高含硫氣田集輸系統增壓模式優化研究

屈丹龍

中國石油化工股份有限公司油田勘探開發事業部

國內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，影響氣田穩產。為達到穩產要求，氣田開發勢必要進行增壓集輸。該氣田具有高含硫、地形復雜、氣井布局分散，各氣井壓降速率差異大及產液量大等特點，難以直接借鑒國內外現有氣田增壓方案[1]。主要面臨三個方面的難題：一是如何準確把握降壓時機及降壓方式。儲層非均質性強；局部裂縫發育，水侵情況復雜，確定降壓開采時機難度大；氣井壓力、產能及井況等差異較大，需優選降壓開采方式。二是如何確定集輸模式邊界條件及最佳增壓時機。降壓開采期井口壓力降低，產液量增加，原有氣液混輸集輸模式面臨挑戰；氣液混輸、分輸和增壓集輸等幾種集輸模式邊界條件的確定涉及面廣，考慮因素眾多[2]。三是影響集輸系統增壓安全高效運行的因素復雜[3]。集輸系統增壓能耗分布廣、影響因素眾多，高效運行面臨挑戰；集輸增壓運行參數發生變化，積液增加，硫沉積嚴重，腐蝕影響因素增多，安全運行難以保障；增壓過程易出現腐蝕、結鹽垢等安全風險。

目前調研尚未找到國外同類型礁灘相高含硫氣田的增壓開發案例（高含硫、高產、邊底水）；國內增壓開發案例資料相對較多，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；靖邊氣田采用區域+集氣站增壓模式，增壓幅度為4.4 MPa；臥龍河氣田采用區域+集氣站多級增壓，增壓幅度為1.6 MPa；大牛地氣田采用區域+集氣站增壓模式，增壓幅度為2.4 MPa；文23氣田采用區域+集氣站+單井增壓模式，增壓幅度1.8 MPa。

通過調研總結，結合該氣田增壓集輸面臨的三大難題，通過數值模擬、集輸模式邊界條件確定及集氣站增壓配套工藝技術研究，形成高含硫氣田集氣站濕氣增壓技術，進一步降低氣藏廢棄壓力，延長穩產期，提高氣田采收率，對氣田的安全穩產高效運行具有重大意義。

1 集輸系統增壓模式優化數值建模

1.1 影響因素分析

分析了壓力、溫度、產液量和高程差等四個主控因素對集輸系統增壓模式的影響，形成了集輸系統增壓思路，為集輸系統增壓模式基礎模型優選及建模奠定基礎。

1.1.1 壓力

井口壓力是主要影響因素，主要影響增壓點布局及增壓模式；產液量、高程差影響管道中攜液率，影響輸送模式。基于氣井油壓分布的不均衡性，集輸系統增壓可考慮采用單井-單站-單線分年度配合逐級推進，逐步實施。

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，對集輸系統增壓模式數值建模的影響較小，模型優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 ℃。當集輸管線運行壓力不變時，溫度對管線氣體流速及持液率影響較小，增壓模式數值建模時，對集氣站間管段取平均溫度。采用統計熱力學方法進行水合物預測，保障管道流動性。

1.1.3 產液量

氣井產液量大小和集氣站分水輸送管線的建立與否是優化集輸模式的關鍵。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，重點考慮產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

進入壓縮機的氣體含有飽和水、12.31%～17.05%的H2S 及7.89%～10.53%的CO2（體積分數）。在組分一定時（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；壓縮機增壓過程中元素硫在氣體中的溶解度均大于入口處，不會有元素硫析出，無硫沉積風險。

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 復雜山地濕氣集輸管道分段全尺寸物理模型的建立

通過調研分析，從計算原理、適用性、優缺點和管道形式等方面進行了對比，初步優選出Beggs&Brill相關式作為復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(fm)的計算方法，主要考慮了重力損失、摩阻損失和動能損失，對起伏管線有較強適應性。

根據Beggs &Brill 模型相關式，考慮管道尺寸、管線走勢數據，結合集輸站場分布（圖1），采用OLGA軟件初步建立了氣田集輸系統分段全尺寸物理模型。該模型以單井作為單個氣源點，可與生產數據對接，實現參數實時更新；集輸管道絕對粗糙度e作為調整參數，通過回歸16 條管段的絕對粗糙度e，實現集輸管道壓降擬合；實現集輸管道溫降、壓降、流速、持液率、積液量等計算。

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 集氣站生產運行情況與模擬結果對比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

采用實際生產數據，對集輸系統生產運行數值模型的準確性進行驗證，如上述圖2、圖3 及表2所示。結果表明，各集氣站外輸壓力與模擬結果誤差在5%以內。結合開發預測，為后續進行集輸管網適應性評價奠定基礎。

2 集輸系統增壓模式優選

國內氣田目前沒有形成統一標準的增壓集輸模式，各氣田結合氣井開發曲線、壓降速率及管網特點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、地形復雜、氣井分散布局，各氣井壓降速率差異大及產液量大等特點，難以直接借鑒國內外現有氣田增壓方案。基于調研，高含硫氣田增壓方案的優選原則主要有以下幾點：①干線增壓需要增壓集輸的集氣站存在兩個及以上，相鄰集氣站增壓集輸氣井油壓差異小；②單站增壓需要增壓集輸的集氣站分布區域分散性高，或某一區域僅有一個集氣站需要增壓集輸；③凈化廠入口壓力不低于7.6 MPa；氣體流速在經濟流速范圍之內；④依據氣田增壓時機及不同增壓開采模式，建立多種增壓集輸方案，以穩產和經濟性為優化目標，最終確定最優的增壓集輸方案；⑤考慮到高含硫壓縮機風險高、投資大、運行費用高，增壓點不宜過多；⑥干線集中增壓有利于方便管理，增壓設備配置較少，站場改造數量少。

高含硫氣田具有高含硫、地形復雜、氣井分散布局，各氣井壓降速率差異大及產液量大等特點，難以直接借鑒國內外現有氣田增壓方案。通過模擬分析，集中增壓模式適應性差，重點分析氣田單站增壓、區域+單站增壓、集輸干線增壓等模式。

2.1 1#線增壓方案優選

1#線各氣井壓力差異大及考慮1#-4#聯絡線的影響，不適合干線增壓模式。預計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。

區域+單站和單站兩種增壓模式均適用于1#線，但從經濟性分析[12]（表3），以及投資及運行費用方面對比，1#線采用區域+單站的組合增壓模式優勢明顯。

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

區域+單站增壓模式適應性分析：P101和P102站增壓開采期超過13 年，且預計2021 年均需增壓，適宜區域增壓模式；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。

單站增壓模式適應性分析：根據地質預測，氣井油壓低于9 MPa 時，若進行單站增壓，共需6 處增壓點，雖然增壓設施可適時建設，增壓機組可搬遷重復利用，但是增壓點較多，配套設施多，且生產管理難度大。

對比投資及運行費用，1#線區域+單站輔助增壓方案優勢明顯，1#線P101 和P102 站降壓開采時間長，區域集中增壓方便運行管理；P104、P106和P107 站降壓開采時間短，分散增壓利于增壓設備的搬遷利用，因此1#線推薦采用區域+單站輔助增壓模式。

1#線整體增壓方案：采用區域+單站輔助增壓方案，在P102 對P101、P102、P103 進行區域增壓，P104、P106、P107 采取單站增壓。壓縮機配置：增壓模式結合開發預測，區域采用2 用1 備，單站采用單臺，共配置6臺壓縮機；壓縮機選型以最佳工作狀態時排量在20×104～30×104m3機型為主，便于采購和管理，并通過并聯以適應不同產量、不同時期氣井工作制度。

2.2 2#線增壓方案優選

2#線各氣井沿集氣干線分布，不適應區域增壓模式。

干線增壓模式適應性分析：井口油壓差異較小（2～3 MPa），預計2020 年1 口井（P204-2H）增壓，2022 年全線逐步進入增壓開采階段；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井產量較低。

單站增壓模式適應性分析：根據地質預測，氣井油壓低于9 MPa，進行單站增壓，共3 處增壓點；干線增壓和單站分散增壓方案投資、運行費用相差不大（表4）；單站增壓的增壓點較多，配套設施多，生產管理難度大。

表4 干線與單站兩種增壓模式的投資與費用分析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行費用相差不大，考慮2#線上游部署新井較少，干線集中增壓方便集中管理，且增壓設備配置較少，站場改造數量少，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。

壓縮機配置：增壓模式結合開發預測，采用3用2 備，共配置5 臺壓縮機；壓縮機選型以最佳工作狀態時排量在50×104～60×104m3機型為主。

3 結束語

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

（2）建立了復雜山地高含硫濕氣集輸系統生產運行數值模型，采用實際生產數據，對集輸系統生產運行數值模型準確性進行驗證，各集氣站外輸壓力與模擬結果誤差在5%以內。

（3）以保證產能為目標，基于經濟性評價，優選了適應普光集輸系統的增壓模式，形成了1#、2#線增壓方案。