摘  要  土庫曼斯坦合同區某氣田集輸采用了多井高壓集氣、單井節流、集氣站加熱節流、后期增壓和氣液混輸工藝。根據氣田單井分布、單井壓力和產量遞減情況，對各氣區集中增壓和天然氣處理廠集氣裝置集中增壓方式進行了對比分析，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劣和經濟性進行了比選，推薦采用各氣區集中增壓方案。建議在方案比選中考慮增壓方案對站場設備和管道流速的影響，避免由于壓力和產量的波動而嚴重影響設備和管道的正常運行。結論認為：該氣田集輸增壓方案應綜合考慮集氣干線、壓縮機裝機功率和機組配置、站場設備和管道適應性分析3大因素，使優選出的增壓工藝具有較強的適應性，確保氣田平穩開發和運行。

關鍵詞  土庫曼斯坦氣田  集輸  多井高壓集氣  單井節流  氣液混輸  增壓  方案  優化

土庫曼斯坦合同區某氣田共有ABCD4個區塊，40口單井，擬設4個集氣總站，氣田地面工程建設規模為68×10⁸ m³／a。由于各氣區從2022年將開始逐步，因此，就該氣田的增壓工藝方案進行了初步探討，以期為后續設計和建設工作提供參考。

1 氣田總體工藝方案

根據各氣區單井分布情況，氣田總體上采取多井集氣方案，采用放射狀敷設管道和多井集氣工藝。氣田集氣官網布局見圖1。

各井天然氣在井口節流至不大于l6 MPa，通過采氣管線輸送至氣區集氣總站。在氣區集氣總站內，各單井來氣加熱后節流至不大于9 MPa，并進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行集中處理。在氣田開發后期，各氣區天然氣在氣區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

根據開發方案，井口壓力隨投產時間逐漸遞減，當井口壓力低于8．5 MPa時，將不能滿足天然氣進廠壓力要求，此時需要對天然氣進行增壓。從開發方案預測的井口壓力變化數據分析，在投產約10年后(2022年)，各氣田將分批開始增壓。對各氣區集中增壓方案和天然氣處理廠前集中增壓方案進行對比^[1-7]。

2．1．1  氣區集氣總站集中增壓

根據各氣區的壓力下降情況，分批在各氣區集氣總站建增壓裝置。當井口壓力降低時，采氣管線降壓輸送天然氣至集氣總站進行增壓，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

當個別氣區的天然氣壓力降低、不能進入集氣干線時，天然氣處理廠所轄的各氣區均需降壓生產，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

各氣區后期壓力產量見表1，增壓時間和所需功率最大時間見表2。根據表l、2對兩個增壓方案進行詳細論證比選。

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

集氣干線的選取應綜合考慮高壓、穩產期和低壓、低產工況。對于輸送酸性介質的氣液混輸管道，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果見表3。

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7．2MPa，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，應在滿足工藝前提下盡量減小壓縮機的裝機功率和配置數量。由于壓縮機壓比大，產量波動范圍大，因此選用往復式壓縮機。壓力壓縮機配置核算結果見表4、5。

根據上述分析結果，對兩個方案的可比工程量部分進行了經濟比較，結果見表6。

綜上所述，由于各氣區壓力衰減不一樣，增壓的時間也不一致，若采用天然氣處理廠前集中增壓，則各氣區進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的壓能，同時集氣干線管徑需按照增壓前的低壓進行計算，增大了管徑。因此，從技術可行和經濟合理方面綜合考慮，應采用各氣區集中增壓方案。

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，即對各站場內主要設備和管道適應性進行分析。由于增壓前后站場主要設備和管道的工作壓力不同，因此，應考慮不同增壓工藝方案對設備和管道選型造成的影響，站內管道流速在不同壓力情況下宜控制在lO m／s內，以降低沖刷腐蝕，確保緩蝕劑的附著并降低站內噪音。

下面僅以天然氣處理廠集氣裝置中的氣液分離器和進口管道為例，說明上述因素對增壓方案的影響。

1)方案l：由于各氣區集中增壓，集氣裝置的工作壓力始終保持在7．2 MPa，裝置內設備和管道的工作壓力基本沒有波動，因此，設備和管道的適應性較好，能滿足氣田生產全過程的工況。經核算，在此工況下集氣裝置選用工作壓力為7．92 MPa、公稱直徑為2500 mm的臥式氣液分離器4臺(單臺處理量為682×l0⁴～848×10⁴ m³／d)即可滿足生產分離需求。站內前期開啟4臺分離器，各進口管道流速為7 m／s，后期由于產量下降，僅需開啟l臺分離器，進口管道流速為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，導致集氣裝置增壓前設備和管道的壓力工作范圍波動很大(0．3～7．2 MPa)，經核算要滿足從0．3～7．2 MPa工況下氣液分離器的適應性，需設置工作壓力為7．92 MPa、公稱直徑為2500 mm的臥式氣液分離器9臺。同時由于站內管道的工作壓力范圍也是0．3～7．2 MPa，這將導致集氣裝置增壓前管道選型非常困難。以氣液分離器進口管道為例，前期開啟4臺分離器，各進口管道流速為7 m／s，后期由于產量下降，但壓力也急劇下降至0．3 MPa，需開啟9臺分離器，進口管道流速高達l6 m／s(站內流速宜小于lO 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備及管道流速見表7。

從表7可以看出，方案1明顯由于方案2，且方案2對于設備和管道的適應性提出了巨大的挑戰，很難實現。因此，在增壓方案比選過程中，應重視對站場設備和管道適應性的詳細分析，將此因素作為增壓方案比選的重要指標一并考慮在內，盡量確保所選設備和管道在整個生產過程能正常工作。

3  結論

對土庫曼斯坦合同區某氣田集輸增壓方案進行了詳細的技術經濟比選，推薦采用各氣區集中增壓方案確保氣田的平穩運行，同時提出了增壓方案比選時應考慮的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，應以機組裝機功率作為比選依據而不是將軸功率作為比選依據；③滿足站場主要設備和管道的適應性，需考慮整增壓前后工作壓力和產量波動對主要設備和管道的影響，確保設備處理能力和管道流速滿足增壓前后的工藝要求。

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本文作者：張琳  蘇欣   劉有超  劉神飛

作者單位：中國石油工程設計有限責任公司  中國石油工程設計有限責任公司西南分公司 中國石油阿姆河天然氣勘探開發(北京)有限公司  西南石油大學