开发中后期气田地面集输系统调整优化模式与策略

温 庆 张 理 占天慧 刘姿伶

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

中国石油西南油气田公司经过近60年的发展，90%以上的已开发气田处于开发中后期，技术可采储量较低[1]。川渝油气田由于受到早期开发技术和开发理念的限制，人为过度开采，导致不少气田产量递减较快，后期稳产压力较大，新井产能发挥受到制约。在最近20多年，各矿区采取气举、泡排、抽吸等工艺措施，并配合相应的局部集输系统调整改造，以提高或稳定产能，但效果都不是很显著。尤其是“十二五”以来，各矿区主力气藏进入高速递减期，年综合递减率基本维持在16%以上。川东地区年产气量从2010年的近60亿立方米，递减至2017年的约30亿立方米；川南地区剩余可采储量少，储量大多分布在有水气藏中，产水量不断增大，低效生产井越来越多；同时主力气井少，大部分老井不具备调节能力。随之而来的是集输、增压、脱水、净化等生产配套系统出现能力总体富余和低负荷运行的情况。因此，需根据气田开发具体情况，依托和利用现有管网和处理装置资源，不断优化运行工况，探索和总结气田开发中后期提质增效、稳产保供的模式。

1 地面生产系统面临的问题

气田开发中后期，随着产能规模不断递减，地面集输处理能力表现出总体富余，系统普遍处于低负荷运行；集输系统建设时间跨度大，集输管道建设水平差异大；老区气田新增产能区块储量规模小、分布零散，地面配套建设难度大[2]。……