 1 0 8 m 3 左右。 裹2 - 1 靖边气田探明地质储量成果数据 探明含探明地动用含动用地动用可 储最动 未动用地 气田气藏区块 气面积 质储最气面积质储最采储蹙用程度质储量层位 k m 1 0 8 m 3 k m 2 1 0 8 m ，1 0 8 m 31 0 8 m 3 上古5 7 9 i5 0 6 5 55 4 44 7 9 59 4 6 62 7 0 5 盒t 北二区5 4 6 72 6 0 8 l 5 1 6 32 5 7 41 6 7 _ 3 9 8 6 93 4 l 北区 4 7 6 34 4 0 6 24 5 4 84 3 0 72 9 2 89 7 7 59 9 2 陕2 42 2 31 5 1 2 3 2 1 3 5 1 5 1 1 1 0 2 7 9 9 9 l o 1 3 l f i 区 1 0 0 8 68 3 2 8 69 0 3 18 2 8 45 7 9 89 9 4 64 4 6 马五 内 南区 6 1 1 25 2 5 7 35 8 0 74 5 0 42 9 7 28 5 6 77 5 3 3 l + 2 南二区 6 1 0 63 2 l4 8 4 52 8 5 21 8 0 88 8 8 53 5 8 部 陕1 0 6 2 4 7 21 3 7 3 82 2 0 71 2 9 28 3 99 4 0 58 1 8 陕1 7 5 1 8 41 0 4 51 5 5 89 5 16 1 89 1 o o9 4马五 靖边 下 陕1 8 1 1 8 5 89 6 6 57 0 24 3 52 3 94 5 0 15 3 1 5 马五。 古 外围 1 2 06 9 一 2 8 7 0 7 83 7 1 9 62 7 4 01 7 9 0 29 5 4 41 9 9 7 8 小计4 0 9 3 4 统5 1 0 9 1 “4 9 8 6 1 7 2 5 27 8 8 0 5 1 2 2 1 5 8 0 4 1 9 8 潜陕2 0 0 4 8 0 0 61 8 8 2 31 1 7 8 34 6 2 03 0 0 32 4 5 41 4 2 0 3 厶 u 陕豸7 59 7 r 4 43 7 4 7 23 7 4 3 22 3 4 7 81 5 2 6 l6 2 6 51 3 9 9 4 东 侧 陕2 3 0 1 6 8 91 0 6 5 4 4 2 0 72 6 5 4 1 7 2 52 4 9 l 8 0 0 小计 2 3 3 8 0 41 1 6 8 0 97 0 6 7 43 8 6 3 2 2 5 1 1 1 3 3 0 7 7 8 1 7 7 合计 6 4 3 1 4 44 0 3 8 8 74 4 2 6 3 43 1 2 6 3 22 0 4 1 3 l7 7 4 l9 8 1 5 5 总计 7 0 1 0 5 4 4 5 4 5 4 2 4 9 7 0 3 4 3 6 0 5 8 22 0 4 1 3 l7 9 3 31 0 0 8 6 2 2 靖边气田开发现状 2 2 1 气田目前生产状况 至2 0 0 6 年底建生产井5 6 7 口，共投产气并5 5 2 口，其中靖边气田5 2 2 口，乌审旗气 田2 6 口，4 口边缘井。全气田年产气量5 2 2 2 0 4 x1 0 8 m 3 ，年产水量1 1 4 1 5 7 x 1 0 4 m 3 ，采气 速度1 4 2 ( 剩余可采储量采气速度2 8 7 ) ，历年产气量3 0 6 4 0 3 6 1 0 8 m 3 ，历年产水量 6 4 31 5 8 x1 0 4 m 3 ，采出程度5 6 6 ( 可采储量采出程度1 4 7 8 ) 。 1 、开发区块的划分和生产概况 截止2 0 0 6 年底，靖边气田下古探明的9 个含气区块0 l - - 区、北区、陕2 4 井区、中 区、陕1 8 1 井区、南区、南二区及陕1 0 6 井区、陕1 7 5 井区) 已全部投产。潜台东侧陕 2 0 0 、陕2 2 7 、陕2 4 5 、陕2 3 0 井区于2 0 0 5 年开发，统5 井区2 0 0 6 年开始开发。2 0 0 6 年底 气田下古年产气5 0 1 6 8 3 x 1 0 8 m 3 ，产水1 0 7 7 5 2 1 0 4 m 3 ，历年累计产气2 9 6 0 8 9 5 1 0 8 m 3 ， 产水6 1 2 0 7 9 1 0 4 m 3 ，采气速度1 6 0 ，采出程度7 3 3 。 4 第二章靖边气田基本情况 原含气面积内，北区、中区历年累计产气量超过6 0 x 1 0 8 m 3 ，陕1 0 6 井区采气速度最 大为2 1 9 ，南二区采气速度最小，为0 8 9 ：北区采出程度最高，达到1 3 7 l ；南二 区采出程度最低为5 4 5 ( 各区块的生产统计数据见下表) 。 表2 - 22 0 0 6 年上半年靖边气田下古气藏开发数据表 开 目蝎产量年产量 t y 侔e g i + 采气黯h 气冈区块井气量水量油气水油 耋 气水 速度礅 数 l m 一矗矗l d 留矗dl 瞒一矗 北= 区 4 1h 1 3 4 堪8 2 l 5 l 姗：a 缸i凹9 6 3 筮l n 5 43 1 6 孵1 3 4 tl 翻四嘲2 m1 2 “ 北区 5 6 2 l 4 9 7 73 2 l 僻7 9 7 5 1 6 7 ( 61 1 7 4 11 5 3 0 0 96 0 柏6 9 9 0 5 l砣6 9 瑚 l 签1 3 7 l 陕烈井区 2 05 6 3 0 0 ll 哽1 7 32 0 5 4 9 - 5 4 1 5住9 蝴0l z 虻1 9 7 5冱唠伽1 3 6& 2 7 中区9 0卫4 勰镐s 7 0l 鸵9 嗍1 7 8 埘n 1 78 5 4 4 1 4 4 0 7 71 1 3 熨3 4 驼l 肿1 0 茄 南一区 6 6彻丑，9五圩1 2 7 4 1 7 7 4 5 8 8 9 n 0 5 l0 1 25 3 6 1 8 1 1 6 3贸1 7 5 m l 1 j 酷 1 0 如 南= 区 2 4胡麟 3 5 3 b2 5 3 6 4 7 黜l 凹3 甾唧1 7 4 8 4 4 4 4 8 27 3 4 4 5 1 5 5哪 5 4 5 陕1 8 l 井区6l z l 4 7 l1 3 3 卯碰5 8 劂4 8 9 q 0 6 0q 9 9研翌4 姗5 憾l 狮1 4 4 6 9 6 下 陕1 7 5 井区 2 9酆螂9 4 4 01 晒0 嘴1 6 73 0 踟【6 5 4n 1 76 掣8 9 嘟9 6 9 5 瑚9撕6 仍 陕1 0 6 井区 3 0 7 拍抛1 7 5 3 6甥姗1 4 犯翻唧6 0 2 l9 5 4 0 0 3 4 0 5l 躺7 8 92 1 9 6 9 4 靖 古 ，啊 bm 1 1 2 53 艘1 8 2 9 1 1 ) 6 41 4 0 船帕n 】24 9 0 7 5 2 9 眨湘3 受 边d g t 扔1 2 2 5 艘盈3 邡l制髑j 9 q 田1 0 3 5 1 4 5 2 00 2 l甥6 0 倒1 脚1 6 3l q 0 5 气 陕2 0 0 井区 l l9 傩l 尬0捌9 6 2 5 l卿2 乾10 1 23 8 0 0 舶0 9 54 1 2 让10 7 6嘲 田 陕丑7 做2 4 5 抖拯 亚1 3 0 9 l8 勿4 7 7 9 3 4 93 l 蚴9唧耐优蟛啦醴卿2 饼l 彤 陕2 3 0 井区 96 0 7 7 l1 2 l o丑1 & 1 4 舒4 4 1 舾q 琚2 4 5 5 删稻删0 8 4峪 统5 井区 6l 玉4 5 妮珊救l d l 0 7笛嘣晒蛸乃蛇掰3 6咙0 陀 小计 甓1 4 8 4 6 31 1 矧岫5 4 3 2 鼬啪衄8 2 5咖7 4 棚瑚1 25 4 明2 笛1 4 10 6 4 合计 4 3 3l 拥册52 9 5 2 1 25 0 l 鹋蚴 1 0 7 7 霓3 4 50 1 92 9 6 c 8 9 4 皇8 1 86 1 2 0 7 眦 1 脚7 3 3 单采 3 9 2 9 捌1l l 狮1 0 6 5 9 4 8 9 8锄1 9 54 9 7 9 93 1 6 51 7 c f 7 7 4 6 5 上 台粟6如1 6 61 1 0 1 0 5 3 90 册8 4 1 70 3 8 402 0 0 外同 4& 9 4 0 5旧5狮2 7 显2 1 0 2 2 0q d 61 9 4 4 5 a 1 5 51 8 4 l 脚 占 d 计 4 9 4 1 1 6 1 1l 瑚l ，呸3 1 8 94 4 1 n 4 1 5 0 3 47 7 两l7 7 0 41 8 9 1 9 2 9 2l1 5 3 合计 4 7 61 4 1 5 6 3 4 63 0 瑚 5 1 6 7 惦6 4 2 81 1 2 1 6 2 7 6 0 0 卫3 0 3 8 5 5 6 6 5 2 26 3 0 9 9 1 3 4 2 、下古气藏地层压力已经明显降低 目前下古气藏的地层压力已经显著降低并且分布不均衡。2 0 0 5 年底计算靖边气田下 古气藏平均目前地层压力为2 3 4 5 m p a ，根据气田观察井、定点测压井压力变化情况，估 算2 0 0 6 年底目前地层压力在2 2 0 4 m p a 左右，而主力生产区块陕6 2 井区2 0 0 6 年关井测 压计算平均目前地层压力为2 0 5 8 m p a ，低于平均地层压力1 4 6 m p a ，与地层压力较高的 陕1 7 5 井区、陕1 0 6 井区及东西两侧的低产区块相比，地层压力低5 6m p a 。 2 2 2 地面集输管网和设施建设 随着气田开发建设的不断完善【5 6 1 ，地面集输管网系统在东、西、南、北干线以第一净 化厂为中心里十宇分布的基础上，通过东，西、南、北、南二、南三、南四，北二、北 三等9 条集气干线和7 l 条集气支线的建设，逐步形成了北干线和北二线、南干线南三 干线和南四干线、东干线南1 9 至南1 支干线和南干线之间大的环形管网，以及l o 多 堕室互鎏_ 大兰堡主兰垡笙塞 个小环形管网，具体分布见图2 - 1 。 图2 - 1 靖边气田地面集输管网 其中：乌6 至二净为北三干线：二净经中1 5 至一净为北二干线：二净经北3 、中1 2 、 中2 等站至一净为北干线；中5 至一净为东干线；西l 至一净为西干线；王家庄清管站 经南9 、南6 、南4 、南l 等站至一净为南干线；王家庄清管站至三净为南二干线北段， 南2 6 至三净为南二干线南段。南2 l 站至柳树梁清管站为南三干线；南2 l 经聂家湾清管 6 第二章靖边气田基本情况 站至一净为南四干线。气田各集气支干线设计压力均为6 4 m p a 。 通过上述集输管网，将靖边气田的8 5 座集气站和5 5 2 口气井有效连接了起来。气井 产出气经过高压管线输送至集气站，集气站工艺流程包括多井高压集气、多井加热炉、 节流降压、小型橇装脱水等，气田集气站采用的工艺流程基本一致。 靖边气田有净化厂三座。第一净化厂运行进站压力4 9 m p a ，处理气量范围为1 5 0 1 1 0 0 x 1 0 4 m 3 d ；第二净化厂运行进站压力5 1 m p a ，处理气量范围为2 5 0 7 5 0 x 1 0 4 m 3 d ；第三净化厂运行进站压力5 。3 m p a ，处理气量范围1 5 0 2 8 0 x1 0 4 m 3 d 。 目前运行集输系统运行过程中，集气站最低压力为西干线的西l 站，外输压力最低 为4 8 2 m p a ，第一净化厂进气压力4 8 0 m p a 左右、第二净化厂进气压力5 1 0 m p a 左右、 第三净化厂进气压力5 3 6 m p a 左右。 2 2 3 气井产量和井口压力明显降低 经过十来年的开发生产，在目前已经采出1 4 7 8 的可采储量后，气井的地层压力、 产量产能和井口压力都已经发生了较大变化。 下古气藏具有生产能力的3 4 7 口生产井，日产量大于4 x 1 0 4 m 3 d 的气井( i 类气井) 只有1 4 61 2 1 ，所占比例只有4 2 。日产量l 4 1 0 4 m 3 d 的气井( i i 类气井) 1 4 91 2 1 ，所 占比例只有4 3 。其余5 2 口气井( i i i 类气井) 日产气量都小于1 1 0 4 m 3 d 。 另一个特点是气井生产状态下的井口流压已经显著降低。统计结果，目前日产量大 于4 1 0 4 m 3 d 的气井的平均生产油压为1 0 8 8 m p a ，日产量l 4 1 0 4 m 3 d 的气井的平均生 产油压为1 1 0 5 m p a ，日产气量小于l 1 0 4 m 3 d 的气井平均生产油压只有9 0 5 m p a ，已经 接近气田气井的平均井口输压6 4 m p a 。这是目前影响靖边气田开发开采的最大问题和因 素之一，见下表2 3 。 裹2 - 32 0 0 6 年上半年靖边气田内部下古气井生产情况统计表 类别 开井数日产气 井均生产甘前目前 累计产气 井均 井均 ( 口) ( 1 0 4 m 3 ) 日产气压差油压套压 ( 1 0 8 m 3 ) 累计产气 动储量( 1 0 8 i t l 3 ) ( 1 0 4 m )( m p 曲( m p a ) ( m p a ) ( 1 0 4 一) i1 4 61 0 6 2 67 2 84 帅1 08 81 1 5 l 2 3 7 4 9 0 3 1 6 2 6 6 54 2 5 2 6 u1 4 93 5 9 02 4 l5 7 71 1 0 51 2 2 74 3 4 3 0 92 9 1 4 82 4 0 9 5 1 1 15 23 4306 69 0 51 0 0 553 8 0 71 0 3 470 3 2 8 i 合计 3 4 71 4 5 5942 05 2 91 08 5 1 1 7 8 2 8 6 3 0 1 8 8 2 5 0 8 2 8 7 3 l 实际上，由于气田分布范围大，气井距离净化厂和外输干线的远近不同，有些气井 要求的外输最低井口输压要高于6 4 m p a 。换句话说，目前靖边气田的部分气井井口流压 已经接近了井口最低输压。据不完全统计，靖边气田内部的间歇生产井( 或间开井) 已 达7 2 口，另外还有相当多的气井即将成为间歇生产井，典型的如g o 1 0 ( 8 2 m p a ) 、g 2 9 ( 8 4 m p a ) 、陕1 5 0 ( 8 8 m p a ) 、g 8 1 7 ( 6 4 m p a ) 、陕1 7 ( 5 8 m p a ) 、g 1 0 1 7 ( 7 4 m p a ) 、 g 1 4 1 0 ( 7 2 m p a ) 、g 1 7 5 ( 8 6 m p a ) 、陕8 9 ( 8 4 m p a ) 、g 3 4 6 ( 8 8 m p a ) 、g 3 6 7 ( 8 8 m p a ) 、 g 1 4 3 ( 6 2 m p a ) 、g 3 3 1 1 ( 9 6 m p a ) 、g 3 8 9 ( 8 4 m p a ) 、g 4 2 - 8 ( 8 2 m p a ) 、g 4 5 7 ( 8 4 m p a ) 、 g 5 5 1 3 ( 7 0 m p a ) 、陕1 8 1 ( 8 2 m p a ) 等等。 下表是陕1 7 井区部分典型气井2 0 0 6 年上半年牛产动态数据。 日均产气日产水 井l j 油压井u 套压 井号 0 0 4 m 3 d )f m d ) ( m p a ) ( m p a ) g 1 2 一1 4 8 8 4 1 50 2 79 2 09 4 0 陕5 7 1 0 3 7 0 0 0 28 6 09 2 0 g 7 一1 91 5 3 5 2o 1 01 0 4 0 1 2 2 0 g 7 一1 7 b3 0 4 3 8o 6 l1 4 0 1 4 8 g 8 1 74 5 1 6 l1 6 6 76 4 0 8 o o 陕1 7 6 0 6 0 2o 5 l5 8 01 0 4 0 g 1 3 1 45 9 6 0 00 6 08 8 0 9 0 0 g 1 0 1 41 4 7 6 7 2o 8 59 2 01 0 4 0 g 1 0 1 73 0 4 5 00 4 47 48 ，4 g 1 1 1 3 1 0 0 1 9 40 5 09 o o1 0 8 0 g 1o - 1 2 1 0 8 2 6o 2 18 2 08 8 0 g 1 1 一1 2 a 2 3 9 7 8o 2 79 8 0l o 0 0 备注：该井区日j 歇生产井包括g 1 1 1 5 、g 1 0 1 5 、陕1 l 、g 1 3 1 7 、g 7 1 7 、g 7 - 1 8 、g 8 1 5 、g 8 - 2 0 井等。 以上情况说明，该气田目前气井产量都普遍不高，低产井和间歇生产井所占比例是 相当高的。同时气井井口压力已经递减并接近现有集输工艺和管网条件下的最低极限压 力，气田面临实施增压开采或者开采规模开始自然递减，这是靖边气田开发目前面临的 最大困难和问题。 第三章气井递减规律和稳产能力评价 第三章气井递减规律和稳产能力评价 3 1 气井压力递减规律分析 所谓“气井压力递减规律”是指气井在定产降压生产方式下，井口压力递减变化的动 态特征和规律。目前，我国气田气井的生产方式基本上都是定产降压，井口压力递减规 律分析就显得具有特别的价值和意义，在本论文中的“气田、气井增压时机研究”中，主 要以稳定生产制度下气井井口压力下降规律和递减趋势作为依据的。 3 1 1 陕1 7 井区“气井压力递减规律”现场试验概况 陕1 7 井区试验井块位于靖边气田北区陕1 7 井区西部，区内共有完钻井9 口，其中陕l l 井1 9 9 7 年转上古生产，g - 1 4 井2 0 0 0 年后作为观察井一直未开井生产，目前共有下古生 产井7 1 ：3 。地质研究已经证实，陕1 7 井区试验井块各井相互连通，属于同一压力系统【7 1 。 “定产降压生产方式下的气井递减规律”试验于2 0 0 4 年1 月1 5 日开始，至2 0 0 5 年1 0 月底 结束，共取得了七口气井定产降压生产方式下的生产动态数据( g 1 0 1 3 、g 1 0 1 4 、 g 1 1 1 2 a 、g 1 1 1 3 、g 1 2 t 4 、g 1 3 1 4 、陕1 7 井等) 。 图3 - l 陕1 7 井区井位分部图 试验开始前气井平均油、套压分别为1 3 2 7 ，1 3 $ 9 m p a ，日产气量7 4 x1 0 a m 3 d 。2 0 0 4 年1 月1 5 日试验正式开始，区内7 1 2 1 井以日产气量7 8 x 1 0 a m 3 d 连续生产，平均单井配产 1 1 1 4 x 1 0 4 m 3 d ( 其中单井最高产量为2 0 x 1 0 a m 3 d ，最低为3 x 1 0 a m 3 d ) 。截至2 0 0 5 年l o 月 底，7 口定产井阶段累计产气5 0 9 5 7 x 1 0 8 m 3 ，累计产水3 4 2 3 1 5 1m 3 ，平均油、套压分别 为8 4 9m p a 和l o 5 4 m p a 。 现场试验的起止时间总计是2 0 个月，在2 0 0 5 年6 月前气井配产是十分稳定的。试验过 9 西安石油大学硕上学位论文 程中，由于集气站的检修，分别在2 0 0 4 年4 月、6 月和2 0 0 5 年7 月造成了气井短时关井，生 产不连续，气井油套压因此有所波动，但每次关井的时间都不长，总体上对气井定产降 压试验的影响不大，见下图。 0 2 ”。112 ”4 。3 1 2 ”。”2 9 ”“9 ”占黼4 ”2 6 2 ”1 62 ”6 4 42 ”2 2 豳3 - 2 陕1 7 井区定产降压试验过程 3 2 2 定产状态下气井井口压力递减规律分析 对靖边气田3 9 8 口井的牛产数据进行整理后，分析了单井的井口油套压力和产量变 化情况。结果发现，靖边气田气井在定产量生产状态下，井口油套压的下降规律以线性 递减方式为丰，也存在少数指数递减和双曲线递减类型【8 】o 1 、气井稳产条件下的压力动态符合线形递减规律 所谓压力“线性递减”，是指气井井口压力随时间均匀下降，压力与时间的关系为直 线关系。气井压力线性递减是以产量稳定为前提的，反映出该井井控范围内储产层为为 均质( 视均质) 的结构特征，储集空间的容积在开采过程中基本没有变化，地层能量均 匀释放。 从陕1 7 井区7 口定产试验井的实测压力动态数据来看，全部表现出了典型的线性递 减规律特征。 以g 1 0 - 1 3 并为例。该井在试验期间配产气量稳定在9 x l o 3 d ，期间油、套下降趋 势基本一致，套压波动相对较大，油压下降十分稳定。以油压数据进行回归，发现完全 符合线性递减规律，回归相关系数r 2 高达0 9 2 2 5 。见下图3 3 和图3 4 。 1 0 嚣 射 m 挖 o 4 o m 他 8 o 第三章气井递减规律和稳产能力评价 ； | 辕 曼 i v 茫 五 nr i 驷 ii l j i 即可nr 一一l 卜：二： j d ! v o 出 口 状 日期 图3 - 3g l l k l 3 井生产动态曲线 日期 囤3 4g 1 0 - 1 3 并定产袄态下的油压递减曲线 g 1 0 1 3 井油压递减方程：y = 0 0 0 5 5 x + 2 2 2 4 8 再以g 1 3 1 4 井为例。该井从2 0 0 4 年1 月2 5 日进入稳产状态，产气量稳定在 8 x 1 0 4 m 3 d ，但稳产至6 月2 5 日后即开始关井1 个半月( 即定产试验只进行了5 个月) 。 期间油、套压力动态完全一致，呈线性规律下降，见下图 。 两安石油大学硕上学位论文 詈 采 羞 嵌 2 v 翻 扩 幸l 口 飞甄螨轰_ e t 期 图3 - 5g 1 3 1 4 井生产动态曲线 总体上看，该井的套压波动仍然略比油压波动大，说明井筒内流体分异和积液动态 可能存在。采用线性方程回归g 1 3 1 4 井试验期间的油、套压力数据，得到了定产条件 下的井口压力递减方程式： 套压： y = - - - 0 0 0 5 8 x + 2 3 4 4 7 油压： y = 0 0 0 5 8 x + 2 3 3 3 9 回归系数分别为0 8 9 2 2 ( 套压) 和o 9 1 4 5 ( 油压) ，说明线性化程度高，井口压力符 合线性递减规律，见图3 - 6 。 日期日期 图3 - 6 , g 1 3 1 4 井定产状态下的油、套压递减曲线 巧 加 峙 加 0 o 第三章气井递减规律和稳产能力评价 从陕1 7 井区的试验情况来看，气井定产时井口油、套压的递减趋势是一致的，这在 所有试验气井中都得到了验证，即使气井由于种种原因油、套压可能相差较大，但试验 期间内的递减趋势是相同的，如g 1 1 1 3 井，见下图。 日期 图3 - 7g i i - 1 3 井生产动态曲线 2 ，气井井口压力递减速率在0 0 0 5 0 0 0 6 m p a d 左右 下表是参与定产试验的7 口气井通过线性回归得到的井口压力递减方程。 表3 - 1 陕1 7 并区气井压力递减方程汇总 无阻流鼍配产气量 回归相关系数 井号井口压力递减方程备注 ( 1 0 4 m 3 d )( 1 0 4 m 3 d )l u g 1 0 1 34 5 ，9 4 9 y 2 - 0 0 0 5 5 x + 2 2 24 8 0 9 2 2 5 油压 g l o 1 41 3 92 0 y2 0 0 0 6 3 x + 2 5 4 0 5 0 9 2 6 2 油压 g 1 1 1 2 a 1 0 3 83 y = 一0 0 0 6 5 x + 2 6 2 0 1 0 9 】6 7套压，油压波动人 g 1 1 1 31 5 1 92 0 y 2 - o 0 0 7 5 x + 2 9 7 3 1 0 9 2 0 6 油、套压力相差偏大 g 1 2 1 44 9 2 5 l o y = o 0 0 5 3 x + 2 1 4 6 4 0 9 2 5 7油压 g 1 3 1 42 9 7 58 y ；- 0 0 0 5 8 x + 2 3 3 3 9 0 9 1 4 5 油压 陕1 74 1 1 2 8 y 2 - 0 0 0 5 2 x + 2 1 1 4 9 0 9 0 7 2 套压 7 口气井中，定产试验期间井口压力递减速率最大的是g 1 1 - 1 3 井，为0 0 0 7 5 m p a d ， 最小的是陕1 7 井，为o 0 0 5 2m p a d 。7 口气井中有4 口井的井口压力递减速率在0 0 0 5 0 0 0 6m p a d ，7 口气井井口压力递减速率算术平均值为0 0 0 6m p a d ，即气井定产、稳产 状态下井口压力每天下降了大约0 0 0 6m p a ，换算可得气井井口压力年下降幅度应该在 2 1 2 2m p a 左右。 气井压力下降速率的大小，主要与气井配产和生产压差控制有关，此外还受到气井 产层结构、物性条件好坏以及能量补给是否有效的影响。前述关于气井井口压力递减速 率为o 0 0 6 m p a d 左右的认识，是通过陕1 7 井7 口定产试验井的实测资料得到的，基本 上代表了靖边气田气井的情况。 叠o*h案 l_鲁r 两安石油人学硕l 学位论文 3 、长期定产状态下气井压力具有强线性递减、弱指数递减的特征 对靖边气田全部定产气井的生产动态、特别是井口压力递减动态进行了全面的对比 分析，结果认为绝大部分气井的井1 ：3 压力都可以用符合线性递减规律来描述，由于气井 配产稳定情况不同，生产波动程度不