馬雯

中石化中原油田分公司石油工程技術研究院

含硫濕氣田進入后期開發(fā)，井口壓力降低，產液量增加，必須對氣田地面集輸工藝進行改造，此時增壓集輸成為高含硫濕氣田高效開發(fā)的必然選擇[1]。

目前，國內外有大量學者、工程師對氣田集輸系統(tǒng)的增壓模式進行了探索，主要有井場增壓、集氣站增壓、區(qū)域增壓、集中增壓、組合增壓等增壓模式[2-5]，并在多種類型氣藏的實際開發(fā)中得到了廣泛應用。如靖邊氣田在開發(fā)中后期的低壓開發(fā)階段采用了以區(qū)域增壓為主、部分集氣站單站增壓為輔的增壓集輸模式[6-8]；蘇里格氣田通過分析總結以及開展氣井低壓低產階段同步回轉增壓排水工藝技術研究，最終確定氣田集氣站采用分散增壓的方式更為合理，并指出了同步回轉增壓工藝具有向干管增壓和多級增壓方向推廣的優(yōu)勢[9-10]；大牛地氣田通過對氣井油壓的變化規(guī)律分析，并從技術經濟角度對提出的4 種增壓模式進行對比優(yōu)選，最終確定采用區(qū)域增壓加集氣站分散增壓的方案[11-12]；土庫曼斯坦某氣田從技術可行性和經濟合理方面綜合考慮，采用了各氣區(qū)集中增壓的方案[13]。這些研究主要集中在氣井出口壓力較低、含硫較低氣田的增壓集輸模式的確定，而對于氣井出口壓力較高且集輸管網比較復雜的高含硫濕氣田研究相對較少。因此，高含硫濕氣集輸系統(tǒng)增壓方案的確定難以直接借鑒目前國內外研究成果。

本文通過對現有高含硫濕氣田實際數據進行分析，建立了高含硫濕氣增壓集輸模式的數學模型和物理模型，通過模擬分析典型增壓模式下集輸管內的流速、持液率、壓降的變化規(guī)律，并對地面配套的增壓集輸工藝、地面集輸管網的調整利用和增壓集輸的成本控制等因素進行綜合考慮，最終優(yōu)選出高含硫濕氣田增壓集輸模式。

1 氣田增壓集輸模型建立

本文以多相流雙流體模型為基礎，基于流型特性因素分析，并且耦合管道沿線的溫降模型及天然氣物性P-R 計算模型，采用OGLA 軟件對某氣田集輸管網進行了三維表征，建立了高含硫濕氣田復雜山地集輸系統(tǒng)增壓模擬物理模型，并通過運用數值差分方法對其進行求解。

2 集輸系統(tǒng)增壓模式確定

圖1 為高含硫濕氣集輸系統(tǒng)增壓模式確定流程圖，主要包括參數輸入、模型求解計算、臨界條件判定以及結論輸出等幾個方面。

圖1 增壓模式確定流程圖Fig.1 Flow chart for determination of pressurization mode

（1）將運行參數（輸氣量、溫度以及組分等）、結構參數（管網管徑、傾角以及高差等）、地質配產（氣井產量以及進口壓力）等數據代入已建好的模型中進行相應的計算。

（2）進行臨界條件的判別。若管內流速≤8 m/s，則采用集中增壓模式，然后進行段塞流風險以及降壓判別。若有段塞流風險，則采用分輸集中增壓；若無段塞流風險，則采用混輸集中增壓。若管內流速＞8m/s，則需確定相應的增壓降速管段并初步確定相應管段的增壓模式，然后進行段塞流風險以及降壓判別。若有段塞流風險，則采用汽液分輸增壓；若無段塞流風險，則采用汽液混輸增壓。

3 結果與討論

高含硫濕氣集輸系統(tǒng)增壓模式的選擇應盡量保證把氣田產出的天然氣向外輸出，盡可能降低集氣管網的集氣壓力，保證增壓集輸系統(tǒng)整體安全運行的可靠性且方便管理。高含硫濕氣田井口壓力設計值為4 MPa，為滿足井口壓力值要求，經大量核算，采用集中增壓模式，增壓壓縮機入口壓力將降為3.3 MPa。本文將主要對集輸管線流速、持液率及壓降等管網運行特性進行分析。

3.1 集輸管內流速分析

圖2～圖5 是1#～4#線管線流速變化結果。從圖中可以看出：1#線P104-P102 以及P102-P301-1 管線流速均超過10 m/s，僅部分支線滿足設計要求（3～8 m/s）；2#線各管段流速均在控制流速3～8 m/s范圍內，但P201-P301-2 和P202-P201 管段流速較高；3#線P301-NODE 管段處于高速運行狀態(tài)，其余管段流速均在控制流速3～8 m/s 范圍內；4#線除D405-D404 管段外，其他管段速度均超過8 m/s，不滿足管線輸氣能力。因此，若要解決1#～4#線流速過高問題，必需提高相應管段運行壓力，進行增壓集輸。

圖2 1#線管線流速變化Fig.2 Flow rate change of line 1#

圖3 2#線管線流速變化Fig.3 Flow rate change of line 2#

圖4 3#線管線流速變化Fig.4 Flow rate change of line 3#

圖5 4#線管線流速變化Fig.5 Flow rate change of line 4#

3.2 集輸管道內持液率分析

圖6～圖9 是1#～4#線管線持液率變化結果。從圖中可以看出：1#線P103-P102 和P106-P104 管段持液率達50%以上；2#線P204-P203 和P203-P202管段持液率在40%以上，在啟動、停止、運輸過程中可能發(fā)生段塞流風險；3#線P305-P304、P304-P303 和P303-P302 管段持液率在40%左右，啟停輸過程中也可能存在段塞流風險；4#線各管段持液率均較小，運行中發(fā)生段塞流風險的可能性較小。因此，從避免段塞流風險角度分析，建議對1#～3#線進行汽液分輸增壓。

圖6 1#線管線持液率變化Fig.6 Liquid holdup change of line 1#

圖7 2#線管線持液率變化Fig.7 Liquid holdup change of line 2#

圖8 3#線管線持液率變化Fig.8 Liquid holdup change of line 3#

圖9 4#線管線持液率變化Fig.9 Liquid holdup change of line 4#

3.3 集輸管線壓降分析

圖10～圖13 是1#～4#線管線壓降變化結果。從圖中可以看出：1#線P103-P102 和P104-P102 管段壓降較大，其中P103-P102 管段壓降值超過了1 MPa；2#線P204-P203 和P201-P301-2 壓降較大，且壓降值均超過了0.6 MPa；3#線P305-P304 管段壓降較大，且壓降值超過了1.0 MPa；4#線各管段整體壓降較小。因此，1#～3#線部分管段壓降過大主要由降壓開采期的產液量相對增大引起，所以對降壓管段需要進行增壓集輸。

圖10 1#線管線壓降變化Fig.10 Pressure drop change of line 1#

圖11 2#線管線壓降變化Fig.11 Pressure drop change of line 2#

圖12 3#線管線壓降變化Fig.12 Pressure drop change of line 3#

圖13 4#線管線壓降變化Fig.13 Pressure drop change of line 4#

圖14～圖17 是1#-3#線汽液分輸和混輸時部分管段壓降對比結果。從對比結果可以表明：當采用汽液分輸時，各管段壓降遠小于混輸時的壓降；在給定增壓機入口壓力條件下，有利于進一步降低增壓集輸階段氣井生產壓力。因此，從壓降角度分析建議采用汽液分輸增壓。

圖14 1#～3#線汽液分輸和混輸時P103-P102 管段壓降變化Fig.14 Pressure drop change of P103-P102 line section during vapor-liquid separation and mixed transportation of line 1# to 3#

圖15 1#-3#線汽液分輸和混輸時P104-P102 管段壓降變化Fig.15 Pressure drop change of P104-P102 line section during vapor-liquid separation and mixed transportation of line 1# to 3#

圖16 1#-3#線汽液分輸和混輸時P204-P203 管段壓降變化Fig.16 Pressure drop change of P204-P203 line section during vapor-liquid separation and mixed transportation of line 1# to 3#

圖17 1#-3#線汽液分輸和混輸時P305-P304 管段壓降變化Fig.17 Pressure drop change of P305-P304 line section during vapor-liquid separation and mixed transportation of line 1# to 3#

3.4 氣田最佳增壓模式確定

綜上所述，通過對集輸管線流速、持液率及壓降等管網運行特性進行分析，采用集中增壓時，壓縮機入口壓力降低到3.3 MPa，導致4#線和1#線大部分管段內氣體高速運行，嚴重不滿足3～8 m/s 輸氣要求；局部區(qū)塊（4#線）目前油壓高、產量大，采用總站集中增壓模式，將降壓運行，不能充分利用地層能量，影響產能釋放；解決降壓運行、底層能量充分利用以及管內流速過高問題，可將其不接入增壓站。

經核算，4#線集輸管網在總站壓力不低于6.9 MPa 運行時，大部分管段流速可控制在3～8 m/s以內，但整體速度較高。為降低4#線流速，保證氣田穩(wěn)產、穩(wěn)輸，可通過1#～4#線聯絡線承擔部分4#線輸氣任務，從而進一步降低4#線管內流速。圖18是調整配產后4#線各管段流速變化結果。調整配產后4#線各管段流速均滿足要求。

圖18 調整配產后4#線各管段流速變化Fig.18 Flow velocity change of each pipe section of line 4#after delivery adjustment

如圖19 所示，通過提高1#線P104-P102 和P102-總站管段運行壓力，使1#～4#線聯絡線來氣以及1#線各氣井來氣通過P104-集氣總站管段高壓輸送，可采用以下兩種方案：

圖19 某氣田管網布局圖Fig.19 Pipeline network layout of a gas field

方案1：新建P108-P102 低壓集氣管線，P102設置增壓站，進行區(qū)域增壓，負責P101、P102、P103、P108 的來氣增壓任務。P104 設置增壓站，進行區(qū)域增壓，負責P104、P106、P107 的來氣增壓任務。

方案2：新建P105-P103 和P108-P102 集氣管線，保留P106-P104 站現有管線，P102 設置增壓站，進行區(qū)域增壓，負責P101、P102、P103、P104、P106、P107、P108 的來氣增壓任務。

1#線形成高、低壓2 套集輸管網，局部區(qū)塊（4#線）產能通過1#～4#線聯絡線和P104-P102 集輸管段高壓輸送；P107、P106、P104、P105、P103、P108、P101 通過低壓集輸管網進入P102 站增壓輸送。

降低3#線P301-總管管段流速，需在P301 處設增壓站進行干線增壓，使P301-集氣總站管段高壓運行；由于集氣總站周邊無最佳增壓站站址，2#線可在P201 處設置增壓站來進行增壓。

4 結論

本文基于熱-力耦合方法，建立了高含硫濕氣增壓集輸模式的數學模型和物理模型。通過模擬分析典型增壓模式下集輸管內的流速、持液率、壓降的變化，得到以下結論：

（1）1#～4#線流速過高，需提高相應管段運行壓力，進行增壓集輸。

（2）為了避免段塞流風險，建議對1#～3#線進行汽液分輸增壓。

（3）1#～3#線部分管段壓降過大，需要進行增壓集輸；1#～3#線當采用汽液分輸時，各管段壓降遠小于混輸時的壓降，從壓降角度分析建議采用汽液分輸增壓。

（4）采用汽液分輸的區(qū)域增壓加干線增壓的集輸模式既可充分利用氣田現有的集輸系統(tǒng)，又能最大限度地開發(fā)氣田資源，滿足管網輸氣要求，是高含硫濕氣田增壓開采最佳的增壓集輸模式。