摘  要  土庫曼斯坦合同區(qū)某氣田集輸采用了多井高壓集氣、單井節(jié)流、集氣站加熱節(jié)流、后期增壓和氣液混輸工藝。根據(jù)氣田單井分布、單井壓力和產(chǎn)量遞減情況，對各氣區(qū)集中增壓和天然氣處理廠集氣裝置集中增壓方式進行了對比分析，考慮了不同增壓工藝對集氣干線管徑、流速和壓縮機組裝機功率及配置的影響，同時對兩種增壓方案的優(yōu)劣和經(jīng)濟性進行了比選，推薦采用各氣區(qū)集中增壓方案。建議在方案比選中考慮增壓方案對站場設(shè)備和管道流速的影響，避免由于壓力和產(chǎn)量的波動而嚴重影響設(shè)備和管道的正常運行。結(jié)論認為：該氣田集輸增壓方案應(yīng)綜合考慮集氣干線、壓縮機裝機功率和機組配置、站場設(shè)備和管道適應(yīng)性分析3大因素，使優(yōu)選出的增壓工藝具有較強的適應(yīng)性，確保氣田平穩(wěn)開發(fā)和運行。

關(guān)鍵詞  土庫曼斯坦氣田  集輸  多井高壓集氣  單井節(jié)流  氣液混輸  增壓  方案  優(yōu)化

土庫曼斯坦合同區(qū)某氣田共有ABCD4個區(qū)塊，40口單井，擬設(shè)4個集氣總站，氣田地面工程建設(shè)規(guī)模為68×10⁸ m³／a。由于各氣區(qū)從2022年將開始逐步，因此，就該氣田的增壓工藝方案進行了初步探討，以期為后續(xù)設(shè)計和建設(shè)工作提供參考。

1 氣田總體工藝方案

根據(jù)各氣區(qū)單井分布情況，氣田總體上采取多井集氣方案，采用放射狀敷設(shè)管道和多井集氣工藝。氣田集氣官網(wǎng)布局見圖1。

各井天然氣在井口節(jié)流至不大于l6 MPa，通過采氣管線輸送至氣區(qū)集氣總站。在氣區(qū)集氣總站內(nèi)，各單井來氣加熱后節(jié)流至不大于9 MPa，并進行單井輪換計量后采用氣液混輸工藝輸送至天然氣處理廠進行集中處理。在氣田開發(fā)后期，各氣區(qū)天然氣在氣區(qū)集氣總站分別增壓后，再輸往天然氣處理廠集氣裝置。

2氣田增壓方案的比選及建議

2．1增壓方案

根據(jù)開發(fā)方案，井口壓力隨投產(chǎn)時間逐漸遞減，當井口壓力低于8．5 MPa時，將不能滿足天然氣進廠壓力要求，此時需要對天然氣進行增壓。從開發(fā)方案預(yù)測的井口壓力變化數(shù)據(jù)分析，在投產(chǎn)約10年后(2022年)，各氣田將分批開始增壓。對各氣區(qū)集中增壓方案和天然氣處理廠前集中增壓方案進行對比^[1-7]。

2．1．1  氣區(qū)集氣總站集中增壓

根據(jù)各氣區(qū)的壓力下降情況，分批在各氣區(qū)集氣總站建增壓裝置。當井口壓力降低時，采氣管線降壓輸送天然氣至集氣總站進行增壓，集氣干線仍維持高壓將天然氣輸送至天然氣處理廠，滿足處理工藝及交氣壓力要求。

2．1．2  天然氣處理廠前集中增壓

當個別氣區(qū)的天然氣壓力降低、不能進入集氣干線時，天然氣處理廠所轄的各氣區(qū)均需降壓生產(chǎn)，再在天然氣處理廠前建增壓裝置集中增壓，以滿足處理工藝及交氣壓力要求。

2．2增壓方案比選

各氣區(qū)后期壓力產(chǎn)量見表1，增壓時間和所需功率最大時間見表2。根據(jù)表l、2對兩個增壓方案進行詳細論證比選。

在增壓方案比選中，一般考慮集氣干線管徑、流速和壓縮機功率等因素。

2．2．1  集氣干線因素

集氣干線的選取應(yīng)綜合考慮高壓、穩(wěn)產(chǎn)期和低壓、低產(chǎn)工況。對于輸送酸性介質(zhì)的氣液混輸管道，其流速宜控制在3～8 m／s，這樣既可保證氣體有一定的攜液能力，又可防止出現(xiàn)因氣液流速過快而造成緩蝕劑不易附著的問題。集氣干線流速核算結(jié)果見表3。

2．2．2  壓縮機裝機功率和機組配置因素

天然氣處理廠集氣裝置入口壓力要求為7．2MPa，由此反推此各集氣總站的壓力需求，從而確定壓縮機的功率和配置，應(yīng)在滿足工藝前提下盡量減小壓縮機的裝機功率和配置數(shù)量。由于壓縮機壓比大，產(chǎn)量波動范圍大，因此選用往復(fù)式壓縮機。壓力壓縮機配置核算結(jié)果見表4、5。

根據(jù)上述分析結(jié)果，對兩個方案的可比工程量部分進行了經(jīng)濟比較，結(jié)果見表6。

綜上所述，由于各氣區(qū)壓力衰減不一樣，增壓的時間也不一致，若采用天然氣處理廠前集中增壓，則各氣區(qū)進天然氣處理廠增壓前必須保持壓力一致，不能充分利用各氣區(qū)的壓能，同時集氣干線管徑需按照增壓前的低壓進行計算，增大了管徑。因此，從技術(shù)可行和經(jīng)濟合理方面綜合考慮，應(yīng)采用各氣區(qū)集中增壓方案。

2．3對增壓方案比選的建議

上述比選方案忽略了一個比較重要的因素，即對各站場內(nèi)主要設(shè)備和管道適應(yīng)性進行分析。由于增壓前后站場主要設(shè)備和管道的工作壓力不同，因此，應(yīng)考慮不同增壓工藝方案對設(shè)備和管道選型造成的影響，站內(nèi)管道流速在不同壓力情況下宜控制在lO m／s內(nèi)，以降低沖刷腐蝕，確保緩蝕劑的附著并降低站內(nèi)噪音。

下面僅以天然氣處理廠集氣裝置中的氣液分離器和進口管道為例，說明上述因素對增壓方案的影響。

1)方案l：由于各氣區(qū)集中增壓，集氣裝置的工作壓力始終保持在7．2 MPa，裝置內(nèi)設(shè)備和管道的工作壓力基本沒有波動，因此，設(shè)備和管道的適應(yīng)性較好，能滿足氣田生產(chǎn)全過程的工況。經(jīng)核算，在此工況下集氣裝置選用工作壓力為7．92 MPa、公稱直徑為2500 mm的臥式氣液分離器4臺(單臺處理量為682×l0⁴～848×10⁴ m³／d)即可滿足生產(chǎn)分離需求。站內(nèi)前期開啟4臺分離器，各進口管道流速為7 m／s，后期由于產(chǎn)量下降，僅需開啟l臺分離器，進口管道流速為5．7 m／s。

2)方案2：由于在天然氣處理廠集氣裝置集中增壓，因此，導(dǎo)致集氣裝置增壓前設(shè)備和管道的壓力工作范圍波動很大(0．3～7．2 MPa)，經(jīng)核算要滿足從0．3～7．2 MPa工況下氣液分離器的適應(yīng)性，需設(shè)置工作壓力為7．92 MPa、公稱直徑為2500 mm的臥式氣液分離器9臺。同時由于站內(nèi)管道的工作壓力范圍也是0．3～7．2 MPa，這將導(dǎo)致集氣裝置增壓前管道選型非常困難。以氣液分離器進口管道為例，前期開啟4臺分離器，各進口管道流速為7 m／s，后期由于產(chǎn)量下降，但壓力也急劇下降至0．3 MPa，需開啟9臺分離器，進口管道流速高達l6 m／s(站內(nèi)流速宜小于lO m／s，以降低噪聲，減小沖刷腐蝕，確保緩蝕劑附著良好)，若為降低后期管道流速，勢必增加管道管徑，又會導(dǎo)致前期流速過低，這種矛盾將十分突出，除了后期新建副管外，基本上沒有其他解決措施。不同方案集氣裝置主要設(shè)備及管道流速見表7。

從表7可以看出，方案1明顯由于方案2，且方案2對于設(shè)備和管道的適應(yīng)性提出了巨大的挑戰(zhàn)，很難實現(xiàn)。因此，在增壓方案比選過程中，應(yīng)重視對站場設(shè)備和管道適應(yīng)性的詳細分析，將此因素作為增壓方案比選的重要指標一并考慮在內(nèi)，盡量確保所選設(shè)備和管道在整個生產(chǎn)過程能正常工作。

3  結(jié)論

對土庫曼斯坦合同區(qū)某氣田集輸增壓方案進行了詳細的技術(shù)經(jīng)濟比選，推薦采用各氣區(qū)集中增壓方案確保氣田的平穩(wěn)運行，同時提出了增壓方案比選時應(yīng)考慮的3大因素：①滿足集氣干線流速要求(3～8 m／s)，保證管道氣相有一定的攜液能力，同時又能保證緩蝕劑的附著效果；②滿足壓縮機裝機功率和配置盡量小的要求，應(yīng)以機組裝機功率作為比選依據(jù)而不是將軸功率作為比選依據(jù)；③滿足站場主要設(shè)備和管道的適應(yīng)性，需考慮整增壓前后工作壓力和產(chǎn)量波動對主要設(shè)備和管道的影響，確保設(shè)備處理能力和管道流速滿足增壓前后的工藝要求。

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本文作者：張琳  蘇欣   劉有超  劉神飛

作者單位：中國石油工程設(shè)計有限責(zé)任公司  中國石油工程設(shè)計有限責(zé)任公司西南分公司 中國石油阿姆河天然氣勘探開發(fā)(北京)有限公司  西南石油大學(xué)