海上氣田群集輸管網運行參數優化研究

羅睿喬 孫旭 向富明 梁寧

中海石油深海開發有限公司

海上氣田群集輸管網由氣井、海上平臺、陸岸終端等三大單元組成，各單元間通過海底管道連接，即相互獨立，又彼此影響。集輸管網的運行參數是否合理直接影響運行成本、輸送效率及經濟效益[1]。

當前，國內外關于油氣集輸管網的優化研究還停留在設計階段，且多為陸地油氣田集輸管網或城市燃氣管網的優化，重點研究內容是集輸管網的氣井、集氣站、壓縮機站和天然氣處理廠等各單元的井組優化、系統布局優化、集氣站選址優化等，目的是為了控制造價和降低集輸管網能耗，以提升集輸管網的經濟效益[2-9]。

海上氣田群的開發具有特殊性，集輸管網中氣井單元、海上平臺單元、陸岸終端單元的系統布局、管網結構、選址等受水深、海底地質條件、氣田位置等影響較大，前期設計階段重點考慮系統布局、選址的可行性，其次才是控制造價和提升管網運行效率。而且，氣井單元的建設受勘探發現影響，多為分批次、分階段接入集輸管網，初始設計階段很難對整個管網的運行效率進行優化。海上氣田群集輸管網建成后，不同的單元由不同的人員負責管理和運維，各單元運營人員常專注于各自單元的穩定運行，極少從氣田群集輸管網的角度統籌優化運行參數，一定程度上影響了氣田群高質量開發。

本文以已建成并投入運行的南海東部深水氣田群天然氣集輸管網為例，從氣田群集輸管網的角度，利用LedaFlow、K-Spice 等軟件對集輸管網運行參數進行模擬優化提供理論支撐，在此基礎上開展現場測試，取得了良好效果。

1 運行參數優化潛力分析

海上氣田群集輸管網的三大單元中（圖1），氣井單元是油氣從地層流向地面的通道，根據氣田水深和地理位置的不同，可分為平臺上的干式采氣樹開發井和采用水下采氣樹開發的水下開發井。海上平臺單元主要對開發井產出的井流物進行氣液分離，并對分離出來的天然氣和凝析油進行初步脫水處理后輸送至陸岸終端。當氣藏能量不足或需要長距離輸送時，海上平臺單元需要設置壓縮機增壓系統、凝析油增壓系統，以保障油氣正常輸送。陸岸終端單元主要對海上平臺單元輸送來的天然氣和凝析油進行深度加工處理，天然氣經脫水脫烴、分餾處理后，產出干氣、液化石油氣、穩定輕烴等產品，凝析油經穩定處理后產出穩定凝析油[10-11]。

圖1 海上氣田群集輸管網組成單元Fig.1 Component units of offshore gas field cluster gathering and transportation pipeline network

從海上氣田群集輸管網組成單元及各單元承擔的功能進行分析，集輸管網運行參數中可以統籌優化的參數如下：

（1）海上平臺單元工藝系統的運行壓力。工藝系統的運行壓力設置是否合適，關系到氣井單元的產能釋放和壓縮機、凝析油泵的能耗。當系統壓力設置過高時，氣井單元的背壓高，限制氣井產能釋放，對于高含水井來說，還會影響氣井攜液效果，增加井筒積液風險；當系統壓力設置過低時，會導致壓縮機、凝析油泵能耗增加。

（2）海底管線的運行壓力。海底管線的運行壓力是否合適，會影響海上平臺單元工藝系統運行壓力或壓縮機的背壓；還會影響海底管線下游單元生產系統運行壓力。海底管線運行壓力設置過高，會導致未設置壓縮機的海上平臺單元生產系統運行壓力過高，進而影響氣井單元的背壓；對于設置了壓縮機的海上平臺單元，會導致壓縮機出口背壓過高，造成壓縮機能耗增加。海底管線運行壓力設置過低，會導致海底管線下游運行單元生產系統運行壓力低，影響天然氣脫水效果、天然氣副產品的回收率等。

2 運行參數優化方案

海上氣田群集輸管網運行參數優化可從海上平臺單元生產系統運行壓力和海底管線運行壓力入手，通過軟件模擬最佳運行參數，為現場測試提供理論基礎。

2.1 優化背景

以建成并投入運行的南海東部深水氣田群天然氣集輸管網為例。南海東部深水氣田群由L1、L2、L3、L4、P1、P2、P3 等7 個在生產氣田和G終端、L平臺、P平臺等3座生產設施以及9條海底管線組成，共33 口生產井，其中水下井口25 口，布局如圖2所示。

圖2 南海東部深水氣田群布局Fig.2 Layout of deepwater gas field cluster in the eastern South China Sea

P平臺未設置壓縮機和凝析油泵，P1、P2、P3氣田所產井流物經脫水處理后，天然氣和凝析油依靠天然氣能量經海底管線2 混輸至L 平臺進行處理。L平臺設置有濕氣壓縮機、干氣壓縮機和凝析油泵，L1、L2、L3、L4 氣田所產井流物經段塞流捕集器氣液分離后，天然氣經濕氣壓縮機增壓后進入L平臺生產系統進行脫水處理，凝析油進入凝析油系統進行脫水處理。脫水處理后的天然氣和凝析油與經L平臺進行氣液分離的P平臺天然氣和凝析油一起，分別經干氣壓縮機和凝析油泵增壓后進入海底管線1混輸至G終端進行深度處理。

2.2 優化措施

（1）建立海底管線1 模擬模型。使用LedaFlow軟件建立海底管線1模擬模型，該模型實現了海底管線1尺寸、距離、沿線坐標、高程等參數的全系統仿真（圖3）。

圖3 海底管線1模擬模型Fig.3 Simulation model of Subsea Pipeline 1

（2）導入歷史運行參數對模型進行校正。選取2021年1月～2022年2月期間海底管線1實際運行數據（部分數據如表1）對模型進行校正，校正后的模型見圖4所示。

表1 海底管線模型校正數據Tab.1 Calibration data of subsea pipeline model

圖4 校正后的海底管線1模擬模型Fig.4 Simulation model of Subsea Pipeline 1 after correction

（3）模擬不同工況下的海管運行參數。設定L平臺至G終端海底管線1出口壓力為常數（該數值可確保G 終端生產系統穩定運行），模擬不同輸送氣量下的海底管線入口壓力，模擬結果見表2。

表2 海底管線1運行參數優化模擬結果Tab.2 Simulation results of Subsea Pipeline 1 operation parameters optimization

該模擬結果可用于指導L平臺控制海管入口壓力，并以此為基礎優化主工藝系統運行壓力，有效降低壓縮機背壓、干氣壓縮機能耗及碳排放量。

2.3 優化結果

除海底管線1運行參數優化外，還選取海底管線2 運行參數、P 平臺生產系統運行參數進行模擬優化。

2.3.1 海底管線2運行壓力

參照海底管線1 運行參數優化方案，利用LedaFlow 對海底管線2運行壓力進行模擬優化。設定P 平臺至L 海底管線2 出口壓力為常數（該數值可確保海管出口壓力滿足L平臺干氣壓縮機進口壓力要求），模擬不同輸送氣量下的海管入口壓力，模擬結果見表3。

表3 海底管線2運行參數優化模擬結果Tab.3 Simulation results of Subsea Pipeline 2 operation parameters optimization

該模擬結果用于指導P 平臺控制海管入口壓力，并以此為基礎優化主工藝系統運行壓力。

2.3.2 P平臺主工藝系統操作壓力

根據P 平臺至L 臺海管運行參數模擬結果，對不同輸送氣量下，P平臺下海管壓力的確定。在此基礎上，運用K-Spice 軟件模擬主工藝系統運行參數，經過模擬，P平臺操作壓力可降低1～1.5 MPa(G)，單井井口背壓可同步降低1～1.5 MPa(G)，大幅提升了單井產能。

3 現場應用效果

2022 年3 月～5 月，組織運營人員參照模擬結果進行測試，取得良好效果。

3.1 海底管線1運行壓力

4月1日起，L平臺從調整干氣壓縮機壓縮比入手，開展了能耗綜合分析（圖5），分析了單位壓差下每壓縮1×104m3天然氣需要消耗的小時燃料氣量與壓縮機進出口壓差的關系。在外輸天然氣1 700×104m3/d 輸送量下，將L 平臺至G 終端海底管線1入口壓力逐步從12.4 MPa(G)降至11.8 MPa(G)，出口壓力從8.6 MPa(G)逐步降至8 MPa(G)（圖6），海底管線1運行壓力大幅降低。經統計，在此運行壓力下，干氣壓縮機燃料氣平均消耗降低9 059 m3/d，能耗降低約3 715 tce/a，碳排放降低約7 150 t/a[12-20]。

圖5 干氣壓縮機進出口壓差與耗氣量關系Fig.5 Relationship between inlet and outlet pressure difference and gas consumption of dry gas compressor

圖6 海底管線1運行參數趨勢Fig.6 Trend of operating parameters for Subsea Pipeline 1

3.2 P平臺主工藝系統壓力

2022 年3 月底到4 月中旬，P 平臺對主工藝系統操作壓力進行了優化測試，測試分為3 個階段（測試期間P3 氣田處于停產狀態）。①第一階段：系統的壓力從9 200 kPa 降至9 000 kPa，P2 氣田的上岸壓力從9 600 kPa 降至9 500 kPa；②第二階段：P2氣田的上岸壓力從9 500 kPa降至9 100 kPa；③第三階段：系統的壓力從9 000 kPa 降至8 000 kPa，P2 氣田的上岸壓力從9 100 kPa 降至8 300 kPa。

測試期間，保證系統設備運轉穩定，天然氣含水質量濃度、凝析油外輸含水率、生產水分含油質量濃度等運行指標均合格，取得效果如圖7所示。

圖7 P平臺主工藝系統操作壓力測試期間各指標趨勢Fig.7 Trend of indicators during the operation pressure test period of Platform P main process system

（1）提升了單井產能，延長了穩產年限，增加了技術可采儲量。以P2 氣田為例進行分析，油嘴開度等參數保持不變，在主工藝系統壓力降低后，氣田產量（降壓后三天的平均值）數據如表4所示。

表4 P2氣田測試期間產量變化情況Tab.4 Production changes of P2 Gas Field during the test period

從P2氣田產量變化看，P平臺主工藝系統操作壓力降低，降低了氣井背壓，提升了單井產能。根據模擬結果，P 平臺主工藝系統操作壓力可降低1～1.5 MPa(G)，單井井口背壓可同步降低1～1.5 MPa(G)。經油藏模擬研究，當P 平臺工藝系統壓力降低1 MPa(G)時，P1、P2、P3 氣田群技術可采儲量增加1.2×108m3（圖8）。

圖8 P氣田群降壓前后累計產氣量對比Fig.8 Comparison of cumulative gas production before and after depressurization in P Gas Field Cluster

（2）提升了高含水井排水采氣效果。主工藝系統壓力降低，單井背壓降低，生產壓差增加有利于含水氣井攜帶積水。以P2氣田A01H井為例，該井于2015年3月投產，投產初期平均產氣量36×104m3/d，水氣比與氣油比均較穩定。2019年5月下旬，該井見水（濕氣流量計監測水氣比逐漸升高，測試P2氣田段塞流捕集器液相氯根質量濃度為1 644 mg/L）。目前，該井產氣量保持在12×104～15×104m3/d，產水量在40～50 m3/d左右。

測試期間觀察了A01H 井產量及水氣比變化（圖9）。

圖9 P2氣田A01H產量及水氣比趨勢Fig.9 A01H production and water-gas ratio trend of P2 Gas Field

由圖9 可知，主工藝系統2 次降低壓力后，P2氣田A01H井產量有一定的上升，水氣比上升也比較明顯，氣井出水增多，說明降壓對該井排水采氣有一定的效果。

（3）降低了泵類設備的能耗。生產系統壓力降低后，泵類設備的背壓、電機做功及能耗有所降低。以三甘醇泵為例，測試期間，循環量等參數不變的情況下，系統壓力為9 000 kPa 時，三甘醇泵電流為25.24 A；系統壓力為8 000 kPa 時，三甘醇泵電流為23.54 A，三甘醇泵的實際功率下降。經統計，生產系統壓力降低1 MPa(G)，動設備能耗降低約111 tce/a，碳排放降低約207 t/a。

4 結論與認識

本文以南海東部深水氣田群集輸管網為例，利用LedaFlow 和K-Spice 軟件分別對海底管線運行壓力和平臺生產系統運行壓力進行模擬優化，為現場測試提供理論基礎，經過測試，氣田群集輸管網參數優化成效顯著。

（1）通過對海底管線1 運行參數優化并測試，大幅降低運行壓力，干氣壓縮機燃料氣平均消耗降低9 059 m3/d，能耗降低約3 715 tce/a，碳排放降低約7 150 t/a。

（2）通過對P 平臺運行壓力進行優化并測試，有效降低了氣田群井口背壓、動設備運行背壓，釋放了氣井產能，提升高含水氣井排采效果，并有效降低設備能耗。在生產系統操作壓力降低1 MPa(G)的情況下，氣田群新增技術可采至少1.2×108m3，動設備能耗降低約111 tce/a，碳排放降低約207 t/a。

（3）建立了一套可復制、易推廣的用于海上氣田群集輸管網運行參數優化的方案，該方案通過建立模擬模型—導入歷史數據進行模型校正—模擬不同工況下的參數—組織現場測試的方法，可使集輸管網運行參數趨于最優化，最大程度提高氣田群增儲上產、提質增效、節能減碳的潛力。