靖边气田开发后期增压方案研究

第31卷 第5期

Vo.l31 No.5 钻 采 工 艺

DRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGY#81#

开采工艺

靖边气田开发后期增压方案研究

刘 武,刘 祎,王登海,徐广军,薛 岗,杨 光

(1西南石油大学石油工程学院2西安长庆科技工程有限责任公司)

刘 武等.靖边气田开发后期增压方案研究.钻采工艺,2008,31(5):81-85

摘 要:靖边气田全面进入自然稳产期末,地面集输系统已不能适应中、低压气的开发。依据靖边气田现有

管网系统结构,对管网增压方式进行比选,建立大型气田区域性增压全局优化模型,结合天然气管网仿真,运用优化技术,决策出最优的气田增压方案,合理布置压缩机站的站位、优化压缩机及管网系统的运行参数,从而协调天然气的采、集、输、配各个环节的关系,在实施天然气集输管网区域性增压输送的同时,既降低管网改造投资,又实现经营部门效益的最大化。

关键词:天然气管网;区域性增压;优化模型;压缩机站;方案

中图分类号:TE323 文献标识码:A 文章编号:1006-768X(2008)05-0081-05122222

一、气田集输系统增压方式的选择

气井的最低生产压力和生产制度,直接影响着

增压方式的确定,而增压是整个低压气田地面集输

系统的核心。确定了集输系统各主要节点运行压力

后,根据压缩机设置的位置不同,国内、外气田一般

有以下几种增压方式。

1.井场增压

在井口安装压缩机,将天然气输送到集气站或

净化厂,该增压方式最大的优点是:¹能延长气井生

产周期,提高单井的采收率;º调度灵活、可操作性

好,各类低压气田均可采用。缺点为:¹对于整装开

发的大型低压气田,井多、压缩机数量大,设备投资

费用高;º井场流程复杂,如果气井产水和少量凝析

油,还需在井场设置气液分离装置,无法实现井场的

无人值守;»管理点分散、增加了运行操作费用,不

利于整个集输系统的管理与维护,难产生经济效益。

一些滚动开发的气田,如西南油气田蜀南气矿、重庆

气矿在气田生产后期,采用了这种单井增压系统;国

外部分气田如加拿大阿尔伯达气田,当井口压力低

于集气管网压力时,在井口用三相分离器脱出游离

水和凝析油,然后用井口压缩机增压外输至净化厂;

美国圣胡安气田的天然气生产商BP公司,采用井

口直接卖气的销售方式,在井口安装了多功能加热

收稿日期:2008-06-14三相分离器,将游离水和凝析油脱除,分离后的天然气经过单井压缩机的两级压缩后,就地销售给天然气集输公司。2.在集气站增压(增压站)利用井口压力,将天然气输送到集气站集中增压,国外称这种增压方式为中心增压系统,美国整装开发的煤层气田、国内气田大都采用中心压缩系统,有以下几个方面的优点:¹将压缩机布置在集气站,有利于设备集中控制和实现自动化,较井场增压和独立设置增压站节省建设和操作费用;º压缩机站与集气站合建,不需要单独设置净化装置,减少了设备投资;»在集气)增压站,多台压缩机可以共用一套辅助设施,当某压缩机计划维护或因故维修时,可通过调节其它压缩机的转速或气缸余隙等来适应生产要求。但不同集气站所辖井区气井产量不同、压力各异。因此,选择在何处增压,压缩机站压比、功率等参数的确定,在气田的不同生产阶段,需要进行集气管网系统优化运行的研究。3.管网系统中单独设置卫星增压站将几口井产出的低压气、液混合物通过采气管线集中到小型增压站,增压后将天然气输至集气站或净化厂,形成井场y增压站y集气站y集中处理厂(净化厂)的三级布站形式,称这种增压方式为卫星增压系统。与集气站增压相比,其优点为:¹压缩

基金项目:中国石油/长庆靖边气田增压技术研究0科研项目的资助。

作者简介:刘武(1970-),博士研究生,主要研究方向为天然气管网仿真与优化技术、地震灾害作用下管网可靠性分析。地址:(610500),:(Emai:l65com

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