田永刚 中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院

经过前期工艺论证优选，东胜气田推荐采用“井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”的集气工艺。通过运行跟踪，目前已经进入稳步开发阶段，但是甜点滚动式开发导致管网不能达到简化、规范化及高效化，需要进一步适应性提升，为下一步整体开发做好准备。

一、东胜气田集输现状及存在问题

滚动甜点式开发模式及产能释放优先的现状下，相关审批手续办理周期长，导致踏勘井落实后就近接入井场或集输管线成为最快的释放产能的方式，频繁的零散气井不断的接入已有支线，导致目前支线接入气井过多、支线负荷大、管线集输距离长、气井回压高、集输效率降低。

同时随着生产运行的开发，气井产液提升，引发混输效率降低，远端气井回压进一步增加。水合物生成风险大大提升，目前仅能通过加注抑制剂方式消减水合物生成风险，成本大幅增加。

二、多井多站串接模式

（一）多井多站串接方式的形成

在尽快释放产能的过程中，为了提升地面集输适应性，结合实施井位调整地面集气串接模式由“单站多井串接”调整为“多站多井串接”，在集气站尚未投运之前，其应集输的气井先行集输至附近已运行集气站中，待集气站投运后进行调整分配，实现气站间的“互为备用与动态调整”。

图1 7#-10#站串接管网图

目前东胜气田7#-10#集气站之间利用DN150采气干管实现互相连接，10号站尚未正常投运前，区域内气井全进入7号站生产，导致部分气井集输距离过长负荷过大，后续10#站正常投运后通过开关阀门调整分流，7#站日处理气量降至67万方/天。气井回压降低。最远端井口回压从平均3.4Mpa降低至2.5MPa。降低了集输系统水合物生成风险。确保了产能释放（见图1）。

（二）多井多站串接的可行性研究

如图2所示。

针对7#-10#站当前规模满足两座集气站的规模的情况下对其进行了两边同开模拟仿真。7#-10#站中间阀门开启前后模拟：

1.阀门未开启时，远端最高气井和回压力分别是JPH-340 1954kPa

2.阀门开启后，远端最高气井和回压分别是JPH340 1776kPa

3.整体分析，高于1.5MPa的气井压力平均降低0.2MPa。低于1.5MPa的气井压力提升。

4.开启阀门后，实现了多井多站串接模式，能够降低远端回压。系统内压力得到均衡。

根据仿真及理论分析，多站同开工况下，系统内的压力得到平衡，可进一步降低远端气井回压，降低水合物生成风险，同时提升集输效率。

图2 多站串接模拟仿真

（三）形成部署方案

结合已有的管网运行经验，统一进行中长期部署规划，在原先低压串接集输的工艺基础上加入干管总体规划，实现集气站间干线连接，达到“多站串接”模式。

（四）效益分析

经过统筹规划，滚动开发后各个气井接入将按部就班，减少了管线投资20%；气井远端回压平均降低0.2MPa；干线超负荷工况减少15%；符合可持续滚动开发的理念并能满足滚动甜点式开发的模式需求。

三、结论

东胜气田低压集输多井串接的工艺在经过多年的运行后日趋成熟与完善，在生产运行中要结合生产实际对运行工艺进行优化总结，结合东胜气田目前的运行现状，优化总结出了多井多站串接模式能够较好的完成滚动开发建产需求，并达到节能降耗可持续发展的效果。