馮朋鑫，宋漢華，王 惠，茹志娟，梁博羽

（1.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018）

隨著蘇里格氣田規(guī)模化開發(fā)，按照蘇里格氣田開發(fā)規(guī)劃[1，2]，截至2013 年底，基本完成280×108m3/a 骨架工程建設。建成并投運處理廠6 座；已建集氣干線1 060 km，外輸管線466 km。已經建成的管網和天然氣處理廠等有效確保蘇里格氣田天然氣生產的順利外輸。

伴隨著氣田產量的逐年快速攀升，為實現氣量的局部調配，減小因局部管網故障對生產造成的影響，對管線進行及時的分析和優(yōu)化顯得非常必要。本文對蘇里格氣田部分集輸管網進行風險評估，并提出優(yōu)化改進意見，來更好保證氣田的安全平穩(wěn)生產和最大生產能力的發(fā)揮。

1 骨架集輸系統(tǒng)管網建設情況

表1 蘇里格氣田主要集氣干線情況表

1.1 蘇里格氣田骨架輸氣管網優(yōu)化原則[3，4，5]

（1）滿足蘇里格氣田氣井區(qū)塊輸氣量要求；（2）遵循管線出現故障后，將影響面降到最低原則；（3）遵循緊急情況下氣量實現最大限度調配原則；（4）遵循關鍵控制點實現遠程控制原則。

1.2 蘇里格氣田集輸系統(tǒng)分析及優(yōu)化

1.2.1 目前存在的問題

（1）蘇里格氣田骨架管網對關鍵點未設置控制，管線出現故障時，造成停產區(qū)塊多，影響面大。

（2）截止2013 年底，蘇里格氣田已經建成280×108m3/a 管網骨架工程，并建成投運處理廠6 座，有效確保了氣田的安全平穩(wěn)生產。但管網關鍵控制點自動化程度低，不利于緊急情況下措施的有效發(fā)揮。

1.2.2 1-2 干線風險分析及評價

1.2.2.1 1-2 干線A 段（B-1 站至A-1 清管站） 風險：當1-2 干線A 段出現故障時，由于該段沒有截斷閥門，將導致A、B 區(qū)塊停產。

優(yōu)化：增設可以遠程控制的截斷閥1（見圖1），增加閥1 后，僅影響B(tài) 區(qū)塊生產。

圖1 1-2 干線A 段優(yōu)化示意圖

1.2.2.2 1-2 干線B 段（A-1 清管站至1-2 清管站）風險：當1-2 干線B 段出現故障時，由于沒有復線，A、B 區(qū)塊只能停產。

優(yōu)化：增設復線（見圖2），不影響B(tài)、A 區(qū)塊生產。同時將A-1 清管站、1-2 清管站截斷閥門及放空閥門改為遠程控制閥，以實現緊急情況下的緊急關斷放空。

圖2 1-2 干線B 段優(yōu)化示意圖

1.2.2.3 1-2 干線C 段（1-2 清管站至C-1 站） 風險：當1-2 干線C 段出現故障時，A、B 區(qū)塊產氣只能輸往第三處理廠，可能導致第三處理廠超負荷運轉，同時也可能會影響到第二、第一處理廠的外輸氣量。

優(yōu)化：將1-2 清管站截斷閥及放空閥改為遠程控制閥，C-1 站截斷閥及放空閥改為電動閥，以實現緊急情況下的緊急關斷放空。

1.2.3 A 區(qū)塊外輸管線風險分析及評價 風險：（其集輸概況見圖3）A 區(qū)塊兩條外輸管線在A-1 站內未設置切換流程，均為單獨外輸。如其中一條管線出現故障，將造成區(qū)塊減產。

圖3 1-2 干線集輸示意圖

優(yōu)化：在站內設置兩條外輸管線的切換流程，并將A-1 清管站截斷閥及放空閥門改為遠程控制閥，以實現緊急情況下的緊急關斷放空。

1.2.4 1-1 干線風險分析及評價 1-1 干線外輸管線示意圖（見圖4）。

圖4 1-1 干線外輸管線示意圖

1.2.4.1 1-1 干線A 段（C-1 站至D-1 站） 風險：當1-1 干線A 段出現故障時，C 區(qū)塊天然氣只能切換到1-2 干線進入第三處理廠處理，可能導致第三處理廠超負荷運轉，同時影響第一、第二處理廠處理氣量。

1.2.4.2 1-1 干線B 段（D-1 站至第一處理廠） 當1-1 干線B 段出現故障時，可通過1-3 干線將D 區(qū)塊、0-1 區(qū)塊及N 區(qū)塊天然氣分流至第一處理廠，剩余天然氣進入第三處理廠或者第二處理廠。但當1-1 干線B段及1-3 干線同時出現故障時，則有一定的風險：D、0-1、N 的產氣全部輸往第三處理廠和第二處理廠，可能導致第二、第三處理廠超負荷運轉，并影響第一處理廠的處理氣量。

優(yōu)化：在D-1 站增設調節(jié)閥（見圖5），以實現天然氣可控分流。同時將站內截斷閥門及放空閥門改為電動球閥，便于更好操作。

圖5 D-1 站增加調節(jié)閥示意圖

1.2.5 1-3 干線（D 區(qū)塊至第一處理廠）風險分析及評價 當1-3 干線出現故障時，天然氣可通過1-1 干線B 段輸往第一天然氣處理廠，不影響輸氣。

1.2.6 1-7 干線風險分析及評價 1-7 干線外輸管線示意圖（見圖6）。

圖6 1-7 干線外輸管線示意圖

1.2.6.1 1-7 干線A 段（N-1 站至0-1 站） 當1-7 干線A 段出現故障時，N 區(qū)塊全部停產，但不影響0-1 站輸氣。

1.2.6.2 1-7 干線B 段（0-1 站至D-1 站） 當1-7 干線B 段出現故障時，0-1 站來氣可切換至1-7 干線復線輸送至D-1 站。

1.2.7 1-6 干線風險分析及評價

1.2.7.1 1-6 干線A 段（S-1 站至S-1 清管站） 風險：當1-6 干線A 段出現故障時，將造成S 區(qū)塊全部停產。優(yōu)化：在1-6 干線A 段增設遠程控制閥門（閥1）（見圖7），S-3、S-4、S-5 集氣站天然氣經1-6 干線B段進入第一天然氣處理廠。同時將S-1 清管站控制閥也改為遠程控制閥以實現流程自動切換。

1.2.7.2 1-6 干線B 段（S-1 清管站至第一處理廠）優(yōu)化：在1-6 干線B 段增設遠程控制閥門（閥2）（見圖8），當1-6 干線B 段出現故障時，S-1 集氣站天然氣經1-6 干線A 段、S-4 站進入第一天然氣處理廠。

圖7 1-6 干線A 段外輸管線優(yōu)化示意圖

圖8 1-6 干線B 段外輸管線優(yōu)化示意圖

1.2.8 1-5 干線風險分析及評價 風險：當1-5 干線復線出現故障時，由于該管線無切斷閥門，將造成E 區(qū)塊全部停產。

優(yōu)化：增設電動閥1，以確保1-5 干線與1-5 干線復線之間能切換流程（見圖9）。

圖9 1-5 干線外輸管線優(yōu)化示意圖

2 結論和認識

通過對蘇里格氣田（主要是1-3 干線、A 區(qū)塊外輸管線、1-1 干線、1-3 干線、1-6 干線、1-6 干線和1-5 干線）等七條骨架輸氣管網存在風險分析和評價，發(fā)現目前管網存在一定的風險，需要進行必要的優(yōu)化升級，同時，對部分管網提出了優(yōu)化改造建議。主要認識如下：

（1）在骨架管網關鍵點上設置控制，對減少氣田運行風險是十分必要的；（2）在骨架管網中，對建有復線的管線有必要與原管線通過控制實現流程導通；（3）在骨架管網中，各處理廠間也要通過管網聯通，以實現整個氣田氣量勻衡靈活調配，提高氣田應急處理能力。

［1］ 李安琪.蘇里格氣田開發(fā)論［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［2］ 呂永杰，關丹慶，田景隆，等.蘇里格氣田低壓集氣工藝模式［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（增刊B）：118-120.

［3］ 楊光，劉煒，王登海，等.蘇里格氣田布站模式及壓力系統(tǒng)研究［J］.石油規(guī)劃設計，2009，20（4）：26-28.

［4］ 潘紅麗，楊鴻雁.氣田地面集輸管網系統(tǒng)的優(yōu)化設計［J］.油氣儲運，2002，21（4）：14-18.

［5］ 劉神，王登海，楊光，等.蘇里格氣田天然氣集輸工藝技術的優(yōu)化創(chuàng)新［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（4）：139-141.