王建纯 徐立东 陈美荣 李亚博 曾晓华

（华北油田第四采油厂，河北廊坊 065600）

 

1概况

华北油田第四采油厂廊坊采油作业区位于河北省廊坊市安次区，主要负责廊坊南部地区原油及天然气的生产开发任务。廊坊采油作业区管理着务14断块、务103断块、务20断块、务22断块、务39断块、安36断块、安82断块、务45断块、务25断块、兴9断块，共10个生产断块的原油、天然气生产任务，其中天然气井断块有3个务10断块气井、兴9断块气井和杨税务断块（安探1、安探3、安探401、安探4、安探501井组），共25口气井，其中常开井15口。廊坊采油作业区天然气日产气量90万立方米，占采油四厂天然气产量90%的份额，是采油四厂天然气产量的主要来源。安探系列井组日产气量85万立方米，占廊坊采油作业区气产量的95%。随着油气田不断开发，气藏地层能量逐年降低，单井产量随之降低。为了使气井稳产，找出适合本区块气井安全稳定生产的规律，解决存在的问题，需要从优化天然气管线流程、改变气井加药方法、调整天然气井生产制度等方面建立一套适用于天然气井安全平稳生产的综合管理方法。

2存在的问题及原因分析  

2.1多重因素的影响形成天然气供需矛盾

廊坊采油作业区务三站20132015年陆续投产务101井、务102井、务28123井，2016年投产安探1井。务三站的高压分离器投产初期处理量仅以安探1为主，2021年以后随着安探101、安探11、安探12陆续投产，日产气量最高峰达40多万立方米，务三站天然气管线进站压力升高至2.2MPa以上。天然气井产气量增多，导致务三气线进站压力升高，对务三高压系统分离器造成一定冲击，高压系统分离器压力随之升高。

务三站的高压立式分离器承压4.0Mpa、卧式高压分离器承压2.0Mpa，两具高压分离器出口相连通（如图1所示）。两具高压分离器的安全阀因分离器承载压力限制校定安全起跳压力值为2.2Mpa，导致务三站两具高压分离器安全阀频繁起跳，严重威胁高压卧式分离器的安全运行。

  

图1 务三站天然气线流程图

为保证务三高压卧式分离器安全运行，确保安全生产，目前采取的有效措施是，对务10断块气井部分气井进行关小或关停，必要时也对安探1井组的生产阀门进行调节，以控制务三进站压力。情况严重时，值班员工需要对天然气管线进行放空卸压，确保务三高压系统分离器安全运行。由于冬季廊坊地区采暖伴热的需求，天然气外供量需求比其他季节增大，采取关小或关停调节后，务三天然气出站压力及天然气量均不能满足外供气需求，形成了产供矛盾。

导致务三天然气产供矛盾的主要原因有四个一是天然气管线弯头多，管线损耗大，导致出站压力降低，进出站压差大二是务三站气管线中存在多个变径，管容限制管线的处理量，限制产能的提高三是务三站建站较早，原有高压卧式分离器的处理能力已经不满足现在的生产需求，更换高一等级的高压卧式分离器的安全距离不满足四是务三站内天然气管线直径小，务三站内天然气管线管径为DN100，部分天然气管线管径为DN80，而铭顺输气管线管径为DN150，部分管段管径为DN200，管径相差较大，管线的管容限制天然气的输送能力。

2.2 杨税务断块及安探断块井组天然气中硫化氢含量高，存在安全隐患

总硫含量主要规定商品天然气中有机硫化合物的含量，避免对管道产生腐蚀，对环境产生污染，危害人员健康安全。我国相关标准规定，一类气总硫含量不超过60mg/m3。安探断块井组天然气相对密度在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%，天然气类型均为湿气，目前安探1x硫化氢含量58ppm，安探101硫化氢含量89ppm，安探1断块井为高温井（60℃～90℃），硫化氢在高温环境下对管线及设备的腐蚀性更强，影响管线、设备的使用寿命，甚至会引发安全事故，存在安全隐患[1]。

2.3 用气量波动大影响天然气管线安全运行

下游用户用气量不平稳。天然气作为清洁能源，具有经济实惠、方便、安全可靠等优点，被广泛应用于各行各业，并且已经走进千家万户。由于每年冬季廊坊地区供暖需求增加，外供气量增大。每年11月份天然气用气量开始上升，12月、1月、2月达到天然气用气高峰，3月开始下降，7月、8月降到最低点。

天然气中可能存在固体颗粒物质，也称为粉尘。在天然气输送过程中，这些颗粒物会沉积在阀门、流量计等设备上，影响管道各种设备正常运转。当用气量波动较大时会导致设备磨损越来越严重，甚至直接影响整个输气管线安全运行[2]。

3天然气井管理方案

3.1 优化务三站内天然气输送管线

务10断块井每年11月份至次年3月份开井，单井瞬时波动或下游用户用气变化最大200立方米/小时，一旦发生问题员工到井上操作处理需要用时30分钟。

通过计算管线容积得出三个结论（1）站内气管线长约350米，可容天然气体积约3立方米（2）单井到站内管线长约1100米，可容天然气体积约10立方米（3）高压卧式分离器容积为20立方米，总容积合计为33立方米，即单井来气每升高0.1MPa，高压系统分离器和所相联天然气管线可以容33立方米的天然气。

根据计算结果，30分钟内保障高压卧式分离器及管线安全运行的充气量最多为100立方米。因此，保持高压系统分离器安全运行，至少需要有100立方米的缓冲量，即高压系统分离器和所相连天然气管线需要100立方米天然气缓冲量来保证安全生产。如果将务三站内天然气管径由DN100升至DN150，站内天然气管线容积升至7立方米，高压系统分离器有0.3MPa的可调节压力，站内、站外天然气管线及高压卧式分离器合起来容积可达到105立方米的天然气，就可以满足100立方米天然气缓冲量，保证安全生产。

采取管线改造措施。在保留务三站原天然气输送管线的基础上，增加一条长约200米直径为DN150的天然气输送管线，从立式分离器出口到外输高压阀组的进口，始端和末端增加两个控制闸阀,消除了弯头、变径带来的管线损耗，同时站内天然气管线更换为管径为DN150的管线，增大管线容积，增加输送能力，降低高压系统分离器压力，保证高压分离器安全运行。管线改造后，每天外供气输送量增加5万立方米，每天可增加凝析油产量15吨每月增加天然气销售额210多万元，凝析油销售额142.2万元。务三站高压系统分离器压力由以前的2.0MPa降至1.7MPa，消除安全隐患。

另外，为了不受下游用户用气量限制，在兴九站将永北东西线连接，实现安探井产气通过廊一站至杜庄站，经兴九站转输到永清气处理站，打通杨税务区域天然气外输通道，连接务永气线，增加务三站务永气线流量计，实现务永气线的可计量。同时，也便于根据天然气井及下游用户的需求更精准地调控天然气的外输量。

3.2 增加高压、低压两级加药

因为杨税务断块以及安探断块井组含硫高，为有效控制H2S对环境和人身健康的危害以及对天然气管道、卧式储油罐和设备的腐蚀，在安探1增加2台高压加药柱塞泵，与低压加药泵同时从井口管线进行加药增加新的加药流程，能同时给安探11、安探101加药，或直接对安探1管线进行加药，从而有效地降低天然气井产出气中硫的含量。员工通过阀门控制加药量，技术员定期对安探井组硫化氢进行检测，调整控制加药量。高压加药柱塞泵可以24小时不间断给药，加药泵投入使用后，安探101H2S的含量由原来的89ppm降至10ppm，消除安全隐患。同时继续执行低压加药泵加缓蚀剂、冬季加甲醇的措施，防止务廊气线及卧式储油罐腐蚀，防止天然气井管线冻堵。

3.3 对不同天然气井制定相应管理制度

针对不同天然气井制定相应的管理制度。每个月根据厂配产需求相应调整每口气井的产量，员工按需求协调下游用户用气量，合理安排天然气使用量。

务10断块2013年开井至2024年，4口井因压力低关井。作业区摸索务10断块气井压力恢复情况，合理制定间开制度，延长自喷期。根据务101x、务283x井压力恢复情况制定间开时间，已累计增凝析油64吨，增气119万立方米。

作业区密切关注兴九断块气井压力变化，优化调整压缩机生产参数，最大限度挖掘低压气井生产潜力，持续做好低压采气工作[3]。

杨税务断块及安探断块井组按照天然气井含硫量不同分类管理，不同风险级别气井按照加药量多少分别制定相应的管理制度。

对安探1x、安探101x井实施精细化管理。多次跟踪含水变化，加密取样，每周井口取样三次，观察含水变化，及时汇报作业区情况，按要求化验气样、油样、水样。密切关注油压、套压与外输压力（外输压力控制在2.5MPa)每天如实计量产液量，保证罐体安全运行。摸索出油出气规律，做好巡检取样、装车、资料录入工作，做好应急制度管理工作，实现产出最大化。已累计产气5029.8万立方米。

为了预防务廊气线冬季发生冻堵现象，加注甲醇，每天五次数据录入上报，一旦压差变化，及时调整甲醇用量，确保务廊气线运行正常。出现紧急情况时，按照应急预案及时对务廊气线加注脱硫剂、缓蚀剂、甲醇（冬季）等药剂。药剂使用过程中，秉承“一切成本皆可降”的理念，不断调整用量。已累计节约甲醇15吨，节约成本约6万元。完善长输管线巡检制度，对务廊气线始末点压力、流量进行记录。

三个断块的气井做到“一井一法”，通过完善管理，加强沟通，降低风险，确保天然气井安全运行[4]。

4结语

本文通过分析天然气井质量管理存在的问题，有针对性地提出以下对策措施

（1）优化管理系统。结合天然气井的生产实际，科学分析优化参数，优化天然气外输管线，提高天然气管线输送能力。将气井的产气并入天然气管网，是保证天然气井平稳生产最有效的方法[5]。

（2）对高含硫的天然气井采取高压、低压两级加药措施，持续加药，从井口管线进行加药，有效降低采出天然气中H2S的含量，同时延缓硫化氢对管线及设备造成的腐蚀。

（3）天然气井质量管理精细化。提高全体员工的责任意识，激发员工工作的积极性，制订必要的培训计划，定期对员工进行培训[6]。按照天然气井的差异，分类管理，做到“一井一法”。通过完善管理，加强沟通，降低风险，消除安全隐患。

 

参考文献

[1] 史宇峰,何润民.天然气工业用户用气特征研究[M].北京:石油工业出版社,2013.

[2] 刘宝和.中国油气田开发志[M].北京:石油工业出版社, 2010.

[3] 《天然气地面工程技术与管理》编委会.天然气地面工程技术与管理[M].北京:石油工业出版社,2011年.

[4] 郭平,李士伦,杜志敏,等.凝析气藏开发技术现状及问题[J].新疆石油地质,2002(3):1619.

[5] 于殿宝.建设专家型安全监管队伍的必要性[J].安全, 2004(6):45.

[6] 毕彩霞,缪会青.胜利油田安全管理队伍存在的问题与对策[J].中国高新技术企业,2008(24):200201.

 

作者简介王建纯（1976—），女，河北廊坊人，特级技师，研究方向油气井质量管理。

 

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