臨汾致密氣集輸管網增壓方案設計與比選

摘" " 要：針對臨汾致密氣氣井產量和壓力多樣化、部分井口壓力低于集輸管網壓力、管網集輸能力受限等影響增產目標的問題，開展了臨汾致密氣集輸管網特性分析和增壓方案設計與優選，以提高管網集輸能力。通過使用PNS管網仿真軟件，建立了涵蓋井口、井場、集氣站、管道的系統性集輸管網仿真模型，模型校準后展開致密氣集輸管網特性分析，確定了管網集輸瓶頸與增壓位置，然后就不同的增壓模式、增壓參數、增壓方案進行仿真計算，最后從工藝適應性、經濟性、設備選型等角度考慮，優選得出了臨汾致密氣集輸管網的最佳增壓方案，即在永寧1南干線大吉-平18支線、永寧2北干線大吉1-9支線進行線節點增壓，該方案最適合臨汾致密氣的生產現狀，增壓效果最佳。

關鍵詞：臨汾致密氣；集輸管網；模擬仿真；增壓方案

Design and comparison of pressurization schemes for Linfen tight gas gathering and transportation network

LIU Jing1， JIN Weidong2， DU Jingshan1， YI Nanhua1， HAO Li3， XUE Jufu3

1. Institute of Engineering Technology of Petro-China Coalbed Methane Company Limited， Xi'an 710082， China

2. College of Petroleum Engineering， Xi'an Shiyou University， Xi'an 710065， China

3. Linfen Gas Production Management Area of Petro-China Coalbed Methane Company Limited， Linfen 042300， China

Abstract：In response to problems affecting the production increase target such as the diversification of production and pressure of tight gas wells in Linfen， the pressure of some wellheads lower than that of the gathering and transportation network， and the limited capacity of gathering and transmission network， a characteristics analysis of tight gas gathering and transportation network， along with the design and optimization of pressurization schemes， is carried out to improve the gathering and transportation capacity of the pipeline network. With PNS pipeline network simulation software， a systematic simulation model of the gathering and transportation network is established covering wellheads， well sites， gas gathering stations， and pipelines. After model calibration， the network characteristics are analyzed to determine the network gathering and transportation bottleneck and the pressurization position. Simulating calculations are conducted in terms of different pressurization modes， parameters， and schemes. Finally， concerning technological adaptability， economy， and equipment selection， the optimal pressurization scheme of Linfen tight gas gathering and transportation network comes into being， which means pressurizing the pipeline nodes in the Daji Ping18 branch line of Yongning 1 south trunk line and the Daji 1-9 branch line of Yongning 2 north trunk line respectively. The scheme suits best for the production status of tight gas in Linfen with the best pressurization effect.

Keywords：Linfen tight gas; gathering and transportation network; simulation; pressurization schemes

截至2022年上半年，臨汾致密氣區塊已達到了7.5 × 108 m3/a的產能規模，建成了包含144座井場、223口氣井、2座集氣站、以及17條干線和121條支線的復雜地面集輸系統，管道總長為298.4 km。由于區塊采用了滾動開發模式，系統中既存在高壓新井也存在低壓老井，井間壓力和產量差距大。一方面，為平衡集輸管網系統壓力，現場采用了高壓井節流降壓生產，致使高壓井壓能浪費；另一方面，氣井壓力衰減速度快[1]，導致部分井口壓力低于集輸管網壓力，生產周期短；加之集輸管網里程長、高程差大、集輸壓損大，觸及集輸能力邊界，難以滿足區塊的增產目標。

面臨上述生產問題，亟需開展臨汾致密氣集輸管網仿真研究，明確管網壓力分布和集輸瓶頸，設計增壓方案以提升管網集輸能力。梁裕如等[2]在延安氣田YQ2井區的5套增壓集輸方案優選中，采用層次分析法與模糊評價法相結合得到了最佳增壓方案，有效降低了井口廢棄壓力，保證了井區穩產。陳亮[3]在大牛地氣田二次增壓方案中，從經濟性和增壓方案對生產影響程度的角度確定了區域混輸的增壓方案，該方案可使氣田穩產開發，并確保了正常的天然氣外輸。趙文佳[4]在M氣田二期增壓方案中，從工藝適用性、管網適應性和增壓能耗3個方面優選出了單站增壓的模式，增壓延長了M氣田氣井的穩產期，降低了氣井廢棄壓力。

首先，本文采用PNS（Pipeline Network Simulation）管網仿真軟件建立了涵蓋井口、井場、集氣站、管道的系統性集輸管網仿真模型，使用生產壓力和流量數據對模型進行了校準；其次，通過分析集輸管網特性與集輸壓力瓶頸，確定了增壓位置和增壓參數范圍；再次，制訂了不同的增壓方案，就不同的增壓方案進行仿真計算，得出了各方案的增產和降低井口外輸壓力效果；最后，從工藝適用性、經濟性、設備選型等角度考慮，優選得到了臨汾致密氣集輸管網的最佳增壓方案。

1" " 致密氣集輸管網仿真模型

1.1" " 仿真模型的構建與校準

基于PNS管網仿真軟件建立臨汾致密氣集輸管網仿真模型，如圖1所示。模型包括井場144座、氣井223口、集氣站2座、支線121條、干線17條，管網總長為298.4 km，最大高程差為522 m，管內徑79～343.6 mm，管道長0.1～41 km。集輸管網干線有永寧1北干線/南干線/東干線/西干線、永寧2北干線/南干線、集氣站站間聯絡線、永寧1西和南干線聯絡線等。臨汾致密氣集輸管網仿真模型構建完整度高，井場、管道、集氣站等管網結構與實際高度相符。模型控制參數包括邊界條件和空間離散步長，其中集輸管網入口邊界為井場流量，管網出口邊界為集氣站進站壓力，由于受集輸管網短管長度限制，管道步長取相同固定值0.1 km。

采用2022年8月22日的260組壓力和流量生產數據對仿真模型進行驗證，井場外輸壓力平均絕對誤差為25.7%，需對管網結構參數和模型控制參數進行核對校準，以提高仿真模型與實際管網的相似性。產生仿真誤差的原因主要包括兩個方面：一方面，由于集輸管網連接關系復雜且位于山區地貌，管道長度、連接點位置、高程等臺賬數據信息存在偏差，導致管網結構建模相似性差；另一方面，壓力和流量等生產數據來源于生產日報表（人工填寫），存在數據缺失、零值、超限等數據缺陷（例如：生產井零流量數據、關井依然存在不為零的流量數據等），人為因素導致模型控制邊界不準確。針對上述問題，首先，根據地理信息數據系統，對整個集輸管網的管長、管徑、高程、連接點位置進行梳理，完善模型結構參數，提高仿真模型與實際管網的物理相似性；其次，由于現場集輸管網生產動態較為穩定，因此采用連續10日的2 580組生產數據，對模型的控制邊界進行校準；最終，經上述校準后，構建的仿真模型計算精度提高至96.6%，滿足工程應用要求。高精度的仿真模型為開展臨汾致密氣集輸管網特性分析，確定集輸壓力瓶頸，掌握生產狀態，指導管網增壓方案的設計奠定了基礎。

1.2" " 管網特性分析

模型求解分別得出管網干線流量隨里程分布（見圖2）和壓力與高程隨里程分布（見圖3）。由圖2可知，永寧1西干線流量（60.2 × 104 m3/d）最大，其次為永寧2北干線（23.4 × 104 m3/d）和永寧1南干線（22.4 × 104 m3/d），而其余干線流量均在10 × 104 m3/d以下。從圖3可知，永寧1西干線的運行壓力（3.27 MPa）最大，其次是永寧2北干線（2.20 MPa）和永寧1南干線（2.18 MPa）。通過對管網干線流量分布和壓力分布系統關聯分析，初步得出在永寧1西干線、永寧1南干線、永寧2北干線進行增壓的方案設計。

1）永寧1西干線，集輸壓損為1.30 MPa，流量增量集中在干線的前段。在大吉28支線匯入干線處（里程為14.6 km，占干線總里程的35%），流量就已經達到了總流量的68%，表明在永寧1西干線前段就匯集了大部分的流量。在經過一個長里程（14.8 km）、小流量（4.6×104 m3/d）的增幅后，在大吉6-2B支線匯入干線處，流量突增至總流量的90.7%。大吉6-2B支線匯入干線處至永寧1集氣站的管段是一個上坡段（高程差為359.89 m），此處干線流量大且為上坡段，導致該段的壓損大。

2）永寧1南干線，集輸壓損為0.21 MPa，流量增量集中在干線的前段。在大吉-平18支線匯入永寧1南干線處（里程為6.368 km，占干線總里程的46%），流量達到了總流量的82%，同時南干線管道持續上坡，表明大吉-平18支線匯入干線處至永寧1集氣站的干線管道流量大且壓降大。

3）永寧2北干線，集輸壓損為0.39 MPa，干線前段管道上坡，且在大吉1-9支線匯入干線處，流量激增（激增至干線總流量的47%）。

4）永寧1東干線、永寧1北干線和永寧2南干線，里程短，高程差小，壓力分布均勻且平緩。匯入流量也較為均勻，流量增長曲線近似線性分布，無井場匯入流量突增的情況。

2" " 增壓方案設計與模擬

現階段關于氣田集輸管網增壓方案的設計優先考慮保證氣田的高效集輸、穩產增產，以及延長生產年限。常用的增壓方式有井場增壓、節點增壓、集氣站增壓、區域增壓，以及多種增壓方式的組合增壓等[5-10]。集輸管網增壓技術已經在我國多個氣田得到應用，比如榆林氣田生產采用“區域增壓”變規模增壓模式[11]，靖邊氣田使用“區域增壓+單站增壓”定規模的生產模式[12]，克拉美麗氣田使用處理廠集中增壓模式[13]，長北二期使用井場和處理廠兩級增壓模式[14]等。然而，致密氣的氣藏特性[15]決定了其不同于常規天然氣田的增壓工藝；同時，不同氣田的地面集輸管網和處理工藝的差異也決定了不同的增壓工藝；再者，臨汾致密氣田滾動生產，生產動態變化給增壓方案的適用性帶來新的挑戰，無法照搬其他氣田的增壓工藝。

2.1" " 增壓位置設計

根據致密氣集輸管網特性分析結果，初步確定在永寧1西干線、永寧1南干線、永寧2北干線進行增壓。由于臨汾分公司針對永寧1西干線的大吉1復線（即將投用）和永寧1西、南干線聯絡線（已投用）等相關工程已經足夠緩解永寧1西干線目前的輸送壓力，所以僅考慮在永寧1南干線和永寧2北干線進行增壓方案設計。

分析永寧2北干線和永寧1南干線所屬各支線的壓力、流量、高程分布規律，有如下發現。

1）在永寧2北干線的大吉1-9支線。一是流量大，流量為8.241 × 104 m3/d，占干線總流量的33%；二是壓損大，井場至干線匯入點的壓降為1.2 MPa。

2）在永寧1南干線的大吉-平18支線。一是流量大，流量為6.7 × 104 m3/d，占干線總流量的52%；二是壓損大，井場至干線匯入點的最大壓降為2.1 MPa；三是大吉-平18支線至干線匯入點的高程持續變大，管道上坡。

綜上分析表明，最佳的增壓位置就在大吉1-9支線和大吉-平18支線。

2.2" " 增壓壓力參數設計

確定外輸壓力分布用于設計增壓方案的增壓壓力約束邊界，防止增壓后出現下游井場“憋死”的情況。通過對管網進行局部到整體的單元整合與拆分，可確定各級壓力邊界約束，其中，以井場為單元，確定該井場內眾井口的最小外輸壓力作為該井場單元的外輸壓力；以支線為單元，確定該支線中眾井場的最小外輸壓力作為該支線單元的外輸壓力。

遵循上述原則對永寧2北干線和永寧1南干線進行分析，得出永寧2北干線、永寧1南干線的壓力約束邊界如圖 4、圖 5所示。其中，永寧2北干線和永寧1南干線的增壓邊界均為2.6 MPa，即在增壓后，干線壓力不得高于2.6 MPa，否則會對下游井場的生產、下游支干線的集輸產生影響。

2.3" " 增壓方案仿真模擬

不同的增壓方案對壓縮機的控制方式和模型邊界條件的控制方式是不同的，降低井口外輸壓力或增產的效果也是不同的。針對增壓對象的不同，本文提出了井節點增壓、線節點增壓和站節點增壓3種增壓方式，隨即在永寧2北干線和永寧1南干線設計了基于上述3種增壓方式的增壓方案，并對各方案的增壓效果進行了仿真模擬計算。

1）井節點增壓。增壓位置在大吉1-9井場和大吉7-9井場，增壓模型邊界條件的控制方式分兩種工況：一是控制井場中各井口流量、集氣站進站壓力不變，通過降低壓縮機入口壓力以達到降低井口外輸壓力的效果；二是控制井場中各井口外輸壓力、集氣站進站壓力不變，通過降低壓縮機入口壓力以達到增加產量的效果。

2）線節點增壓。增壓位置在大吉1-9支線下游和大吉-平18支線下游，增壓模型邊界條件的控制方式分兩種工況，一是控制支線中各井場流量、集氣站進站壓力不變，通過降低壓縮機入口壓力以達到降低井場外輸壓力的效果；二是控制支線中各井場外輸壓力、集氣站進站壓力不變，通過降低壓縮機入口壓力以達到增加產量的效果。

3）站節點增壓。增壓位置在永寧1、永寧2集氣站，增壓模型邊界條件的控制方式分兩種工況：一是控制永寧1南干線和永寧2北干線所屬各井場流量、集氣站進站壓力不變，通過降低壓縮機入口壓力以達到降低井場外輸壓力的效果；二是控制永寧1南干線和永寧2北干線所屬各井場外輸壓力、集氣站進站壓力不變，通過降低壓縮機入口壓力以達到增加產量的效果。

2.3.1" " 降壓效果

臨汾區塊致密氣氣井由套壓生產，分析大吉1-9支線所屬各井的歷史生產數據，得到大吉1-9支線所屬井口的最低生產套壓如表 1所示。

在增壓0.9 MPa后，線節點增壓中大吉1-10氣井的外輸壓力已經降至1.98 MPa，而從表1可知，大吉1-10氣井的歷史最低生產套壓為2.0 MPa，即增壓后大吉1-10氣井的外輸壓力不得低于2 MPa，因此以大吉1-10的最低生產油壓為邊界，確定永寧2北干線的增壓范圍為0～0.8 MPa，依次設計增壓0.1～0.8 MPa，增壓后降低井口外輸壓力的效果如表2所示。

在永寧2北干線分別設計了井、線、站節點增壓，3種方式均增壓0.8 MPa。在永寧2北干線大吉1-9井場進行井節點增壓，壓比為1.682，增壓后大吉1-9井場各井口外輸壓力平均降低0.511 MPa；在永寧2北干線大吉1-9支線進行線節點增壓，壓比為1.643，增壓后大吉1-9支線各井場外輸壓力平均降低0.521 MPa；在永寧2北干線進行站節點增壓，壓比為1.792，增壓后永寧2北干線各井場外輸壓力平均降低0.389 MPa。

按照相同的規則和步驟得出永寧1南干線的增壓范圍為0～0.9 MPa，在永寧1南干線分別設計井、線、站節點增壓，3種方式均增壓0.9 MPa。在永寧1南干線大吉7-9井場進行井節點增壓，壓比為1.753，增壓后大吉7-9井場各井口外輸壓力平均降低0.54 MPa；在永寧1南干線大吉-平18支線進行線節點增壓，壓比為1.753，增壓后大吉-平18支線各井場外輸壓力平均降低0.5 MPa；在永寧1南干線進行站節點增壓，壓比為1.841，增壓后永寧1南干線各井場外輸壓力平均降低0.518 MPa。

2.3.2" " 增產效果

在永寧2北干線設計井、線、站節點增壓，3種方式均增壓0.8 MPa，增產效果如表 3所示：在永寧2北干線大吉1-9井場進行井節點增壓，壓比為1.682，增壓后各井口共增產0.236 × 104 m3/d；在永寧2北干線大吉1-9支線進行線節點增壓，壓比為1.643，增壓后各井場共增產2.501 × 104 m3/d；在永寧2北干線進行站節點增壓，壓比為1.792，增壓后各井場共增產4.358 × 104 m3/d。

在永寧1南干線設計井、線、站節點增壓，3種方式均增壓0.9 MPa。在永寧1南干線大吉7-9井場進行井節點增壓，壓比為1.753，增壓后各井口共增產0.216 × 104 m3/d；在永寧1南干線大吉-平18支線進行線節點增壓，壓比為1.753，增壓后各井場共增產1.552 × 104 m3/d；在永寧1南干線進行站節點增壓，壓比為1.841，增壓后各井場共增產5.482 × 104 m3/d。

3" " 增壓方案比選

通過管網仿真計算得出井、線、站節點增壓的增壓效果，其中站節點增壓對整個集輸管網的影響極大，牽一發而動全身，對正常的生產有極大的影響，與此同時，站節點增壓流量也大幅增加，但是上述增產的效果只是模型計算的理想結果，沒有考慮氣井的產能特性，各井場是否可以提供如此大的流量增量是不確定的，增產的效果需要進一步的分析，加之從增壓工藝適應性和對正常生產的影響程度角度考慮，增壓方式推薦井節點增壓和線節點增壓。

以大吉1-9支線線節點增壓和大吉1-9井場增壓方式進行對比分析，在相同增壓0.8 MPa工況下，增壓效果見表4：第一，井節點增壓后增產0.236 × 104 m3/d，線節點增壓后增產2.501 × 104 m3/d，線節點增壓增產效果較好；第二，井節點增壓流量0.726 6 × 104 m3/d，線節點增壓流量8.241 × 104 m3/d，即線節點增壓后流量增大，壓縮機選型較為容易；第三，線節點增壓較井節點增壓所需要的壓縮機數量少，投資、運維成本較低。綜上所述，線節點增壓方案更加符合當前臨汾致密氣集輸管網的生產狀態。

4" " 結論

根據臨汾致密氣的生產現狀，本文設計并優選得到了臨汾致密氣集輸管網的增壓方案，得出以下結論和認識。

1）致密氣井產量、壓力各異，集輸管網成環、成網，本文建立覆蓋井口、井場、集氣支線與干線的完整性仿真模型，可為后續分析集輸管網的壓力、流量特性，確定集輸瓶頸和增壓方案，以及改、擴建方案提供支持。

2）針對節點增壓對象的不同，本文提出了井節點增壓、線節點增壓、站節點增壓3種增壓方式，其中在大吉1-9支線和大吉-平18支線進行線節點增壓的方案最適合臨汾致密氣的生產現狀，增壓效果最佳。

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基金項目：

中石油煤層氣有限責任公司項目“多氣源同網集輸增壓仿真分析研究及方案制定”（2022-KJ-23）資助。

作者簡介：

劉" " 京（1984—），男，陜西咸陽人，工程師，2011年畢業于中國石油大學（華東）油氣儲運工程專業，碩士，現從事油氣田地面集輸工藝研究工作。Email：lj_cbm@petrochina.com.cn

收稿日期：2024-03-14；修回日期：2024-04-07