#82# 钻 采 工 艺
DRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGY2008年9月Sep.2008
机在集气站外设置,增大了集气半径,可以充分利用
地层压力,延缓气田增压时间;º在增压站增压,加
大了管网调度的灵活性;»压缩机设置位置较集气
站内压缩机靠近井口,入口压力高,压比较小,压缩
机能耗降低,排气量增大;¼该增压方案的实施,可
以有效避免在集气站脱水、脱烃后增压外输时,导致
水露点随压力升高的现象。
缺点:¹压缩机入口气为湿气,不利于压缩机可
靠、安全运行;º增压站多且分散,设备投资巨大、操
作运行费用高;»增压站无法实现无人值守,增加了
管理、运营难度。如果将压缩机站设置在经集气站
处理之后的天然气输送管网中,构成井场y集气站
y增压站y集中处理厂(净化厂)的三级布站形式,
形成了另一种卫星增压站,与前一种增压方式相比,
所辖气井数增加,压缩机数量减少,投资相应降低,
由于经集气站处理后的天然气,有利于压缩机可靠
运行,其站位可设置在集气干线上,数量可多可少,
方便调整。川西浅层气田、威远气田、重庆气矿福成
寨气田的增压流程属典型的卫星增压系统。
4.在集气总站或净化厂集中增压
当气田进入中、后期生产,各集气站集气压力差
别很大,一旦某集气站气体进不了集气干线,可降低
集气总站或净化厂的入口压力,在集气总站或净化
厂集中增压满足工艺要求,来实现集气干线降压,从
而降低沿线各井区集气站进入集气干线的压力。该
方案动一点而及全线,较容易实施。但气田开发的
中、后期,集气总站或净化厂的入口压力降幅相当有
限,并且沿线各集气站所辖井区气井压力并非随集
气总站或净化厂的进站压力线性下降,当进站压力
降到某一极限值后,沿线各点输压下降幅度将非常
缓慢,离集气总站或净化厂越远的集气站,输压降低
越不明显。另外,为满足系统外输压力要求,增压比
将升高,根据压比与排量的关系可知,压比升高,排
量降低,势必导致集气总站或净化厂设置更多的压
缩机和扩大压缩机站规模,增加集气总站或净化厂
投资和运行费用[1]成特有的区替式天然气增压集输形式。二、靖边气田区域性增压优化模型的建立 靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,系低渗透、低丰度、中低产、大面积复合联片的整装气田,经过多年的开发与建设,形成具有长庆气田特色的下古常温集输工艺模式和呈/十字0型的大型管网,根据靖边气田的中、后期天然气低压特征和三个净化厂外输要求,建议比较选择不同增压方式,建立管网区域性增压通用优化模型,涵盖集气站、卫星站、净化厂、组合型增压四种增压模式,用于靖边气田增压方案的优选。[2]~[4]1.目标函数靖边气田最优增压方案是指在管网本身结构、流程及外部环境条件给定的前提下,在满足资源、用户、工艺技术等约束条件下,合理确定新建增压站站位、数量、运行参数等,使之在规定期内完成集输任务的同时,管网输气能力最大或天然气管网经营部门的利润最大。将投资回收期内,增压站设备、建站及其附属设施的年投资及年运营费用作为目标函数f,选取新建压缩机站的数目nj、位置D功率Nj、压ij、比E压力pi(i<ni)为优j和部分管网节点流量qi、化模型的决策变量,用向量F=[nj,Dij,Nj,Ej,pi,qi]表示最优增压方案。在满足靖边气田管网工艺条件限制下的气田区域性增压全局优化问题,可归结为如下数学规划:**求F=[nj,Dij,Nj,Ej,pi,qi],使f(F)=jEDij(a0(A/P,x,n)+[a1(A/p,x,n)+=1a2+a3]Nj}ymin(1)式中:ni)管网系统中节点数目;nj)管网系统中可能设置压缩机站的数目;Nj)压缩机站功率,kW;a0)增压站建站及附属设施一次性投资,包括征地、管线工程、仓库、消防设施、办公楼等费用,万元;a1)购买压缩机设备的投资,与压缩机功率有关,万
元/kW;a2)压缩机站年经营费用,万元/(年#
kW);a3)压缩机自耗气费用,万元/(年#kW);系
数Dij=1表示在管网中i节点处设置第j个压缩机
站,Dij=0表示第j个压缩机站不设置在i节点处;
(A/P,x,n))投资回收系数,按(A/P,x,n)=
nx(1+x)计算,其中n为压缩机站的投资回收期,(1+x)-1
年;x为投资年利率。
nj****。重庆气矿卧龙河气田在净化装置前集中建成了较大型的增压站。5.组合型增压一旦气田建成大型复杂管网,单独采用前面4种增压方案,都存在一定的局限性,难以完成气田生产中、后期的增压任务。实际气田增压方式与开发方案、采气方法、地理环境、地方社会因素等有关,可能是上述两种或三种类型的组合。苏里格气田因单井产量低,井口压力下降快,在不同区块内采用了阀