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摘要：苏里格气田具有低渗、低压、低产、低丰度（四低）特征，随着苏里格不断地开发，致密气藏逐步进入视野。而今后与之相匹配的开发配套技术也将成为重点研究方向。油气田开过程中，低压、低产开发的配套技术相对具有一定的技术难度，也是工程领域的技术难题。本文针对苏里格南区的低压及其工艺技术进行研究，进一步全面简化集气工艺、简化井场，实现井口不加热、不注醇，采气管线不保温工艺，优化集气管网系统，实现树枝状井间串接，从而有力的推动苏里格低压气田的高效开发。
关键词：低渗低压低产低丰度 集气工艺
1 苏里格气田天然气组成特点
天然气在不同的地质条件下其组分含量有所不同，要确定适应的集输工艺模式就要对天然气的组分进行分析研究，例如靖边气田属于高含硫气田，那么在集输工艺中对防硫，脱硫的工艺要求就高。因此针对苏里格气田，我们要对苏里格气田中天然气组分进行探讨研究，从而进一步确定合理的技术路线和集输工艺。
苏里格气田属上古生界含气系统，天然气主要来源于本溪-山西组的“广覆型”煤系烃源岩，来源较为单一。煤层累计厚度一般10～20m，最厚达25m，有机碳含量70.8%～83.2%。氯仿瀝青“A”0.61%～0.8%，总烃1757.1～2539.8ppm;暗色泥岩一般厚度100～150m，有机碳含量2.25%～3.33%，氯仿沥青“A”0.037～0.12，总烃163.76～361.6ppm，具有III型干酪根特征。苏里格天然气中CH4含量在90%以上，基本不含H2S，CO2含量小于3%，气体中除含一定量（2%～8%）的 C2～C6外，还含有少量 C7+重组份，平均1×104m3天然气约产 0.02m3凝析油，属微含凝析油的湿天然气，需采用脱油脱水处理工艺。苏里格气田天然气组份中 H2S，CO2和采出水中 Cl-等指标均低于国家相关标准，仅含有少量凝析油，通过脱油脱水工艺进行处理，即可满足商品天然气标准。
2 苏里格南区块集气工艺
2.1采、集气管道输送工艺选择
苏里格南区主要采用的集输工艺有采出水拉运与气液混输两种方式，其原因主要是因为苏里格南原料其中多为含凝析油及气田水的湿气，且原料气中含有重烃组分、甲醇以及部分气田水。在实际生产过程中如果气田采出水比较少可以采用气液混输工艺。
2.2防止水合物生成
通过计算气井水合物形成的压力及温度曲线，从而进一步控制水合物的生成。当进行中压节流后压力变为5MPa，而在低压节流后压力则变为2MPa，此时需要采取措施进行水合物的抑制，从而避免水合物的形成。
（1）井口加热节流工艺：先将井口出来的天然气进入加热炉加热，釆气管线保温输送进行外输。
（2）采用加注防冻剂输送工艺：直接在每口井节流阀前注入防冻剂，进行输送，降低整个气田的水合物形成温度。
（3）水合物防止方法选择：由于苏里格南井口数量大，且为低渗透，如果每口井都安装水套炉工程投资巨大，且苏里格气田地处内蒙古，所在区域冬季时间长，温度低，沿程温降快，加热外输需设置保温层，又增加额外的工程投资。而采用注防冻剂的工艺方式，可以保证整个气田的温度都在水合物形成温度3℃以上，防冻剂可回收，进行重复的利用，降低工程投资。推荐采用注入防冻剂的方式进行天然气输送。[1]
2.3增压开采技术
苏里格气田气井供气范围小，气井生产的后期低压条件下，外围低渗区有一定的供给能力，外围低渗区储量将对气井的最终累计产量具有一定的贡献。因此，采用低压集气、增压开采技术，在低压条件下动用低渗区储量，适应气井压力下降快的特点，满足地面系统外输压力要求。[2]
2.4低温分离脱油脱水工艺技术
低温分离器脱油脱水工艺又称作冷凝分离法，目前苏里格南区所采天然气外输至处理厂，在处理厂完成低温冷离脱油脱水。该技术就是利用在一定压力下天然气中各烃类组分的挥发度不同，将天然气冷却至烃露点温度以下的某一低温，得到一部分富含较重烃类的凝液，并在此低温下使其与气体分离的过程。此法的特点是需要向天然气提供足够的冷量使其降温。按照提供冷量的制冷系统不同，冷凝分离法又可分为膨胀制冷、冷剂制冷和联合制冷法三种。
3 苏里格南区集输管网布置及配套技术
3.1管网布置及接入
（1）放射状采气管网
主管网呈现放射状布局接入集气站内，各个单井管线呈现插入式方式接入主管网，采用就近方式。
（2）井间串接放射状采气管网
单井与主管网进行就近插入接法，其接入点相对较多，每次动火连头停产频次过高。因此采用井间串接，统一接入主管网。实现一次动火多井接入。
3.2多井串接的配套技术
（1）单井生产数据采集技术
为适应苏里格南区的生产开发的需求，解决井数多，多井串接后难以确定各井运行参数的问题，减少巡井工作量，提高工作效率，将各单井的井口数据包括温度、压力、流量和套压，采用超短波数据传输电台传输到集气站，同时上传调度中心，为井口巡查提供参考数据，达到减员增效，保证气井正常生产。
（2）井口高低压安全截断阀技术
对于井下节流工艺而言，井底与地面集气处于两个压力系统。存在节流器失效的风险，因此在井口安装高低压紧急关断阀，满足井口安全运行的需要，经过现场反复实验论证、结合设计规范要求，在井口设置高低压紧急关断阀，当采气管线破裂或井口超压时，及时截断，保证了生产安全运行。
（3）天然气带液计量技术
单井进集气站前已经在采气干管中混和，要对单井产量进行计量只能在井口进行，通过对内锥流量计、简易孔板、智能旋进流量计试验对比，在井口采用简易旋进流量计对单井产量进行带液计量，投资低，且生产维护管理方便。在井口对天然气产量进行计量，简化了集气站工艺流程，降低了集气站建设的工作量及投资。
总 结
通过对苏里格南区天然气集输工艺技术的探讨研究，我们确定了井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、井口带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”的集输总流程。应用此类集输工艺技术为有效开发“四低”气田提供了一种先进可靠的工艺模式，对苏里格气田的发展提供了基础保障。
参考文献
[1]刘子兵，等.低温分离工艺在榆林气田天然气集输中的应用.天然气工业，2003，23（4）：103～106
[2]龙怀祖，等.天然气管道露点控制问题探讨.石油规划设计，2004，15（5）：1～4
关键词：低渗低压低产低丰度 集气工艺
1 苏里格气田天然气组成特点
天然气在不同的地质条件下其组分含量有所不同，要确定适应的集输工艺模式就要对天然气的组分进行分析研究，例如靖边气田属于高含硫气田，那么在集输工艺中对防硫，脱硫的工艺要求就高。因此针对苏里格气田，我们要对苏里格气田中天然气组分进行探讨研究，从而进一步确定合理的技术路线和集输工艺。
苏里格气田属上古生界含气系统，天然气主要来源于本溪-山西组的“广覆型”煤系烃源岩，来源较为单一。煤层累计厚度一般10～20m，最厚达25m，有机碳含量70.8%～83.2%。氯仿瀝青“A”0.61%～0.8%，总烃1757.1～2539.8ppm;暗色泥岩一般厚度100～150m，有机碳含量2.25%～3.33%，氯仿沥青“A”0.037～0.12，总烃163.76～361.6ppm，具有III型干酪根特征。苏里格天然气中CH4含量在90%以上，基本不含H2S，CO2含量小于3%，气体中除含一定量（2%～8%）的 C2～C6外，还含有少量 C7+重组份，平均1×104m3天然气约产 0.02m3凝析油，属微含凝析油的湿天然气，需采用脱油脱水处理工艺。苏里格气田天然气组份中 H2S，CO2和采出水中 Cl-等指标均低于国家相关标准，仅含有少量凝析油，通过脱油脱水工艺进行处理，即可满足商品天然气标准。
2 苏里格南区块集气工艺
2.1采、集气管道输送工艺选择
苏里格南区主要采用的集输工艺有采出水拉运与气液混输两种方式，其原因主要是因为苏里格南原料其中多为含凝析油及气田水的湿气，且原料气中含有重烃组分、甲醇以及部分气田水。在实际生产过程中如果气田采出水比较少可以采用气液混输工艺。
2.2防止水合物生成
通过计算气井水合物形成的压力及温度曲线，从而进一步控制水合物的生成。当进行中压节流后压力变为5MPa，而在低压节流后压力则变为2MPa，此时需要采取措施进行水合物的抑制，从而避免水合物的形成。
（1）井口加热节流工艺：先将井口出来的天然气进入加热炉加热，釆气管线保温输送进行外输。
（2）采用加注防冻剂输送工艺：直接在每口井节流阀前注入防冻剂，进行输送，降低整个气田的水合物形成温度。
（3）水合物防止方法选择：由于苏里格南井口数量大，且为低渗透，如果每口井都安装水套炉工程投资巨大，且苏里格气田地处内蒙古，所在区域冬季时间长，温度低，沿程温降快，加热外输需设置保温层，又增加额外的工程投资。而采用注防冻剂的工艺方式，可以保证整个气田的温度都在水合物形成温度3℃以上，防冻剂可回收，进行重复的利用，降低工程投资。推荐采用注入防冻剂的方式进行天然气输送。[1]
2.3增压开采技术
苏里格气田气井供气范围小，气井生产的后期低压条件下，外围低渗区有一定的供给能力，外围低渗区储量将对气井的最终累计产量具有一定的贡献。因此，采用低压集气、增压开采技术，在低压条件下动用低渗区储量，适应气井压力下降快的特点，满足地面系统外输压力要求。[2]
2.4低温分离脱油脱水工艺技术
低温分离器脱油脱水工艺又称作冷凝分离法，目前苏里格南区所采天然气外输至处理厂，在处理厂完成低温冷离脱油脱水。该技术就是利用在一定压力下天然气中各烃类组分的挥发度不同，将天然气冷却至烃露点温度以下的某一低温，得到一部分富含较重烃类的凝液，并在此低温下使其与气体分离的过程。此法的特点是需要向天然气提供足够的冷量使其降温。按照提供冷量的制冷系统不同，冷凝分离法又可分为膨胀制冷、冷剂制冷和联合制冷法三种。
3 苏里格南区集输管网布置及配套技术
3.1管网布置及接入
（1）放射状采气管网
主管网呈现放射状布局接入集气站内，各个单井管线呈现插入式方式接入主管网，采用就近方式。
（2）井间串接放射状采气管网
单井与主管网进行就近插入接法，其接入点相对较多，每次动火连头停产频次过高。因此采用井间串接，统一接入主管网。实现一次动火多井接入。
3.2多井串接的配套技术
（1）单井生产数据采集技术
为适应苏里格南区的生产开发的需求，解决井数多，多井串接后难以确定各井运行参数的问题，减少巡井工作量，提高工作效率，将各单井的井口数据包括温度、压力、流量和套压，采用超短波数据传输电台传输到集气站，同时上传调度中心，为井口巡查提供参考数据，达到减员增效，保证气井正常生产。
（2）井口高低压安全截断阀技术
对于井下节流工艺而言，井底与地面集气处于两个压力系统。存在节流器失效的风险，因此在井口安装高低压紧急关断阀，满足井口安全运行的需要，经过现场反复实验论证、结合设计规范要求，在井口设置高低压紧急关断阀，当采气管线破裂或井口超压时，及时截断，保证了生产安全运行。
（3）天然气带液计量技术
单井进集气站前已经在采气干管中混和，要对单井产量进行计量只能在井口进行，通过对内锥流量计、简易孔板、智能旋进流量计试验对比，在井口采用简易旋进流量计对单井产量进行带液计量，投资低，且生产维护管理方便。在井口对天然气产量进行计量，简化了集气站工艺流程，降低了集气站建设的工作量及投资。
总 结
通过对苏里格南区天然气集输工艺技术的探讨研究，我们确定了井下节流、井口不加热、不注醇、中低压集气、井口带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”的集输总流程。应用此类集输工艺技术为有效开发“四低”气田提供了一种先进可靠的工艺模式，对苏里格气田的发展提供了基础保障。
参考文献
[1]刘子兵，等.低温分离工艺在榆林气田天然气集输中的应用.天然气工业，2003，23（4）：103～106
[2]龙怀祖，等.天然气管道露点控制问题探讨.石油规划设计，2004，15（5）：1～4