國外天然氣場站優化運行研究及啟示

楊宏偉，劉 方，韓銀杉

中海石油氣電集團有限責任公司，北京 100028

位于澳大利亞昆士蘭州的某LNG項目其原料氣為煤層氣，共有兩條液化生產線，總產能約為850×104t/a[1-2]。為了滿足下游液化線的生產能力，根據上游地質特性和資源配置等情況[3-5]，將整個煤層氣資源開發區劃分為3個大的開發區域。每個區域井口產煤層氣經氣液分離進入加壓場站增壓，經冷卻分離后計量外輸。原料氣通過集氣干線輸送到中央處理廠處理后，通過外輸干線輸往LNG工廠供液化出口。在天然氣場站設置、運行過程中，通過對場站工藝流程、設計處理能力的不斷優化，地面工程場站節能效果突出，經濟效益顯著，大大降低了生產運營成本，提高了下游產品的市場競爭力。

1 蘇拉特盆地煤層氣地面工程設計

1.1 概述

通過對國內外地面油氣集輸系統調研[6-11]，得知目前煤層氣地面集輸系統通常有三種類型：第一類是對每口井產出的煤層氣進行單獨處理和壓縮，然后用小口徑、中等壓力的管道將煤層氣輸送至中心處理廠；第二類是將井組的煤層氣收集在一起，通過低壓集輸管道輸送到區域壓氣站，經初步處理和壓縮后，再輸送至中心壓縮站；第三類是盡可能降低煤層氣井的井口壓力，選用規格合適的集輸管道將煤層氣直接輸送到中心壓縮站。具體項目采用何種形式需要根據煤層氣開發區具體情況分析后進行合理布局。該項目結合實際情況，最終選用第二類集輸系統（見圖1），通過設置加壓站增壓輸送至中心處理廠，處理后的天然氣經外輸干線輸送至下游的液化生產線液化后銷售。

1.2 開發初期總體規劃布局

在項目開發初期，作業者根據煤層氣開發區域面積和分布情況，將整個煤層氣資源開發區劃分為3大開發區域，在每個開發區內，將氣田劃分成若干個開發小區，每個小區面積約75 km2，區域內布置約150～180口生產井。每個開發小區內設置一座加壓場站，開發小區內的井場產出氣匯集至加壓場站進行集中處理增壓后就近輸送至附近中心處理廠。

圖1 地面工程工藝流程示意

1.3 主要工藝流程

位于開發小區的生產井采出的氣水混合物在井口區域經過撬裝的分離裝置進行初步的氣、水分離，分離后天然氣經單井管道進入氣體集輸管網后匯聚到氣田加壓站，經加壓后由天然氣集輸干線輸送到中心處理廠，每個中心處理廠接收多個加壓站的來氣，在中心處理廠經進一步氣液分離，天然氣加壓后經匯管輸送到主干輸氣管道，然后天然氣經過外輸管道輸送至天然氣液化廠。整個過程中的生產水經集水管道輸送到各區塊內儲水池，然后經由水集輸干線泵送至水處理廠進行集中無害處理，供應當地農、畜牧業使用。煤層氣開發過程中涉及的地面工程設備設施主要有以下4類。

1.3.1 井場裝置

天然氣生產井產出的天然氣和地下水先通過撬裝三相分離裝置進行初步的分離、計量，然后進入集輸管網。典型井場的主要設施包括：一套撬裝的三相（氣/液/固） 分離裝置、氣/水計量系統、流量控制系統、除砂及超壓保護系統。

1.3.2 集氣工程

收集、輸送煤層氣的管網稱為集氣管網，目前采用的集氣管網一般有枝狀管網、環狀管網和放射狀管網3種類型?；谠擁椖繉儆陂_發區域狹長、氣井分布多的大型氣田，同時為了便于后期周邊區塊的接入，本項目集氣管網采用枝狀管網結構。

該項目集氣管網包括：采氣管道、集氣支線和集氣干線等。

1.3.3 加壓場站

天然氣加壓場站功能為接收集氣系統的低壓飽和天然氣，經脫水、加壓、降溫、冷凝水轉輸、氣體計量后將天然氣輸送至中心處理廠。典型的氣田加壓站主工藝流程如圖2所示。

圖2 氣田加壓站主工藝流程示意

項目開發初期，所有的加壓場站采用統一的設計，加壓站選用噴油螺桿壓縮機，單臺處理能力為56.63×104m3/d（20 mmscfd），壓縮機的入口壓力為50～230 kPa，出口壓力為1 200～1 900 kPa。典型加壓站設置4臺壓縮機，總的處理能力為226.54×104m3/d（80 mmscfd）；由于不同區域煤層氣產量不同，部分加壓站設計處理能力為113.27×104m3/d（40 mmscfd） （2臺壓縮機） /169.905×104m3/d（60 mmscfd） （3臺壓縮機）。

1.3.4 中心處理廠

中心處理廠的主要功能：將從加壓站接收的煤層氣脫水后加壓至7 500～9 870 kPa，而后送入外輸管道；生產水經管道輸送至水處理廠集中處理。

中心處理廠主要工藝流程包括氣體的匯集、分離游離水和螺桿壓縮機潤滑油（極少量）、壓縮、三甘醇脫水、氣體計量與外輸，涉及主要設施為入口管匯、段塞流捕集器、壓縮機、分離器、三甘醇脫水、分析計量裝置等輔助設施。

1.4 后期優化調整

1.4.1 打破邊界限制

在該項目開發后期，隨著作業者對煤層氣開發區域地質情況及生產運行參數的不斷認識，地面工程設計原則發生重大調整，后期加壓站的設計原則打破了開發小區相對獨立、區塊邊界的限制，結合地形、地下儲量與預計產量等因素的影響，充分利用已建加壓站的處理能力，擴大加壓站對生產井的接入范圍，詳見圖3。

1.4.2 加壓站處理能力的優化

圖3 加壓站覆蓋生產井范圍變化示意

氣田開發初期，所有加壓場站采用統一設計，每套機組能力為56.63×104m3/d（20 mmscfd），大多數加壓場站總設計處理能力為226.54×104m3/d（80 mmscfd，4套加壓機組），隨著后期地面工程設計原則的調整，后期新建加壓場站的配套處理能力根據其具體覆蓋范圍進行靈活配置，以提高單個場站的效率、節省投資為目的，最大可達679.61×104m3/d（240 mmscfd）。同時相應加壓站的驅動形式也由初期的統一配置電驅，到后期隨著對地理位置優勢的不斷認識，因地制宜，電驅/氣驅經濟性優先配置。

1.4.3 加壓站功能優化

通過對初期投運加壓站運行效果的分析發現，由于加壓站外輸增壓天然氣為相應外輸溫度下的飽和天然氣，故在經過集輸管道供氣至中心處理廠的過程中，隨著管道沿線溫度的變化，管道內天然氣有凝液析出，為了提高管道的輸送效率同時避免段塞流的形成，集輸管道需要頻繁進行定期清管，導致地面工程實際運行效率大大降低?；诖?，在地面工程后期建設過程中，針對氣田加壓站專門增加了低溫分離單元，避免由加壓站輸送至中心處理廠的管道出現液體、段塞流，減少管道清管次數，提高氣體輸送能力。

1.5 運行情況分析

項目伊始，加壓站配置原則為以區塊邊界進行配置，到后期結合區塊變化及技術方案調整，打破區塊邊界的限制，結合地形、地下儲量與預計產量等因素的影響進行優化配置。在滿足下游液化廠液化需求的前提下，加壓站建設數量較初期設計方案減少了34座，占初期計劃建設數量的57.6%，經濟性顯著提高；每座加壓站初期的配套壓縮機能力為169.905×104～226.54×104m3/d（60～80 mmscfd），后期根據加壓站具體覆蓋范圍配套處理能力，靈活性顯著提高；同時相應加壓站的驅動形式也由初期的統一配置電驅，到后期因地制宜，電驅/氣驅經濟性優先配置。整個過程不僅體現作業者對項目整體認識的不斷深入，也是整個項目技術優化、經濟性提高的體現。

隨著后期地面設計原則及對加壓場站設計能力的調整，現有加壓場站的處理能力得到了充分利用，每座加壓場站的生產井覆蓋范圍由初期的180口井增加至后期的830口井，增幅達360%。此次優化的基礎來自對加壓站的處理規模、地理位置的相應調整及氣田儲量的進一步認識，通過對后期調整后運行效果的跟蹤分析，證明加壓場站的優化調整是合理且有效的。

2 節能增效改造

2.1 能力重評估

為了確保加壓場站及中心處理廠相關設備在極端工況下和更大的氣體產量下的操作靈活性，對加壓站及中心處理廠的處理能力進行了處理能力重評估，重點研究與中心處理廠對應的每個加壓站/集輸系統的處理能力升高后，是否會對系統整體造成不利影響。

經評估發現，加壓站所使用的螺桿式壓縮機撬，單臺能力為56.63×104m3/d（20 mmscfd），一個配置4臺壓縮機的加壓站，理論上的處理能力為226.54×104m3/d（80 mmscfd）。為了確保設備在更大的氣體產量下的操作可行性，對中心處理廠對應的加壓站開展了處理能力復核。結果顯示，一個加壓站在輸氣干線進口壓力低于1.9 MPa時，其最大安全處理能力可達283.17×104m3/d（100 mmscfd），即單臺壓縮機撬處理能力可達70.79×104m3/d（25 mmscfd）。

2.2 剩余能力再利用潛力分析

通過對已運行天然氣場站的現場運行情況進行分析發現，隨著部分生產井產能的下降，部分加壓站的處理能力未完全利用，為了避免設備設施的資源浪費，就天然氣場站剩余能力再利用的可行性進行了研究，分析發現通過對現有地面工程基礎設施進行技術改造，在最大限度減少對各相關區塊氣體產量影響的條件下，通過技術改造方案，可實現剩余能力再利用。具體推薦改造措施如下：

（1）相鄰區塊集氣系統間的交叉連接為運行提供了極大的便利，同時一定程度上可緩解區塊產量預測偏離的風險。通常條件下，所有加壓場站正常運行，交叉連接可以使一個區塊中的過多氣量在相鄰有剩余能力的區塊進行處理，釋放了更多的生產潛力。這主要通過相鄰區塊入口間或相鄰加壓場站間的支線實現。這些交叉連接內的實際流速和方向會由于各種因素影響隨時變化，主要因素有加壓場站的吸入壓力差、井場生產速率及井場計劃。

（2）通過新的采集管道連接和小型設施改造實現天然氣場站剩余能力再利用，通過管道改向、安裝取樣板，對產出氣進行常規采樣及實驗分析；同時安裝火炬管路流量計，對高/低壓電計量面板和電源線電源進行改進，可實現天然氣場站剩余能力再利用。

3 經驗

隨著項目作業者對各區塊地質情況的不斷認識，配套地面工程的設計原則也隨之發生調整，其中許多改進、調整措施是經過實際工程驗證行之有效的方案，值得學習與推廣。

（1）加壓站的設計原則由以區塊為單元配套加壓站基礎設施轉變為打破區塊邊界的限制，結合地形、地下儲量與預計產量等因素的影響進行合理配置，雖然輸氣干線的配套長度相應增加，但整體投資降低，加壓站覆蓋范圍增加，處理能力及處理靈活性大大提高，應用中效果較為顯著。

（2）對后期新建的加壓站設置脫水處理設備，故新建集輸干線不需要進行頻繁的清管操作，集輸干線考慮所輸介質的設計原則也調整為單一的干氣介質。雖然加壓站建設成本增加，但避免了集氣干線頻繁的清管操作，在提高集氣干線輸送能力的同時也避免了相關清管作業帶來的操作風險，運行及經濟效益顯著，值得推廣。

（3） 通過對加壓站最大處理能力重評估，其處理能力得到有效提升，在原有基礎設施的基礎上，加壓站覆蓋能力進一步擴大，經濟性顯著。

（4）隨著后期上游氣井產量的衰減，設施利用率會有所下降，通過技術論證對部分基礎設施進行技術改造，可實現設備設施剩余能力再利用。

4 結束語

澳大利亞在大規模商業開發煤層氣的過程中形成了較為成熟的地面處理工藝，部分經現場驗證行之有效的工程經驗對未來我國煤層氣的開發具有借鑒意義。針對澳大利亞某煤層氣開發利用項目在開發初期地面工程設計的諸多弊端及伴隨對各區塊地質情況的不斷認識，配套地面工程的設計原則隨之進行調整，實現了低能耗，大幅提高設備利用率，其中許多改進、調整措施是經過實際工程驗證行之有效的方法，值得學習與推廣。在國際油價持續低迷的大環境下，煤層氣開發、液化利用也面臨著嚴峻的挑戰，通過技術改造、優化，可實現降本增效，從而提高產品競爭力。