臨汾致密氣集輸管網(wǎng)增壓方案設(shè)計(jì)與比選

摘" " 要：針對(duì)臨汾致密氣氣井產(chǎn)量和壓力多樣化、部分井口壓力低于集輸管網(wǎng)壓力、管網(wǎng)集輸能力受限等影響增產(chǎn)目標(biāo)的問題，開展了臨汾致密氣集輸管網(wǎng)特性分析和增壓方案設(shè)計(jì)與優(yōu)選，以提高管網(wǎng)集輸能力。通過使用PNS管網(wǎng)仿真軟件，建立了涵蓋井口、井場(chǎng)、集氣站、管道的系統(tǒng)性集輸管網(wǎng)仿真模型，模型校準(zhǔn)后展開致密氣集輸管網(wǎng)特性分析，確定了管網(wǎng)集輸瓶頸與增壓位置，然后就不同的增壓模式、增壓參數(shù)、增壓方案進(jìn)行仿真計(jì)算，最后從工藝適應(yīng)性、經(jīng)濟(jì)性、設(shè)備選型等角度考慮，優(yōu)選得出了臨汾致密氣集輸管網(wǎng)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(jìn)行線節(jié)點(diǎn)增壓，該方案最適合臨汾致密氣的生產(chǎn)現(xiàn)狀，增壓效果最佳。

關(guān)鍵詞：臨汾致密氣；集輸管網(wǎng)；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(qū)塊已達(dá)到了7.5 × 108 m3/a的產(chǎn)能規(guī)模，建成了包含144座井場(chǎng)、223口氣井、2座集氣站、以及17條干線和121條支線的復(fù)雜地面集輸系統(tǒng)，管道總長(zhǎng)為298.4 km。由于區(qū)塊采用了滾動(dòng)開發(fā)模式，系統(tǒng)中既存在高壓新井也存在低壓老井，井間壓力和產(chǎn)量差距大。一方面，為平衡集輸管網(wǎng)系統(tǒng)壓力，現(xiàn)場(chǎng)采用了高壓井節(jié)流降壓生產(chǎn)，致使高壓井壓能浪費(fèi)；另一方面，氣井壓力衰減速度快[1]，導(dǎo)致部分井口壓力低于集輸管網(wǎng)壓力，生產(chǎn)周期短；加之集輸管網(wǎng)里程長(zhǎng)、高程差大、集輸壓損大，觸及集輸能力邊界，難以滿足區(qū)塊的增產(chǎn)目標(biāo)。

面臨上述生產(chǎn)問題，亟需開展臨汾致密氣集輸管網(wǎng)仿真研究，明確管網(wǎng)壓力分布和集輸瓶頸，設(shè)計(jì)增壓方案以提升管網(wǎng)集輸能力。梁裕如等[2]在延安氣田YQ2井區(qū)的5套增壓集輸方案優(yōu)選中，采用層次分析法與模糊評(píng)價(jià)法相結(jié)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(qū)穩(wěn)產(chǎn)。陳亮[3]在大牛地氣田二次增壓方案中，從經(jīng)濟(jì)性和增壓方案對(duì)生產(chǎn)影響程度的角度確定了區(qū)域混輸?shù)脑鰤悍桨?，該方案可使氣田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)，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(wǎng)適應(yīng)性和增壓能耗3個(gè)方面優(yōu)選出了單站增壓的模式，增壓延長(zhǎng)了M氣田氣井的穩(wěn)產(chǎn)期，降低了氣井廢棄壓力。

首先，本文采用PNS（Pipeline Network Simulation）管網(wǎng)仿真軟件建立了涵蓋井口、井場(chǎng)、集氣站、管道的系統(tǒng)性集輸管網(wǎng)仿真模型，使用生產(chǎn)壓力和流量數(shù)據(jù)對(duì)模型進(jìn)行了校準(zhǔn)；其次，通過分析集輸管網(wǎng)特性與集輸壓力瓶頸，確定了增壓位置和增壓參數(shù)范圍；再次，制訂了不同的增壓方案，就不同的增壓方案進(jìn)行仿真計(jì)算，得出了各方案的增產(chǎn)和降低井口外輸壓力效果；最后，從工藝適用性、經(jīng)濟(jì)性、設(shè)備選型等角度考慮，優(yōu)選得到了臨汾致密氣集輸管網(wǎng)的最佳增壓方案。

1" " 致密氣集輸管網(wǎng)仿真模型

1.1" " 仿真模型的構(gòu)建與校準(zhǔn)

基于PNS管網(wǎng)仿真軟件建立臨汾致密氣集輸管網(wǎng)仿真模型，如圖1所示。模型包括井場(chǎng)144座、氣井223口、集氣站2座、支線121條、干線17條，管網(wǎng)總長(zhǎng)為298.4 km，最大高程差為522 m，管內(nèi)徑79～343.6 mm，管道長(zhǎng)0.1～41 km。集輸管網(wǎng)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(lián)絡(luò)線、永寧1西和南干線聯(lián)絡(luò)線等。臨汾致密氣集輸管網(wǎng)仿真模型構(gòu)建完整度高，井場(chǎng)、管道、集氣站等管網(wǎng)結(jié)構(gòu)與實(shí)際高度相符。模型控制參數(shù)包括邊界條件和空間離散步長(zhǎng)，其中集輸管網(wǎng)入口邊界為井場(chǎng)流量，管網(wǎng)出口邊界為集氣站進(jìn)站壓力，由于受集輸管網(wǎng)短管長(zhǎng)度限制，管道步長(zhǎng)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(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)仿真模型進(jìn)行驗(yàn)證，井場(chǎng)外輸壓力平均絕對(duì)誤差為25.7%，需對(duì)管網(wǎng)結(jié)構(gòu)參數(shù)和模型控制參數(shù)進(jìn)行核對(duì)校準(zhǔn)，以提高仿真模型與實(shí)際管網(wǎng)的相似性。產(chǎn)生仿真誤差的原因主要包括兩個(gè)方面：一方面，由于集輸管網(wǎng)連接關(guān)系復(fù)雜且位于山區(qū)地貌，管道長(zhǎng)度、連接點(diǎn)位置、高程等臺(tái)賬數(shù)據(jù)信息存在偏差，導(dǎo)致管網(wǎng)結(jié)構(gòu)建模相似性差；另一方面，壓力和流量等生產(chǎn)數(shù)據(jù)來源于生產(chǎn)日?qǐng)?bào)表（人工填寫），存在數(shù)據(jù)缺失、零值、超限等數(shù)據(jù)缺陷（例如：生產(chǎn)井零流量數(shù)據(jù)、關(guān)井依然存在不為零的流量數(shù)據(jù)等），人為因素導(dǎo)致模型控制邊界不準(zhǔn)確。針對(duì)上述問題，首先，根據(jù)地理信息數(shù)據(jù)系統(tǒng)，對(duì)整個(gè)集輸管網(wǎng)的管長(zhǎng)、管徑、高程、連接點(diǎn)位置進(jìn)行梳理，完善模型結(jié)構(gòu)參數(shù)，提高仿真模型與實(shí)際管網(wǎng)的物理相似性；其次，由于現(xiàn)場(chǎng)集輸管網(wǎng)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)較為穩(wěn)定，因此采用連續(xù)10日的2 580組生產(chǎn)數(shù)據(jù)，對(duì)模型的控制邊界進(jìn)行校準(zhǔn)；最終，經(jīng)上述校準(zhǔn)后，構(gòu)建的仿真模型計(jì)算精度提高至96.6%，滿足工程應(yīng)用要求。高精度的仿真模型為開展臨汾致密氣集輸管網(wǎng)特性分析，確定集輸壓力瓶頸，掌握生產(chǎn)狀態(tài)，指導(dǎo)管網(wǎng)增壓方案的設(shè)計(jì)奠定了基礎(chǔ)。

1.2" " 管網(wǎng)特性分析

模型求解分別得出管網(wǎng)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(yùn)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(duì)管網(wǎng)干線流量分布和壓力分布系統(tǒng)關(guān)聯(lián)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(jìn)行增壓的方案設(shè)計(jì)。

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(jīng)達(dá)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(jīng)過一個(gè)長(zhǎng)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(gè)上坡段（高程差為359.89 m），此處干線流量大且為上坡段，導(dǎo)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(dá)到了總流量的82%，同時(shí)南干線管道持續(xù)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(zhǎng)曲線近似線性分布，無井場(chǎng)匯入流量突增的情況。

2" " 增壓方案設(shè)計(jì)與模擬

現(xiàn)階段關(guān)于氣田集輸管網(wǎng)增壓方案的設(shè)計(jì)優(yōu)先考慮保證氣田的高效集輸、穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，以及延長(zhǎng)生產(chǎn)年限。常用的增壓方式有井場(chǎng)增壓、節(jié)點(diǎn)增壓、集氣站增壓、區(qū)域增壓，以及多種增壓方式的組合增壓等[5-10]。集輸管網(wǎng)增壓技術(shù)已經(jīng)在我國(guó)多個(gè)氣田得到應(yīng)用，比如榆林氣田生產(chǎn)采用“區(qū)域增壓”變規(guī)模增壓模式[11]，靖邊氣田使用“區(qū)域增壓+單站增壓”定規(guī)模的生產(chǎn)模式[12]，克拉美麗氣田使用處理廠集中增壓模式[13]，長(zhǎng)北二期使用井場(chǎng)和處理廠兩級(jí)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(guī)天然氣田的增壓工藝；同時(shí)，不同氣田的地面集輸管網(wǎng)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(dòng)生產(chǎn)，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化給增壓方案的適用性帶來新的挑戰(zhàn)，無法照搬其他氣田的增壓工藝。

2.1" " 增壓位置設(shè)計(jì)

根據(jù)致密氣集輸管網(wǎng)特性分析結(jié)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(jìn)行增壓。由于臨汾分公司針對(duì)永寧1西干線的大吉1復(fù)線（即將投用）和永寧1西、南干線聯(lián)絡(luò)線（已投用）等相關(guān)工程已經(jīng)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(jìn)行增壓方案設(shè)計(jì)。

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(guī)律，有如下發(fā)現(xiàn)。

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(chǎng)至干線匯入點(diǎn)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(chǎng)至干線匯入點(diǎn)的最大壓降為2.1 MPa；三是大吉-平18支線至干線匯入點(diǎn)的高程持續(xù)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(shù)設(shè)計(jì)

確定外輸壓力分布用于設(shè)計(jì)增壓方案的增壓壓力約束邊界，防止增壓后出現(xiàn)下游井場(chǎng)“憋死”的情況。通過對(duì)管網(wǎng)進(jìn)行局部到整體的單元整合與拆分，可確定各級(jí)壓力邊界約束，其中，以井場(chǎng)為單元，確定該井場(chǎng)內(nèi)眾井口的最小外輸壓力作為該井場(chǎng)單元的外輸壓力；以支線為單元，確定該支線中眾井場(chǎng)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(duì)永寧2北干線和永寧1南干線進(jìn)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(huì)對(duì)下游井場(chǎng)的生產(chǎn)、下游支干線的集輸產(chǎn)生影響。

2.3" " 增壓方案仿真模擬

不同的增壓方案對(duì)壓縮機(jī)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(chǎn)的效果也是不同的。針對(duì)增壓對(duì)象的不同，本文提出了井節(jié)點(diǎn)增壓、線節(jié)點(diǎn)增壓和站節(jié)點(diǎn)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(shè)計(jì)了基于上述3種增壓方式的增壓方案，并對(duì)各方案的增壓效果進(jìn)行了仿真模擬計(jì)算。

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

2）線節(jié)點(diǎn)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(chǎng)流量、集氣站進(jìn)站壓力不變，通過降低壓縮機(jī)入口壓力以達(dá)到降低井場(chǎng)外輸壓力的效果；二是控制支線中各井場(chǎng)外輸壓力、集氣站進(jìn)站壓力不變，通過降低壓縮機(jī)入口壓力以達(dá)到增加產(chǎn)量的效果。

3）站節(jié)點(diǎn)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(chǎng)流量、集氣站進(jìn)站壓力不變，通過降低壓縮機(jī)入口壓力以達(dá)到降低井場(chǎng)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(chǎng)外輸壓力、集氣站進(jìn)站壓力不變，通過降低壓縮機(jī)入口壓力以達(dá)到增加產(chǎn)量的效果。

2.3.1" " 降壓效果

臨汾區(qū)塊致密氣氣井由套壓生產(chǎn)，分析大吉1-9支線所屬各井的歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)，得到大吉1-9支線所屬井口的最低生產(chǎn)套壓如表 1所示。

在增壓0.9 MPa后，線節(jié)點(diǎn)增壓中大吉1-10氣井的外輸壓力已經(jīng)降至1.98 MPa，而從表1可知，大吉1-10氣井的歷史最低生產(chǎn)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(chǎn)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(shè)計(jì)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(shè)計(jì)了井、線、站節(jié)點(diǎn)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(chǎng)進(jìn)行井節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.682，增壓后大吉1-9井場(chǎng)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(jìn)行線節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.643，增壓后大吉1-9支線各井場(chǎng)外輸壓力平均降低0.521 MPa；在永寧2北干線進(jìn)行站節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.792，增壓后永寧2北干線各井場(chǎng)外輸壓力平均降低0.389 MPa。

按照相同的規(guī)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(shè)計(jì)井、線、站節(jié)點(diǎn)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(chǎng)進(jìn)行井節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.753，增壓后大吉7-9井場(chǎng)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(jìn)行線節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.753，增壓后大吉-平18支線各井場(chǎng)外輸壓力平均降低0.5 MPa；在永寧1南干線進(jìn)行站節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.841，增壓后永寧1南干線各井場(chǎng)外輸壓力平均降低0.518 MPa。

2.3.2" " 增產(chǎn)效果

在永寧2北干線設(shè)計(jì)井、線、站節(jié)點(diǎn)增壓，3種方式均增壓0.8 MPa，增產(chǎn)效果如表 3所示：在永寧2北干線大吉1-9井場(chǎng)進(jìn)行井節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.682，增壓后各井口共增產(chǎn)0.236 × 104 m3/d；在永寧2北干線大吉1-9支線進(jìn)行線節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.643，增壓后各井場(chǎng)共增產(chǎn)2.501 × 104 m3/d；在永寧2北干線進(jìn)行站節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.792，增壓后各井場(chǎng)共增產(chǎn)4.358 × 104 m3/d。

在永寧1南干線設(shè)計(jì)井、線、站節(jié)點(diǎn)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(chǎng)進(jìn)行井節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.753，增壓后各井口共增產(chǎn)0.216 × 104 m3/d；在永寧1南干線大吉-平18支線進(jìn)行線節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.753，增壓后各井場(chǎng)共增產(chǎn)1.552 × 104 m3/d；在永寧1南干線進(jìn)行站節(jié)點(diǎn)增壓，壓比為1.841，增壓后各井場(chǎng)共增產(chǎn)5.482 × 104 m3/d。

3" " 增壓方案比選

通過管網(wǎng)仿真計(jì)算得出井、線、站節(jié)點(diǎn)增壓的增壓效果，其中站節(jié)點(diǎn)增壓對(duì)整個(gè)集輸管網(wǎng)的影響極大，牽一發(fā)而動(dòng)全身，對(duì)正常的生產(chǎn)有極大的影響，與此同時(shí)，站節(jié)點(diǎn)增壓流量也大幅增加，但是上述增產(chǎn)的效果只是模型計(jì)算的理想結(jié)果，沒有考慮氣井的產(chǎn)能特性，各井場(chǎng)是否可以提供如此大的流量增量是不確定的，增產(chǎn)的效果需要進(jìn)一步的分析，加之從增壓工藝適應(yīng)性和對(duì)正常生產(chǎn)的影響程度角度考慮，增壓方式推薦井節(jié)點(diǎn)增壓和線節(jié)點(diǎn)增壓。

以大吉1-9支線線節(jié)點(diǎn)增壓和大吉1-9井場(chǎng)增壓方式進(jìn)行對(duì)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(jié)點(diǎn)增壓后增產(chǎn)0.236 × 104 m3/d，線節(jié)點(diǎn)增壓后增產(chǎn)2.501 × 104 m3/d，線節(jié)點(diǎn)增壓增產(chǎn)效果較好；第二，井節(jié)點(diǎn)增壓流量0.726 6 × 104 m3/d，線節(jié)點(diǎn)增壓流量8.241 × 104 m3/d，即線節(jié)點(diǎn)增壓后流量增大，壓縮機(jī)選型較為容易；第三，線節(jié)點(diǎn)增壓較井節(jié)點(diǎn)增壓所需要的壓縮機(jī)數(shù)量少，投資、運(yùn)維成本較低。綜上所述，線節(jié)點(diǎn)增壓方案更加符合當(dāng)前臨汾致密氣集輸管網(wǎng)的生產(chǎn)狀態(tài)。

4" " 結(jié)論

根據(jù)臨汾致密氣的生產(chǎn)現(xiàn)狀，本文設(shè)計(jì)并優(yōu)選得到了臨汾致密氣集輸管網(wǎng)的增壓方案，得出以下結(jié)論和認(rèn)識(shí)。

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

2）針對(duì)節(jié)點(diǎn)增壓對(duì)象的不同，本文提出了井節(jié)點(diǎn)增壓、線節(jié)點(diǎn)增壓、站節(jié)點(diǎn)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(jìn)行線節(jié)點(diǎn)增壓的方案最適合臨汾致密氣的生產(chǎn)現(xiàn)狀，增壓效果最佳。

參考文獻(xiàn)

[1]" 樊岳. 大寧-吉縣區(qū)塊致密氣井場(chǎng)工藝優(yōu)化簡(jiǎn)化改造研究[J]. 天然氣與石油，2021，39（5）：21-27.

[2]" 梁裕如，何鵬，韓建紅，等. YQ2井區(qū)增壓集輸方案多層次模糊評(píng)價(jià)優(yōu)選[J]. 油氣儲(chǔ)運(yùn)，2022，41（12）：1 430-1 437.

[3]" 陳亮. 大牛地氣田二期增壓方式優(yōu)化比選[D]. 北京：中國(guó)石油大學(xué)（北京），2017.

[4]" 趙文佳. M氣田二期增壓方案研究[D]. 北京：中國(guó)石油大學(xué)（北京），2018.

[5]" 楊馳. 大牛地氣田二次增壓集輸工藝研究[D]. 北京：中國(guó)石油大學(xué)（北京），2020.

[6]" 王博，高淑梅，王榮敏，等. 長(zhǎng)慶油田致密油藏水平井開發(fā)地面配套工藝[J]. 油氣田地面工程，2013，32（7）：3-4.

[7]" 張廷廷. 煤層氣集輸管網(wǎng)節(jié)點(diǎn)增壓方案研究[D]. 西安：西安石油大學(xué)，2014.

[8]" 吳正，江乾鋒，周游，等. 鄂爾多斯盆地蘇里格致密砂巖氣田提高采收率關(guān)鍵技術(shù)及攻關(guān)方向[J]. 天然氣工業(yè)，2023，43（6）：66-75.

[9]" 高利軍，張鴻超，馬曉龍，等. 延安氣田天然氣儲(chǔ)層特征及增壓開采技術(shù)研究[J]. 能源與環(huán)保，2023，45（4）：67-72.

[10] 熊星. 榆林氣田增壓方案設(shè)計(jì)及效果評(píng)價(jià)研究[D]. 成都：西南石油大學(xué)，2014.

[11] 楊家茂. 榆林氣田南區(qū)增壓開采集輸工藝技術(shù)研究[D]. 青島：中國(guó)石油大學(xué)（華東），2019.

[12] 何江川，余浩杰，何光懷，等. 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)慶氣區(qū)天然氣開發(fā)前景[J]. 天然氣工業(yè)，2021，41（8）：23-33.

[13] 馬國(guó)光，張鋒，董文浩，等. 克拉美麗氣田集輸系統(tǒng)高低壓分輸改造方案[J]. 油氣田地面工程，2016，35（4）：88-92.

[14] 楊光，胡建國(guó)，李朋江，等. 長(zhǎng)北二期前期評(píng)價(jià)地面工藝技術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 油氣田地面工程，2017，36（2）：29-33.

[15] 孫龍德，鄒才能，賈愛林，等. 中國(guó)致密油氣發(fā)展特征與方向[J]. 石油勘探與開發(fā)，2019，46（6）：1 015-1 026.

基金項(xiàng)目：

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

作者簡(jiǎn)介：

劉" " 京（1984—），男，陜西咸陽人，工程師，2011年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)，碩士，現(xiàn)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