高含硫濕氣集輸系統(tǒng)增壓模式優(yōu)化研究*

馬雯

中石化中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院

含硫濕氣田進(jìn)入后期開發(fā)，井口壓力降低，產(chǎn)液量增加，必須對氣田地面集輸工藝進(jìn)行改造，此時(shí)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(nèi)外有大量學(xué)者、工程師對氣田集輸系統(tǒng)的增壓模式進(jìn)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(shí)際開發(fā)中得到了廣泛應(yīng)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(jié)以及開展氣井低壓低產(chǎn)階段同步回轉(zhuǎn)增壓排水工藝技術(shù)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(zhuǎn)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(shù)經(jīng)濟(jì)角度對提出的4 種增壓模式進(jìn)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(shù)可行性和經(jīng)濟(jì)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(wǎng)比較復(fù)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(nèi)外研究成果。

本文通過對現(xiàn)有高含硫濕氣田實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，建立了高含硫濕氣增壓集輸模式的數(shù)學(xué)模型和物理模型，通過模擬分析典型增壓模式下集輸管內(nèi)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(wǎng)的調(diào)整利用和增壓集輸?shù)某杀究刂频纫蛩剡M(jìn)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(chǔ)，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(jì)算模型，采用OGLA 軟件對某氣田集輸管網(wǎng)進(jìn)行了三維表征，建立了高含硫濕氣田復(fù)雜山地集輸系統(tǒng)增壓模擬物理模型，并通過運(yùn)用數(shù)值差分方法對其進(jìn)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(shù)輸入、模型求解計(jì)算、臨界條件判定以及結(jié)論輸出等幾個(gè)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(yùn)行參數(shù)（輸氣量、溫度以及組分等）、結(jié)構(gòu)參數(shù)（管網(wǎng)管徑、傾角以及高差等）、地質(zhì)配產(chǎn)（氣井產(chǎn)量以及進(jìn)口壓力）等數(shù)據(jù)代入已建好的模型中進(jìn)行相應(yīng)的計(jì)算。

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

3 結(jié)果與討論

高含硫濕氣集輸系統(tǒng)增壓模式的選擇應(yīng)盡量保證把氣田產(chǎn)出的天然氣向外輸出，盡可能降低集氣管網(wǎng)的集氣壓力，保證增壓集輸系統(tǒng)整體安全運(yùn)行的可靠性且方便管理。高含硫濕氣田井口壓力設(shè)計(jì)值為4 MPa，為滿足井口壓力值要求，經(jīng)大量核算，采用集中增壓模式，增壓壓縮機(jī)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(wǎng)運(yùn)行特性進(jìn)行分析。

3.1 集輸管內(nèi)流速分析

圖2～圖5 是1#～4#線管線流速變化結(jié)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(shè)計(jì)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(nèi)，但P201-P301-2 和P202-P201 管段流速較高；3#線P301-NODE 管段處于高速運(yùn)行狀態(tài)，其余管段流速均在控制流速3～8 m/s 范圍內(nèi)；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(yīng)管段運(yùn)行壓力，進(jìn)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(nèi)持液率分析

圖6～圖9 是1#～4#線管線持液率變化結(jié)果。從圖中可以看出：1#線P103-P102 和P106-P104 管段持液率達(dá)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(yùn)輸過程中可能發(fā)生段塞流風(fēng)險(xiǎn)；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(fēng)險(xiǎn)；4#線各管段持液率均較小，運(yùn)行中發(fā)生段塞流風(fēng)險(xiǎn)的可能性較小。因此，從避免段塞流風(fēng)險(xiǎn)角度分析，建議對1#～3#線進(jìn)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(jié)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(chǎn)液量相對增大引起，所以對降壓管段需要進(jìn)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(shí)部分管段壓降對比結(jié)果。從對比結(jié)果可以表明：當(dāng)采用汽液分輸時(shí)，各管段壓降遠(yuǎn)小于混輸時(shí)的壓降；在給定增壓機(jī)入口壓力條件下，有利于進(jìn)一步降低增壓集輸階段氣井生產(chǎn)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(shí)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(shí)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(shí)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(shí)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(wǎng)運(yùn)行特性進(jìn)行分析，采用集中增壓時(shí)，壓縮機(jī)入口壓力降低到3.3 MPa，導(dǎo)致4#線和1#線大部分管段內(nèi)氣體高速運(yùn)行，嚴(yán)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(chǎn)量大，采用總站集中增壓模式，將降壓運(yùn)行，不能充分利用地層能量，影響產(chǎn)能釋放；解決降壓運(yùn)行、底層能量充分利用以及管內(nèi)流速過高問題，可將其不接入增壓站。

經(jīng)核算，4#線集輸管網(wǎng)在總站壓力不低于6.9 MPa 運(yùn)行時(shí)，大部分管段流速可控制在3～8 m/s以內(nèi)，但整體速度較高。為降低4#線流速，保證氣田穩(wěn)產(chǎn)、穩(wěn)輸，可通過1#～4#線聯(lián)絡(luò)線承擔(dān)部分4#線輸氣任務(wù)，從而進(jìn)一步降低4#線管內(nèi)流速。圖18是調(diào)整配產(chǎn)后4#線各管段流速變化結(jié)果。調(diào)整配產(chǎn)后4#線各管段流速均滿足要求。

圖18 調(diào)整配產(chǎn)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(yùn)行壓力，使1#～4#線聯(lián)絡(luò)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(wǎng)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(shè)置增壓站，進(jìn)行區(qū)域增壓，負(fù)責(zé)P101、P102、P103、P108 的來氣增壓任務(wù)。P104 設(shè)置增壓站，進(jìn)行區(qū)域增壓，負(fù)責(zé)P104、P106、P107 的來氣增壓任務(wù)。

方案2：新建P105-P103 和P108-P102 集氣管線，保留P106-P104 站現(xiàn)有管線，P102 設(shè)置增壓站，進(jìn)行區(qū)域增壓，負(fù)責(zé)P101、P102、P103、P104、P106、P107、P108 的來氣增壓任務(wù)。

1#線形成高、低壓2 套集輸管網(wǎng)，局部區(qū)塊（4#線）產(chǎn)能通過1#～4#線聯(lián)絡(luò)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(wǎng)進(jìn)入P102 站增壓輸送。

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

4 結(jié)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(shù)學(xué)模型和物理模型。通過模擬分析典型增壓模式下集輸管內(nèi)的流速、持液率、壓降的變化，得到以下結(jié)論：

（1）1#～4#線流速過高，需提高相應(yīng)管段運(yùn)行壓力，進(jìn)行增壓集輸。

（2）為了避免段塞流風(fēng)險(xiǎn)，建議對1#～3#線進(jìn)行汽液分輸增壓。

（3）1#～3#線部分管段壓降過大，需要進(jìn)行增壓集輸；1#～3#線當(dāng)采用汽液分輸時(shí)，各管段壓降遠(yuǎn)小于混輸時(shí)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?shù)膮^(qū)域增壓加干線增壓的集輸模式既可充分利用氣田現(xiàn)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(wǎng)輸氣要求，是高含硫濕氣田增壓開采最佳的增壓集輸模式。