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王建純?徐立東?陳美榮?李亞博?曾曉華

（華北油田第四采油廠，河北廊坊 065600）

 

1概況

華北油田第四采油廠廊坊采油作業區位于河北省廊坊市安次區，主要負責廊坊南部地區原油及天然氣的生產開發任務。廊坊采油作業區管理著務14斷塊、務103斷塊、務20斷塊、務22斷塊、務39斷塊、安36斷塊、安82斷塊、務45斷塊、務25斷塊、興9斷塊，共10個生產斷塊的原油、天然氣生產任務，其中天然氣井斷塊有3個務10斷塊氣井、興9斷塊氣井和楊稅務斷塊（安探1、安探3、安探401、安探4、安探501井組），共25口氣井，其中常開井15口。廊坊采油作業區天然氣日產氣量90萬立方米，占采油四廠天然氣產量90%的份額，是采油四廠天然氣產量的主要來源。安探系列井組日產氣量85萬立方米，占廊坊采油作業區氣產量的95%。隨著油氣田不斷開發，氣藏地層能量逐年降低，單井產量隨之降低。為了使氣井穩產，找出適合本區塊氣井安全穩定生產的規律，解決存在的問題，需要從優化天然氣管線流程、改變氣井加藥方法、調整天然氣井生產制度等方面建立一套適用于天然氣井安全平穩生產的綜合管理方法。

2存在的問題及原因分析  

2.1多重因素的影響形成天然氣供需矛盾

廊坊采油作業區務三站20132015年陸續投產務101井、務102井、務28123井，2016年投產安探1井。務三站的高壓分離器投產初期處理量僅以安探1為主，2021年以后隨著安探101、安探11、安探12陸續投產，日產氣量最高峰達40多萬立方米，務三站天然氣管線進站壓力升高至2.2MPa以上。天然氣井產氣量增多，導致務三氣線進站壓力升高，對務三高壓系統分離器造成一定沖擊，高壓系統分離器壓力隨之升高。

務三站的高壓立式分離器承壓4.0Mpa、臥式高壓分離器承壓2.0Mpa，兩具高壓分離器出口相連通（如圖1所示）。兩具高壓分離器的安全閥因分離器承載壓力限制校定安全起跳壓力值為2.2Mpa，導致務三站兩具高壓分離器安全閥頻繁起跳，嚴重威脅高壓臥式分離器的安全運行。

  

圖1 務三站天然氣線流程圖

為保證務三高壓臥式分離器安全運行，確保安全生產，目前采取的有效措施是，對務10斷塊氣井部分氣井進行關小或關停，必要時也對安探1井組的生產閥門進行調節，以控制務三進站壓力。情況嚴重時，值班員工需要對天然氣管線進行放空卸壓，確保務三高壓系統分離器安全運行。由于冬季廊坊地區采暖伴熱的需求，天然氣外供量需求比其他季節增大，采取關小或關停調節后，務三天然氣出站壓力及天然氣量均不能滿足外供氣需求，形成了產供矛盾。

導致務三天然氣產供矛盾的主要原因有四個一是天然氣管線彎頭多，管線損耗大，導致出站壓力降低，進出站壓差大二是務三站氣管線中存在多個變徑，管容限制管線的處理量，限制產能的提高三是務三站建站較早，原有高壓臥式分離器的處理能力已經不滿足現在的生產需求，更換高一等級的高壓臥式分離器的安全距離不滿足四是務三站內天然氣管線直徑小，務三站內天然氣管線管徑為DN100，部分天然氣管線管徑為DN80，而銘順輸氣管線管徑為DN150，部分管段管徑為DN200，管徑相差較大，管線的管容限制天然氣的輸送能力。

2.2 楊稅務斷塊及安探斷塊井組天然氣中硫化氫含量高，存在安全隱患

總硫含量主要規定商品天然氣中有機硫化合物的含量，避免對管道產生腐蝕，對環境產生污染，危害人員健康安全。我國相關標準規定，一類氣總硫含量不超過60mg/m3。安探斷塊井組天然氣相對密度在0.71左右，甲烷含量80.5%～84.3%，乙烷和丙烷含量8.56%～9.65%，二氧化碳含量在4.7%～7.4%，天然氣類型均為濕氣，目前安探1x硫化氫含量58ppm，安探101硫化氫含量89ppm，安探1斷塊井為高溫井（60℃～90℃），硫化氫在高溫環境下對管線及設備的腐蝕性更強，影響管線、設備的使用壽命，甚至會引發安全事故，存在安全隱患[1]。

2.3 用氣量波動大影響天然氣管線安全運行

下游用戶用氣量不平穩。天然氣作為清潔能源，具有經濟實惠、方便、安全可靠等優點，被廣泛應用于各行各業，并且已經走進千家萬戶。由于每年冬季廊坊地區供暖需求增加，外供氣量增大。每年11月份天然氣用氣量開始上升，12月、1月、2月達到天然氣用氣高峰，3月開始下降，7月、8月降到最低點。

天然氣中可能存在固體顆粒物質，也稱為粉塵。在天然氣輸送過程中，這些顆粒物會沉積在閥門、流量計等設備上，影響管道各種設備正常運轉。當用氣量波動較大時會導致設備磨損越來越嚴重，甚至直接影響整個輸氣管線安全運行[2]。

3天然氣井管理方案

3.1 優化務三站內天然氣輸送管線

務10斷塊井每年11月份至次年3月份開井，單井瞬時波動或下游用戶用氣變化最大200立方米/小時，一旦發生問題員工到井上操作處理需要用時30分鐘。

通過計算管線容積得出三個結論（1）站內氣管線長約350米，可容天然氣體積約3立方米（2）單井到站內管線長約1100米，可容天然氣體積約10立方米（3）高壓臥式分離器容積為20立方米，總容積合計為33立方米，即單井來氣每升高0.1MPa，高壓系統分離器和所相聯天然氣管線可以容33立方米的天然氣。

根據計算結果，30分鐘內保障高壓臥式分離器及管線安全運行的充氣量最多為100立方米。因此，保持高壓系統分離器安全運行，至少需要有100立方米的緩沖量，即高壓系統分離器和所相連天然氣管線需要100立方米天然氣緩沖量來保證安全生產。如果將務三站內天然氣管徑由DN100升至DN150，站內天然氣管線容積升至7立方米，高壓系統分離器有0.3MPa的可調節壓力，站內、站外天然氣管線及高壓臥式分離器合起來容積可達到105立方米的天然氣，就可以滿足100立方米天然氣緩沖量，保證安全生產。

采取管線改造措施。在保留務三站原天然氣輸送管線的基礎上，增加一條長約200米直徑為DN150的天然氣輸送管線，從立式分離器出口到外輸高壓閥組的進口，始端和末端增加兩個控制閘閥,消除了彎頭、變徑帶來的管線損耗，同時站內天然氣管線更換為管徑為DN150的管線，增大管線容積，增加輸送能力，降低高壓系統分離器壓力，保證高壓分離器安全運行。管線改造后，每天外供氣輸送量增加5萬立方米，每天可增加凝析油產量15噸每月增加天然氣銷售額210多萬元，凝析油銷售額142.2萬元。務三站高壓系統分離器壓力由以前的2.0MPa降至1.7MPa，消除安全隱患。

另外，為了不受下游用戶用氣量限制，在興九站將永北東西線連接，實現安探井產氣通過廊一站至杜莊站，經興九站轉輸到永清氣處理站，打通楊稅務區域天然氣外輸通道，連接務永氣線，增加務三站務永氣線流量計，實現務永氣線的可計量。同時，也便于根據天然氣井及下游用戶的需求更精準地調控天然氣的外輸量。

3.2 增加高壓、低壓兩級加藥

因為楊稅務斷塊以及安探斷塊井組含硫高，為有效控制H2S對環境和人身健康的危害以及對天然氣管道、臥式儲油罐和設備的腐蝕，在安探1增加2臺高壓加藥柱塞泵，與低壓加藥泵同時從井口管線進行加藥增加新的加藥流程，能同時給安探11、安探101加藥，或直接對安探1管線進行加藥，從而有效地降低天然氣井產出氣中硫的含量。員工通過閥門控制加藥量，技術員定期對安探井組硫化氫進行檢測，調整控制加藥量。高壓加藥柱塞泵可以24小時不間斷給藥，加藥泵投入使用后，安探101H2S的含量由原來的89ppm降至10ppm，消除安全隱患。同時繼續執行低壓加藥泵加緩蝕劑、冬季加甲醇的措施，防止務廊氣線及臥式儲油罐腐蝕，防止天然氣井管線凍堵。

3.3 對不同天然氣井制定相應管理制度

針對不同天然氣井制定相應的管理制度。每個月根據廠配產需求相應調整每口氣井的產量，員工按需求協調下游用戶用氣量，合理安排天然氣使用量。

務10斷塊2013年開井至2024年，4口井因壓力低關井。作業區摸索務10斷塊氣井壓力恢復情況，合理制定間開制度，延長自噴期。根據務101x、務283x井壓力恢復情況制定間開時間，已累計增凝析油64噸，增氣119萬立方米。

作業區密切關注興九斷塊氣井壓力變化，優化調整壓縮機生產參數，最大限度挖掘低壓氣井生產潛力，持續做好低壓采氣工作[3]。

楊稅務斷塊及安探斷塊井組按照天然氣井含硫量不同分類管理，不同風險級別氣井按照加藥量多少分別制定相應的管理制度。

對安探1x、安探101x井實施精細化管理。多次跟蹤含水變化，加密取樣，每周井口取樣三次，觀察含水變化，及時匯報作業區情況，按要求化驗氣樣、油樣、水樣。密切關注油壓、套壓與外輸壓力（外輸壓力控制在2.5MPa)每天如實計量產液量，保證罐體安全運行。摸索出油出氣規律，做好巡檢取樣、裝車、資料錄入工作，做好應急制度管理工作，實現產出最大化。已累計產氣5029.8萬立方米。

為了預防務廊氣線冬季發生凍堵現象，加注甲醇，每天五次數據錄入上報，一旦壓差變化，及時調整甲醇用量，確保務廊氣線運行正常。出現緊急情況時，按照應急預案及時對務廊氣線加注脫硫劑、緩蝕劑、甲醇（冬季）等藥劑。藥劑使用過程中，秉承“一切成本皆可降”的理念，不斷調整用量。已累計節約甲醇15噸，節約成本約6萬元。完善長輸管線巡檢制度，對務廊氣線始末點壓力、流量進行記錄。

三個斷塊的氣井做到“一井一法”，通過完善管理，加強溝通，降低風險，確保天然氣井安全運行[4]。

4結語

本文通過分析天然氣井質量管理存在的問題，有針對性地提出以下對策措施

（1）優化管理系統。結合天然氣井的生產實際，科學分析優化參數，優化天然氣外輸管線，提高天然氣管線輸送能力。將氣井的產氣并入天然氣管網，是保證天然氣井平穩生產最有效的方法[5]。

（2）對高含硫的天然氣井采取高壓、低壓兩級加藥措施，持續加藥，從井口管線進行加藥，有效降低采出天然氣中H2S的含量，同時延緩硫化氫對管線及設備造成的腐蝕。

（3）天然氣井質量管理精細化。提高全體員工的責任意識，激發員工工作的積極性，制訂必要的培訓計劃，定期對員工進行培訓[6]。按照天然氣井的差異，分類管理，做到“一井一法”。通過完善管理，加強溝通，降低風險，消除安全隱患。

 

參考文獻

[1] 史宇峰,何潤民.天然氣工業用戶用氣特征研究[M].北京:石油工業出版社,2013.

[2] 劉寶和.中國油氣田開發志[M].北京:石油工業出版社, 2010.

[3] 《天然氣地面工程技術與管理》編委會.天然氣地面工程技術與管理[M].北京:石油工業出版社,2011年.

[4] 郭平,李士倫,杜志敏,等.凝析氣藏開發技術現狀及問題[J].新疆石油地質,2002(3):1619.

[5] 于殿寶.建設專家型安全監管隊伍的必要性[J].安全, 2004(6):45.

[6] 畢彩霞,繆會青.勝利油田安全管理隊伍存在的問題與對策[J].中國高新技術企業,2008(24):200201.

 

作者簡介王建純（1976—），女，河北廊坊人，特級技師，研究方向油氣井質量管理。

 

Exploration of Natural Gas Well Quality Management

WANG Jianchun,XUN Lidong,CHEN Meirong,LI Yabo,ZENG Xiaohua

(The Fourth Oil Production Plant of Huabei Oilfield Company, Langfang  Hebei  065600)

Abstract:Based on the current situation of production management of natural gas wells in Langfang oil production operation area of North China Oilfield No. 4 Oil Production Plant, this paper analyzes the current problems of natural gas wells in Langfang oil production operation area, and puts forward countermeasures to reduce the safety risk of natural gas well production and improve the safety management level of natural gas wells. It improves the production efficiency of natural gas wells, ensures the safe and stable operation of natural gas wells, and achieves the purpose of improving quality and efficiency.

Key words:natural gas wells;safety risks;safety management