柯克亞凝析氣田低壓氣回收的技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)

摘 要

摘要：柯克亞凝析氣田因進(jìn)入中低壓開發(fā)階段，于2006年初便正式運(yùn)行低壓天然氣回收裝置，3a創(chuàng)效益突破1億元人民幣。但隨著進(jìn)一步衰竭式開發(fā)，氣田低壓氣采出量日益增加，由于目前壓縮
摘要：柯克亞凝析氣田因進(jìn)入中低壓開發(fā)階段，于2006年初便正式運(yùn)行低壓天然氣回收裝置，3a創(chuàng)效益突破1億元人民幣。但隨著進(jìn)一步衰竭式開發(fā)，氣田低壓氣采出量日益增加，由于目前壓縮機(jī)的壓縮能力的限制，未來可能有大部分的低壓氣只能放空燃燒，既浪費(fèi)了資源又污染了環(huán)境，是否有必要對放空的低壓氣進(jìn)行回收已成為氣田開發(fā)所必須回答的問題。鑒于柯克亞凝析氣田的復(fù)雜性，采取數(shù)值模擬對整個(gè)氣田進(jìn)行歷史擬合，預(yù)測出單井產(chǎn)量和井口壓力，分別統(tǒng)計(jì)出不考慮氣舉氣和考慮氣舉氣兩種情況的低壓年產(chǎn)氣量，運(yùn)用經(jīng)濟(jì)評價(jià)分析是否必要增加壓縮機(jī)對低壓氣進(jìn)行回收。結(jié)果表明：2010～2025年低壓氣產(chǎn)量將呈現(xiàn)出先上升后降低的趨勢；不考慮氣舉氣時(shí)，目前的壓縮機(jī)能夠滿足低壓氣回收需求；考慮氣舉氣時(shí)，2010～2016年最多需要2臺20×104m3/d的壓縮機(jī)，預(yù)計(jì)累計(jì)可回收低壓氣量為47.26×108m3，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值比放空方案高1.45億元。據(jù)此結(jié)論，建議增加壓縮機(jī)以回收低壓氣。
關(guān)鍵詞：柯克亞凝析氣田；開發(fā)；壓力；壓縮機(jī)；回收；經(jīng)濟(jì)效益；評價(jià)
    據(jù)統(tǒng)計(jì)，柯克亞作業(yè)區(qū)低壓天然氣回收裝置每天回收天然氣38×104m3左右，一個(gè)月可回收天然氣1140×104m3，創(chuàng)直接經(jīng)濟(jì)效益高達(dá)900多萬元，而建設(shè)這套回收裝置的投資75d便可全部收回，投資回報(bào)率當(dāng)年就達(dá)到1:5，經(jīng)濟(jì)效益可觀[1]。但是，柯克亞凝析氣田隨著進(jìn)一步衰竭式開發(fā)，地層壓力下降，為了確保凝析油生產(chǎn)正常生產(chǎn)，不斷增加的氣舉氣無形中使天然氣從高壓變成低壓，增加了低壓天然氣的量。由于目前壓縮機(jī)能力限制，預(yù)計(jì)未來氣田將有大部分的低壓氣放空燃燒，不僅浪費(fèi)能源而且污染環(huán)境。面對這一現(xiàn)狀，氣田開展了低壓氣回收方案的研究。
1 氣田低壓產(chǎn)氣量統(tǒng)計(jì)分析
    目前，預(yù)測產(chǎn)量的方法有穩(wěn)定流法、不穩(wěn)定流法與數(shù)值模擬法[2]。由于柯克亞凝析氣田的復(fù)雜性，筆者采取數(shù)值模擬對柯克亞凝析氣田的X3、X41、X42X51、X52、X72、X8共6個(gè)油氣藏進(jìn)行預(yù)測，其中X3、X41、X8為具邊水的層狀凝析氣藏，X42-X51、X72為邊水帶油環(huán)的凝析油氣藏，X52為具邊水帶氣頂?shù)膿]發(fā)性油藏。
    在建立各油氣藏的精細(xì)地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，利用Eclipse油藏模擬軟件進(jìn)行數(shù)值模擬。模型采用三維三相組分模型，網(wǎng)格類型為三維正交角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格平均步長為50m[3～4]。由于各油氣藏在空間上重疊，故i、j方向的網(wǎng)格系統(tǒng)相同，k方向不同，它們的網(wǎng)格系統(tǒng)分別是：X3為222×92×3=61272，X41為222×92×9=183 816，X42=X51為222×92×15=306360，X52為222×92×6=122544，X72和X8均為222×92×7=142968。
    在完成了各油氣藏的歷史擬合后，按照原有井網(wǎng)和生產(chǎn)制度進(jìn)行動(dòng)態(tài)預(yù)測，獲得各油氣藏單井的年產(chǎn)氣量和井口壓力變化。各油氣藏和氣田的年產(chǎn)氣量如圖1。對于整個(gè)氣田，到2025年12月，氣田累計(jì)產(chǎn)氣量為159.11×108m3，累計(jì)產(chǎn)油量為647.21×104m3，天然氣采收率為44.02%，凝析油采收率為23.94%。
    根據(jù)現(xiàn)場資料，按照井口壓機(jī)分級，柯克亞凝析氣田把各生產(chǎn)井產(chǎn)出的天然氣分為高壓、中壓和低壓天然氣，即井口壓力高于6MPa產(chǎn)出的天然氣為高壓氣、井口壓力介于4～6MPa產(chǎn)出的天然氣為中壓氣、井口壓力低于4MPa產(chǎn)出的天然氣為低壓氣。由于現(xiàn)場情況復(fù)雜，井口壓力小于0.5MPa這部分低壓氣能夠采出的天然氣量很少，故井口壓力小于0.5MPa的情況不作統(tǒng)計(jì)。
   筆者統(tǒng)計(jì)各油氣藏每口井的井口壓力預(yù)計(jì)進(jìn)入6MPa、4MPa、0.5MPa的時(shí)間；按照井口壓力分級，統(tǒng)計(jì)每口井高壓、中壓和低壓的年產(chǎn)氣量；得出氣田的高壓、中壓和低壓的年產(chǎn)氣量。
    由于X52揮發(fā)性油藏的氣油比較高，氣田采取氣舉方式生產(chǎn)。現(xiàn)場把一部分高壓氣用于氣舉，無形中使天然氣從高壓變成低壓，增加了低壓天然氣的量。因此，分別討論未考慮氣舉氣和考慮氣舉氣2種情況。
1.1 不考慮氣舉氣的情況
   如圖2-a，未來的16a中，低壓日產(chǎn)氣量始終高于中壓、高壓氣量，2012年低壓氣日產(chǎn)量達(dá)到最高為84.36×104m3，之后逐漸遞減，中壓日產(chǎn)氣量將于2021年降低為零。預(yù)測到2025年12月底，柯克亞氣田的高壓、中壓、低壓的累計(jì)產(chǎn)氣量分別是9.37×108m3、7.32×108m3、35.92×108m3。
    目前柯克亞凝析氣田壓縮機(jī)的總額度功率為85×104m3/d，故目前壓縮機(jī)能夠滿足低壓氣回收的需求，不需要添加壓縮機(jī)，預(yù)計(jì)到2025年累計(jì)可回收低壓氣量為35.92×108m3。把天然氣日利用量和日放空量統(tǒng)計(jì)如圖2-b，可以看出2010～2025年天然氣日放空量均為零。
1.2 考慮氣舉氣的情況
    根據(jù)現(xiàn)場資料，氣田所需要的氣舉氣量為30×104m3/d左右。預(yù)計(jì)2010～2014年，高壓氣能夠滿足氣舉氣的需求，而2015～2016年，需要把一部分中壓氣處理成高壓氣才能滿足氣舉氣的需求，2017～2025年，高壓日產(chǎn)氣和中壓氣日產(chǎn)氣之和低于30×104m3，把高中壓氣全部作為氣舉氣處理。
    如圖3-a，低壓日產(chǎn)氣量呈現(xiàn)出一種先上升然后下降的趨勢，預(yù)計(jì)在2012年達(dá)到最高為114.36×104m3/a，大于目前壓縮機(jī)的總額度功率85×104m3/d；中壓日產(chǎn)氣量預(yù)計(jì)在2012年之前，能夠維持在27×104m3左右，然后開始下降，將于2017年降為零；高壓日產(chǎn)氣量則在2011年基本降為零。預(yù)測到2025年12月底，柯克亞氣田的高壓、中壓、低壓的累計(jì)產(chǎn)氣量分別是0.67×108m3、4.63×108m3、47.32×108m3。如圖3-b所示，2010～2016年將有很多的低壓氣被放空，造成了天然氣資源的浪費(fèi)和環(huán)境的污染，故需要增添壓縮機(jī)回收低壓氣。
    出于經(jīng)濟(jì)考慮，日產(chǎn)氣量低于1×104m3的低壓氣不考慮回收，如果統(tǒng)一添加壓縮能力為20×104m3/d的壓縮機(jī)，那么添置情況為2010年1臺，2011年和2012年2臺，2013年1臺，2014年2臺，2015年和2016年1臺。添加壓縮機(jī)之后，日利用和日放空氣量預(yù)測情況如圖3-c，預(yù)計(jì)到2025年累計(jì)可回收低壓氣為47.26×108m3，比放空方案多回收4.79×104m3。
2 經(jīng)濟(jì)評價(jià)
    以中國石油天然氣股份有限公司頒發(fā)的石油計(jì)字(2005)第226號文件《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評價(jià)方法與參數(shù)》為主要依據(jù)，運(yùn)用第二章中介紹的主要方法和評價(jià)內(nèi)容，對柯克亞凝析氣田進(jìn)行研究。對氣田未考慮氣舉氣和考慮氣舉氣情況，以及考慮添加壓縮機(jī)的3種情況進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)評價(jià)與分析。
    本次經(jīng)濟(jì)評價(jià)的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)包括投資費(fèi)用、生產(chǎn)成本、期間費(fèi)用、各種稅收。投資費(fèi)用為壓縮機(jī)、鉆井、氣井投產(chǎn)費(fèi)等；生產(chǎn)成本為材料費(fèi)、燃料費(fèi)、動(dòng)力費(fèi)、井下作業(yè)費(fèi)、測試費(fèi)、運(yùn)輸費(fèi)、設(shè)備折舊費(fèi)、維護(hù)及修理費(fèi)等；期間費(fèi)用為管理費(fèi)、礦產(chǎn)資源補(bǔ)償費(fèi)、銷售費(fèi)等；稅收為增值稅、城市維護(hù)建設(shè)稅、教育稅、所得稅、資源稅等[5]。天然氣市場價(jià)格0.86元/m3，天然氣商品率0.95、投資年利率7%，壓縮機(jī)的費(fèi)用為1000萬元/臺。
經(jīng)濟(jì)指標(biāo)為財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值，靜態(tài)投資回收期，動(dòng)態(tài)投資回收期，投資利潤率和投資利稅率[6]。根據(jù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)得出：3種情況的財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率均大于30%，大于石油財(cái)政基準(zhǔn)收益率12%；若增添壓縮機(jī)，則投資成本能夠在1a內(nèi)收回；靜態(tài)和動(dòng)態(tài)投資回收期均小于1a。如圖4，添加壓縮機(jī)回收低壓氣比目前壓縮機(jī)生產(chǎn)的財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值能多獲得1.45億元。
 

3 結(jié)論
    1) 筆者通過采取數(shù)值模擬對柯克亞凝析氣田進(jìn)行歷史擬合，預(yù)測出各油氣藏單井的產(chǎn)量和井口壓力，分別統(tǒng)計(jì)出不考慮氣舉氣和考慮氣舉氣兩種情況的低壓年產(chǎn)氣量，運(yùn)用經(jīng)濟(jì)評價(jià)分析是否必要對低壓氣進(jìn)行回收，完成了低壓氣回收方案的研究。
    2) 不考慮氣舉氣時(shí)，目前的壓縮機(jī)能夠滿足氣田低壓氣回收的要求，2010～2025年可回收低壓氣為35.92×108m3；考慮氣舉氣時(shí)，需在2010～2016年增添壓縮機(jī)，若添置壓縮能力為20×104m3/d的壓縮機(jī)，則2011年、2012年和2014年需要2臺，其他時(shí)間只需1臺，預(yù)計(jì)可回收低壓氣47.26×108m3。
    3) 根據(jù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)，增加壓縮機(jī)對可能放空的低壓氣進(jìn)行回收，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值可多獲得1.45億元。建議柯克亞凝析氣田添加壓縮機(jī)對低壓氣進(jìn)行回收。
    4) 低壓氣回收方案的研究不僅僅對氣田開發(fā)效益具有重要作用，更重要的是有利于節(jié)能減排，避免環(huán)境污染和天然氣資源的浪費(fèi)。
參考文獻(xiàn)
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[6] 劉先濤.石油工業(yè)技術(shù)經(jīng)濟(jì)學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1995.
 
(本文作者：蘇柳榕1 劉建儀1 王新裕2 牟偉軍2 李金蔓1 1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)；2.中國石油塔里木油田公司塔西南勘探開發(fā)公司)