松南气田低压低产气井增压模式研究与应用

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技术应用与研究
动静触头咬合深度。

（２）触指插入触头深度应满足上坡面≥１５ｍｍ的要求。

（３）维持触指压力的弹簧，动触头弹簧压力不足时，应及时更换。

２．加装真空断路器触头在线自动监测控制管理系统
将热敏传感器埋入断路器触臂靠近梅花触头的部分，通过小ＣＴ线圈和信号转换及发射模块、接收模块和处理单元把接收的信号进行放大和处理，当触头温升异常时发出相应报警、启动风机或跳闸指令。

信号处理模块可将分析结果实时通过ＲＳ４８５端口传输给中控室计算机，供
运行人员进行实时调空分析，同时信号处理模块还具备发射、接收、多路显示、报警等功能，通过计算机实时动态的检测真空断路器运行的参数，及时发现存在的安全隐患和故障，不仅可以减少检修维护人员的工作量，同时可以提高真空断路器故障处理效率，保障真空断路器高效经济地运行。

四、结论
手车式真空断路器触头发热是最为常见的故障之一，直接影响断路器的综合供电水平，对手车式真空断路器触头发热的危害和原因进行分析后，通过加强验收、检修力度，还可以在动静触头处装设相应的热敏电阻传感器，以及配备自动化温升在线监测系统，可以减少或避免真空断路器触头发热故障，提高真空断路器的综合供电性能。

一、 研究背景
松南气田２００８年投入开发，通过近９年的开发，气田经历了上产阶段和稳产阶段，虽然目前处于稳产阶段，但是营城组部分井和登娄库组大部分井的产量和压力已进入递减阶段，部分气井因气田水气比增加和压力递减等原因无法保证正常生产，已经对采气厂完成分公司生产计划造成了影响。

营城组气藏埋藏较深，地层压力普遍较登娄库组高，目前除两口低压井及停产井外，其余气井均能正常生产。

随着地层能量降低，营城组气井压力和产量已处于逐年递减阶段。

尽管不同气井目前压力及压力递减速率不同，但随着时间推移，所有气井都将历经低压低产阶段。

登娄库气藏埋藏浅，地层压力低，气藏压力递减快、产量递减幅度较大，大部分气井已经进入低压低产阶段。

冬季生产时部分低压井井口流压接近其外输压力，造成气井产量下降，个别压力较低气井已经无法正常生产。

在集气处理站维持目前运行压力的情况下，气井受集输系统压力的影响，当井口压力递减至所需最小井口压力时，将无法进站。

同时由于背压所致，气井压差减小，产量下降。

因此，登娄库组及营城组部分低压气井已亟需采取增压采气措施。

二、增压模式确定原则
１．综合考虑预测产气量、冬季与夏季峰谷用气量的差异，结合产量、压力预测确定分批实施的增压规模。

远期压力、产量预测受开发生产部署的影响，可能与实际情况存在偏差，需根据实际情况调整，既减少当前的投资，又避免远期重复建设（如征地、平面布置等问题），合理取舍，提高适应性和经济性；尽量利用地层能量，节省能耗，尽量避免先节流降压，后增压采气；
２．气井压力递减呈连续性动态变化，远期递减幅度大，增压工况不稳定、变化范围宽，对压缩机入口压力的确定造成困难；根据压力、产量变化，结合分组实施、
松南气田低压低产气井增压模式研究与应用
刘立恒 中国石化东北油气分公司石油工程环保技术研究院
【摘　要】松南气田分为营城组与登娄库组2个气藏，已累计生产天然气近40亿方，目前松南气田生产井井口油压、产量逐年递减，部分气井(登娄库组气井尤为严重)已经进入低压低产阶段，开始影响采气厂的生产任务。

通过研究不同类型低压气井的增压模式，选择适合松南气田的天然气增压方式，实施天然气增压，可有效的降低废弃压力，提高经济可采储量。

【关键词】松南气田；低压气井；增压模式
分期建设的要求，压缩机选型需适中，应具有一定的适应范围，既要适应近期少量气井的增压采气，又能满足远期大量气井的增压；既能满足低压下的增压要求，又能保证高压下不超负荷。

根据上述原则，结合国内外其它气田增压模式及松南气田气井分布情况，考虑集中增压、分散增压及单井增压３种模式。

三、增压模式比选确定
１．集中增压模式
在集气处理站集中增压。

新建集气站至集气处理站ＤＮ１５０天然气管线１条，与已建ＤＮ２５０管线和ＤＮ８０管线分别输送进增压天然气和不增压天然气。

新建３台往复式压缩机，２用１备，均为单级压缩机。

其中１台（Ａ型）为额定功率１５００ｋＷ，２０１８年～２０２０年处理３．９ＭＰａ～７．０ＭＰａ进站天然气，２０２１年后作为备用机，最大处理量为１３５×１０４ｍ３／ｄ；２台（Ｂ型）额定功率为１０００ｋＷ，２０２１年后处理１ＭＰａ～３．９ＭＰａ进站天然气，可将其中１台在２０１８
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年～２０２０年作为备用机，单台最大处理量约４０×１０４ｍ３／ｄ。

目前营城组大部分气井采用连续计量方式，登娄库组大部分气井采用轮换计量方式，实施增压流程后，原计量流程不变。

集气站气井天然气经分离计量后通过新建集气管线外输至集气处理站增压、处理，集气处理站气井经分离计量、增压后直接进入脱碳处理流程。

由于分级压缩，需将生产分离进行改造，以适应集输需求。

２．分散增压模式
在集气站与集气处理站分别增压。

集气站增压后天然气与不增压天然气混合后通过已建集气干线输往集气处理站，再与集气处理站增压后的天然气混合进入处理装置。

集气站３台往复式压缩机，２用１备，均为单级压缩机，其中１台（Ａ型）为额定功率８００ｋＷ，２０１８年～２０２０年处理３．９ＭＰａ～７．０ＭＰａ进站天然气，２０２１年后作为备用机，最大处理量为１３５×１０４ｍ３／ｄ；２台（Ｂ型）额定功率为１０００ｋＷ，２０２１年后处理１ＭＰａ～３．９ＭＰａ进站天然气，可将其中１台在２０１８年～２０２０年作为备用机，单台最大处理量约４０×１０４ｍ３／ｄ，
集气处理站３台往复式压缩机，２用１
备，均为单级压缩机，额定功率为５６０ｋＷ，单台压缩机最大处理量为２５×１０４ｍ３／ｄ。

根据产量及压力预测，其中１台可２０２７年再进行建设。

由于目前集气站单井计量天然气混输至集气处理站进行分离，因此，需在集气站新建１套生产分离系统，集气处理站新建１套生产分离系统。

实现２个增压点各自分离后进入压缩机增压。

３．单井增压模式
单井增压采用ＢＯ模式，根据没口气井的压力递减情况选择适当的时机进行单点增压，压缩机及配套设施均由第三方进行建设，并负责后期的维护管理。

东北油气分公司需支付电费以及原料气的增压处理费，增压处理费用根据气量及压比由业主与第三方进行协商。

４．增压模式比选
对上述三类增压模式在投资、技术可行性等方面进行比选，集中增压模式具有项目投资最少，内部收益率高达３８．００％，管理点最少的优点，分散增压模式具有项目收益率１６．５４％满足要求，适应能力较强的优点，单点增压模式具有项目收益率８．０４％满足财务要求，对气井压力递减的适应能力最强，且能够充分利用井口压能，降低能耗的优点，但是集中增压灵活性差，气量压力发生变化时适应能力差，分散增压投资相对较高，设备台数较多，需新增征地，单点增压收益率最低，通过外包的方式不确定性因素较多，风险较高。

四、结论
在增压模式选用时，集中增压模式总体投资最少，管理运行成本也最低，该模式适用于大型正装气田开发后期的增压；分散增压模式投资相对较高，设备台数较多，需新增征地，选用该模式应根据气田气井分布及增压气量来综合考虑。

单井增压形式灵活，适应能力最强，但是，选用单井增压模式，应充分考虑增压过程中第三方增压处理费浮动的风险问题。

参考文献：
[1] 唐建荣. 天然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用[J].钻采工艺. 2009(02)
[2] 王少军. 产量不稳定法确定气藏地面增压时机[J].油气田地面工程. 2009(02)。