高含硫氣田集輸系統(tǒng)增壓模式優(yōu)化研究

屈丹龍

中國石油化工股份有限公司油田勘探開發(fā)事業(yè)部

國內(nèi)某高含硫氣田隨著地層壓力逐漸降低，油壓不斷降低，不能滿足外輸壓力要求的氣井將不斷增加，影響氣田穩(wěn)產(chǎn)。為達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)要求，氣田開發(fā)勢必要進(jìn)行增壓集輸。該氣田具有高含硫、地形復(fù)雜、氣井布局分散，各氣井壓降速率差異大及產(chǎn)液量大等特點(diǎn)，難以直接借鑒國內(nèi)外現(xiàn)有氣田增壓方案[1]。主要面臨三個(gè)方面的難題：一是如何準(zhǔn)確把握降壓時(shí)機(jī)及降壓方式。儲層非均質(zhì)性強(qiáng)；局部裂縫發(fā)育，水侵情況復(fù)雜，確定降壓開采時(shí)機(jī)難度大；氣井壓力、產(chǎn)能及井況等差異較大，需優(yōu)選降壓開采方式。二是如何確定集輸模式邊界條件及最佳增壓時(shí)機(jī)。降壓開采期井口壓力降低，產(chǎn)液量增加，原有氣液混輸集輸模式面臨挑戰(zhàn)；氣液混輸、分輸和增壓集輸?shù)葞追N集輸模式邊界條件的確定涉及面廣，考慮因素眾多[2]。三是影響集輸系統(tǒng)增壓安全高效運(yùn)行的因素復(fù)雜[3]。集輸系統(tǒng)增壓能耗分布廣、影響因素眾多，高效運(yùn)行面臨挑戰(zhàn)；集輸增壓運(yùn)行參數(shù)發(fā)生變化，積液增加，硫沉積嚴(yán)重，腐蝕影響因素增多，安全運(yùn)行難以保障；增壓過程易出現(xiàn)腐蝕、結(jié)鹽垢等安全風(fēng)險(xiǎn)。

目前調(diào)研尚未找到國外同類型礁灘相高含硫氣田的增壓開發(fā)案例（高含硫、高產(chǎn)、邊底水）；國內(nèi)增壓開發(fā)案例資料相對較多，主要為低滲、致密氣田，如川西氣田[4]、靖邊氣田[5]、臥龍河氣田[6]、大牛地氣田[7-9]、文23氣田[10]等。川西新場氣田采用集中增壓模式，增壓幅度為1 MPa；靖邊氣田采用區(qū)域+集氣站增壓模式，增壓幅度為4.4 MPa；臥龍河氣田采用區(qū)域+集氣站多級增壓，增壓幅度為1.6 MPa；大牛地氣田采用區(qū)域+集氣站增壓模式，增壓幅度為2.4 MPa；文23氣田采用區(qū)域+集氣站+單井增壓模式，增壓幅度1.8 MPa。

通過調(diào)研總結(jié)，結(jié)合該氣田增壓集輸面臨的三大難題，通過數(shù)值模擬、集輸模式邊界條件確定及集氣站增壓配套工藝技術(shù)研究，形成高含硫氣田集氣站濕氣增壓技術(shù)，進(jìn)一步降低氣藏廢棄壓力，延長穩(wěn)產(chǎn)期，提高氣田采收率，對氣田的安全穩(wěn)產(chǎn)高效運(yùn)行具有重大意義。

1 集輸系統(tǒng)增壓模式優(yōu)化數(shù)值建模

1.1 影響因素分析

分析了壓力、溫度、產(chǎn)液量和高程差等四個(gè)主控因素對集輸系統(tǒng)增壓模式的影響，形成了集輸系統(tǒng)增壓思路，為集輸系統(tǒng)增壓模式基礎(chǔ)模型優(yōu)選及建模奠定基礎(chǔ)。

1.1.1 壓力

井口壓力是主要影響因素，主要影響增壓點(diǎn)布局及增壓模式；產(chǎn)液量、高程差影響管道中攜液率，影響輸送模式?；跉饩蛪悍植嫉牟痪庑裕斚到y(tǒng)增壓可考慮采用單井-單站-單線分年度配合逐級推進(jìn)，逐步實(shí)施。

1#線氣井油壓差異大，首選單井及集氣站增壓；P103 集氣站兩口氣井油壓差異大，可考慮單井增壓；2#線氣井油壓差異較小，但達(dá)到3 MPa，配套單井或單站增壓，后期考慮單線增壓。

1.1.2 溫度

集輸管道溫度變化范圍小，對集輸系統(tǒng)增壓模式數(shù)值建模的影響較小，模型優(yōu)化中可取集氣站間管段平均溫度。

1#和2#線夏冬兩季集輸管線溫度差異小，最大差值為4 ℃。當(dāng)集輸管線運(yùn)行壓力不變時(shí)，溫度對管線氣體流速及持液率影響較小，增壓模式數(shù)值建模時(shí)，對集氣站間管段取平均溫度。采用統(tǒng)計(jì)熱力學(xué)方法進(jìn)行水合物預(yù)測，保障管道流動(dòng)性。

1.1.3 產(chǎn)液量

氣井產(chǎn)液量大小和集氣站分水輸送管線的建立與否是優(yōu)化集輸模式的關(guān)鍵。1#線P103、P104、P105、P106和P107均與2#線P203和P204建立了分水輸送管線，可考慮分輸模式；P101、P102、P201 和P202 未建立分水輸送管線，重點(diǎn)考慮產(chǎn)液量對輸送模式的影響。

1.1.4 高程差

集輸管道高程差主要影響氣體攜液能力，需要有針對性地建立上坡段、下坡段和水平段壓降模型。高程差主要通過影響氣體攜液能力是否有段塞流等來影響集輸管線壓降。

1.1.5 原料氣組分

進(jìn)入壓縮機(jī)的氣體含有飽和水、12.31%～17.05%的H2S 及7.89%～10.53%的CO2（體積分?jǐn)?shù)）。在組分一定時(shí)（表1），元素硫在天然氣中溶解度隨壓力的增加而增加，隨溫度的升高而增大；壓縮機(jī)增壓過程中元素硫在氣體中的溶解度均大于入口處，不會(huì)有元素硫析出，無硫沉積風(fēng)險(xiǎn)。

表1 高含硫氣田原料氣組分Tab.1 Raw gas components of high-sulfur gas fields mol%

1.2 復(fù)雜山地濕氣集輸管道分段全尺寸物理模型的建立

通過調(diào)研分析，從計(jì)算原理、適用性、優(yōu)缺點(diǎn)和管道形式等方面進(jìn)行了對比，初步優(yōu)選出Beggs&Brill相關(guān)式作為復(fù)雜山地濕氣集輸管道氣液兩相管流壓降模型。

Beggs-Brill模型建立了一套較為完整的確定氣液混合物密度與兩相摩阻系數(shù)(fm)的計(jì)算方法，主要考慮了重力損失、摩阻損失和動(dòng)能損失，對起伏管線有較強(qiáng)適應(yīng)性。

根據(jù)Beggs &Brill 模型相關(guān)式，考慮管道尺寸、管線走勢數(shù)據(jù)，結(jié)合集輸站場分布（圖1），采用OLGA軟件初步建立了氣田集輸系統(tǒng)分段全尺寸物理模型。該模型以單井作為單個(gè)氣源點(diǎn)，可與生產(chǎn)數(shù)據(jù)對接，實(shí)現(xiàn)參數(shù)實(shí)時(shí)更新；集輸管道絕對粗糙度e作為調(diào)整參數(shù)，通過回歸16 條管段的絕對粗糙度e，實(shí)現(xiàn)集輸管道壓降擬合；實(shí)現(xiàn)集輸管道溫降、壓降、流速、持液率、積液量等計(jì)算。

圖1 集輸站場分布Fig.1 Distribution of gathering station

圖2 1#線集輸管道模擬模型Fig.2 Simulation model of 1#line gathering pipeline

表2 集氣站生產(chǎn)運(yùn)行情況與模擬結(jié)果對比Tab.2 Comparison of production and operation and simulation results of gas gathering station

圖3 2#線集輸管道模擬模型Fig.3 Simulation model of 2#line gathering pipeline

采用實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行數(shù)值模型的準(zhǔn)確性進(jìn)行驗(yàn)證，如上述圖2、圖3 及表2所示。結(jié)果表明，各集氣站外輸壓力與模擬結(jié)果誤差在5%以內(nèi)。結(jié)合開發(fā)預(yù)測，為后續(xù)進(jìn)行集輸管網(wǎng)適應(yīng)性評價(jià)奠定基礎(chǔ)。

2 集輸系統(tǒng)增壓模式優(yōu)選

國內(nèi)氣田目前沒有形成統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)的增壓集輸模式，各氣田結(jié)合氣井開發(fā)曲線、壓降速率及管網(wǎng)特點(diǎn)等各種因素選擇相匹配的增壓模式[11]。高含硫氣田具有高含硫、地形復(fù)雜、氣井分散布局，各氣井壓降速率差異大及產(chǎn)液量大等特點(diǎn)，難以直接借鑒國內(nèi)外現(xiàn)有氣田增壓方案。基于調(diào)研，高含硫氣田增壓方案的優(yōu)選原則主要有以下幾點(diǎn)：①干線增壓需要增壓集輸?shù)募瘹庹敬嬖趦蓚€(gè)及以上，相鄰集氣站增壓集輸氣井油壓差異??；②單站增壓需要增壓集輸?shù)募瘹庹痉植紖^(qū)域分散性高，或某一區(qū)域僅有一個(gè)集氣站需要增壓集輸；③凈化廠入口壓力不低于7.6 MPa；氣體流速在經(jīng)濟(jì)流速范圍之內(nèi)；④依據(jù)氣田增壓時(shí)機(jī)及不同增壓開采模式，建立多種增壓集輸方案，以穩(wěn)產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)性為優(yōu)化目標(biāo)，最終確定最優(yōu)的增壓集輸方案；⑤考慮到高含硫壓縮機(jī)風(fēng)險(xiǎn)高、投資大、運(yùn)行費(fèi)用高，增壓點(diǎn)不宜過多；⑥干線集中增壓有利于方便管理，增壓設(shè)備配置較少，站場改造數(shù)量少。

高含硫氣田具有高含硫、地形復(fù)雜、氣井分散布局，各氣井壓降速率差異大及產(chǎn)液量大等特點(diǎn)，難以直接借鑒國內(nèi)外現(xiàn)有氣田增壓方案。通過模擬分析，集中增壓模式適應(yīng)性差，重點(diǎn)分析氣田單站增壓、區(qū)域+單站增壓、集輸干線增壓等模式。

2.1 1#線增壓方案優(yōu)選

1#線各氣井壓力差異大及考慮1#-4#聯(lián)絡(luò)線的影響，不適合干線增壓模式。預(yù)計(jì)2021 年低壓井P101-2H、P104-3 壓力降至4.7 MPa，高壓井P102-1、P102-3、P107-1H壓力仍保持在11.6 MPa，氣井壓力差異大；1#線部分高壓井受水侵影響較大。

區(qū)域+單站和單站兩種增壓模式均適用于1#線，但從經(jīng)濟(jì)性分析[12]（表3），以及投資及運(yùn)行費(fèi)用方面對比，1#線采用區(qū)域+單站的組合增壓模式優(yōu)勢明顯。

表3 區(qū)域+單站和單站兩種增壓模式的投資與費(fèi)用分析Tab.3 Investment and cost analysis for two pressurizing modes of regional+single station and single station 萬元

區(qū)域+單站增壓模式適應(yīng)性分析：P101和P102站增壓開采期超過13 年，且預(yù)計(jì)2021 年均需增壓，適宜區(qū)域增壓模式；P104、P106 和P107 站壓力差異大，增壓開采期低于4年，適宜單站增壓。

單站增壓模式適應(yīng)性分析：根據(jù)地質(zhì)預(yù)測，氣井油壓低于9 MPa 時(shí)，若進(jìn)行單站增壓，共需6 處增壓點(diǎn)，雖然增壓設(shè)施可適時(shí)建設(shè)，增壓機(jī)組可搬遷重復(fù)利用，但是增壓點(diǎn)較多，配套設(shè)施多，且生產(chǎn)管理難度大。

對比投資及運(yùn)行費(fèi)用，1#線區(qū)域+單站輔助增壓方案優(yōu)勢明顯，1#線P101 和P102 站降壓開采時(shí)間長，區(qū)域集中增壓方便運(yùn)行管理；P104、P106和P107 站降壓開采時(shí)間短，分散增壓利于增壓設(shè)備的搬遷利用，因此1#線推薦采用區(qū)域+單站輔助增壓模式。

1#線整體增壓方案：采用區(qū)域+單站輔助增壓方案，在P102 對P101、P102、P103 進(jìn)行區(qū)域增壓，P104、P106、P107 采取單站增壓。壓縮機(jī)配置：增壓模式結(jié)合開發(fā)預(yù)測，區(qū)域采用2 用1 備，單站采用單臺，共配置6臺壓縮機(jī)；壓縮機(jī)選型以最佳工作狀態(tài)時(shí)排量在20×104～30×104m3機(jī)型為主，便于采購和管理，并通過并聯(lián)以適應(yīng)不同產(chǎn)量、不同時(shí)期氣井工作制度。

2.2 2#線增壓方案優(yōu)選

2#線各氣井沿集氣干線分布，不適應(yīng)區(qū)域增壓模式。

干線增壓模式適應(yīng)性分析：井口油壓差異較?。?～3 MPa），預(yù)計(jì)2020 年1 口井（P204-2H）增壓，2022 年全線逐步進(jìn)入增壓開采階段；集氣站沿干線分布，井口油壓遞減速率同步，利于干線增壓模式；上游部署新井（P2031-2T）較少，且P204-2H井產(chǎn)量較低。

單站增壓模式適應(yīng)性分析：根據(jù)地質(zhì)預(yù)測，氣井油壓低于9 MPa，進(jìn)行單站增壓，共3 處增壓點(diǎn)；干線增壓和單站分散增壓方案投資、運(yùn)行費(fèi)用相差不大（表4）；單站增壓的增壓點(diǎn)較多，配套設(shè)施多，生產(chǎn)管理難度大。

表4 干線與單站兩種增壓模式的投資與費(fèi)用分析Tab.4 Investment and cost analysis for two pressurizing modes of main line and single station 萬元

2#線干線增壓和單站分散增壓方案投資和運(yùn)行費(fèi)用相差不大，考慮2#線上游部署新井較少，干線集中增壓方便集中管理，且增壓設(shè)備配置較少，站場改造數(shù)量少，因此2#線推薦采用干線增壓模式。

2#線整體增壓方案：干線增壓（P201），所轄P201、P202、P204。

壓縮機(jī)配置：增壓模式結(jié)合開發(fā)預(yù)測，采用3用2 備，共配置5 臺壓縮機(jī)；壓縮機(jī)選型以最佳工作狀態(tài)時(shí)排量在50×104～60×104m3機(jī)型為主。

3 結(jié)束語

（1）重點(diǎn)分析了影響集輸系統(tǒng)增壓模式數(shù)值建模的壓力、溫度、產(chǎn)液量和高程差等四個(gè)主控因素，井口壓力是主要影響因素，主要影響增壓點(diǎn)布局及增壓模式；產(chǎn)液量、高程差影響管道中攜液率，影響輸送模式。

（2）建立了復(fù)雜山地高含硫濕氣集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行數(shù)值模型，采用實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對集輸系統(tǒng)生產(chǎn)運(yùn)行數(shù)值模型準(zhǔn)確性進(jìn)行驗(yàn)證，各集氣站外輸壓力與模擬結(jié)果誤差在5%以內(nèi)。

（3）以保證產(chǎn)能為目標(biāo)，基于經(jīng)濟(jì)性評價(jià)，優(yōu)選了適應(yīng)普光集輸系統(tǒng)的增壓模式，形成了1#、2#線增壓方案。