張 琳 蘇 欣 劉有超 劉祎飛

1.中國石油工程設(shè)計有限責(zé)任公司 2.中國石油工程設(shè)計有限責(zé)任公司西南分公司3.中國石油阿姆河天然氣勘探開發(fā)（北京）有限公司 4.西南石油大學(xué)

土庫曼斯坦某氣田集輸增壓方案比選及建議

張 琳1，2蘇 欣1，2劉有超3劉祎飛4

1.中國石油工程設(shè)計有限責(zé)任公司 2.中國石油工程設(shè)計有限責(zé)任公司西南分公司3.中國石油阿姆河天然氣勘探開發(fā)（北京）有限公司 4.西南石油大學(xué)

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(jìn)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(jìn)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(yán)重影響設(shè)備和管道的正常運行。結(jié)論認(rèn)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。

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ABCD 4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68×108m3／a。由于各氣區(qū)從2022年將開始逐步增壓，因此，就該氣田的增壓工藝方案進(jìn)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。氣田集氣管網(wǎng)布局見圖1。

圖1 氣田集氣管網(wǎng)布局示意圖

各井天然氣在井口節(jié)流至不大于16 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(jìn)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(jìn)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(dāng)井口壓力低于8.5 MPa時，將不能滿足天然氣進(jìn)廠壓力要求，此時需要對天然氣進(jìn)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(jìn)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(dāng)井口壓力降低時，采氣管線降壓輸送天然氣至集氣總站進(jìn)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(dāng)個別氣區(qū)的天然氣壓力降低、不能進(jìn)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1、2對兩個增壓方案進(jìn)行詳細(xì)論證比選。

表1 氣田后期壓力產(chǎn)量表

表2 各氣區(qū)開始增壓時間和所需功率最大的時間表

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。

表3 集氣干線流速核算結(jié)果表

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7.2 MPa，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(jìn)行了經(jīng)濟比較，結(jié)果見表6。

表4 方案1壓縮機機組配置及功率統(tǒng)計表

表5 方案2壓縮機機組配置及功率統(tǒng)計表

表6 方案1、2經(jīng)濟比較結(jié)果表

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(jìn)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(jìn)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(jìn)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10 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(jìn)口管道為例，說明上述因素對增壓方案的影響。

1）方案1：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2 500 mm的臥式氣液分離器4臺（單臺處理量為682 ×104～848×104m3／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(jìn)口管道流速為7 m／s，后期由于產(chǎn)量下降，僅需開啟1臺分離器，進(jìn)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2 500 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(jìn)口管道為例，前期開啟4臺分離器，各進(jìn)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(jìn)口管道流速高達(dá)16 m／s（站內(nèi)流速宜小于10 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。

表7 集氣裝置主要設(shè)備及管道流速表

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(xì)分析，將此因素作為增壓方案比選的重要指標(biāo)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(jìn)行了詳細(xì)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。

［1］蘇欣，陳彰兵，張琳.低壓氣壓縮機增壓集輸工藝工況分析［J］.石油工程建設(shè)，2008，34（6）：11－14.

［2］陳彰兵，蘇欣，張琳.低壓氣集輸工藝［J］.油氣儲運，2009，28（3）：1－13.

［3］中華人民共和國建設(shè)部，中華人民共和國國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗檢疫總局.GB50350—2005 GB／T油氣集輸設(shè)計規(guī)范［S］.北京：中國計劃出版社，2005.

［4］宋德琦，郭佳春，毛敏，等.氣田地面工程設(shè)計［M］.北京：中國石油大學(xué)出版社，2010.

［5］蘇建華，許可方，宋德琦，等.天然氣礦場集輸與處理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.

［6］劉爭芬.大牛地“低壓、低產(chǎn)、低滲透”氣田增壓采輸模式［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（10）：86－88.

［7］蘇欣，劉有超，秦璇，等.土庫曼斯坦阿姆河第二天然氣處理廠集氣工藝優(yōu)化［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（10）：89－92.

Comparison ＆selection and suggestion over gas field pressurization program：A case study in a gas field in Turkmenistan

Zhang Lin1，2，Su Xin1，2，Liu Youchao3，Liu Weifei4
（1.China Petroleum Engineering Co.，Ltd.，Beijing 100085，China；2.Southwest Sub－company of China Petroleum Engineering Co.，Ltd.，Chengdu，Sichuan 610017，China；3.CNPC Turkmenistan Amu Darya River Gas Company，Beijing 100101，China；4.Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.96－99，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The comprehensive process of multi－well high－pressure gas gathering，throttling at single wellhead，heating and throttling at gas gathering stations，later－stage pressurization，and gas－liquid mixed transmission were adopted at a certain gas field in Turkmenistan.This paper made a comparison between pressurization manners in different gas areas and those for gathering units at gas plants while considering the impact of different manners on gas gathering trunk diameter，flow rate，and compressor power and configuration.Besides，comparison and selection were made between two pressurization programs over their advantages and disadvantages and economical efficiency.As a result，the concentrated pressurization program for each gas production area was finally recommended.Moreover，it suggested that the impact of pressurization program on the facilities and on the velocity of flow in pipes should be highly focused on so as to avoid any interference in normal operation by the fluctuations of pressure and gas output.Finally，it pointed out that other three main factors should never be neglected when a proper pressurization program is selected，namely，a gas gathering trunk line，compressor power and configuration，facilities at stations，and pipeline adaptation analysis，in a bid to ensure safe and steady development and operation of the gas field.

Turkmenistan，gas field，gathering and transmission，multi－well high－pressure gas gathering，single－well throttling，gasliquid mixed transmission，pressurization，program，optimization

張琳等.土庫曼斯坦某氣田集輸增壓方案比選及建議.天然氣工業(yè)，2012，32（8）：96－99.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.021

國家科技重大專項“阿姆河右岸中區(qū)天然氣開發(fā)示范工程”（編號：2011ZX05059）。

張琳，女，1982年生，工程師，碩士研究生；主要從事海外天然氣項目管理工作。地址：（100085）北京市海淀區(qū)上地信息路8號CPE大廈C204。電話：（010）82778819。E－mail：linda410＠126.com

（修改回稿日期 2012－06－03 編輯 何 明）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.021

Zhang Lin，engineer，born in 1982，holds an M.Sc degree and is mainly engaged in overseas natural gas project management.

Add：C204，CPE Building，Information Rd.，Shangdi，Haidian District，Beijing 100085，P.R.China

E－mail：linda410＠126.com