羅睿喬 孫旭 向富明 梁寧

中海石油深海開(kāi)發(fā)有限公司

海上氣田群集輸管網(wǎng)由氣井、海上平臺(tái)、陸岸終端等三大單元組成，各單元間通過(guò)海底管道連接，即相互獨(dú)立，又彼此影響。集輸管網(wǎng)的運(yùn)行參數(shù)是否合理直接影響運(yùn)行成本、輸送效率及經(jīng)濟(jì)效益[1]。

當(dāng)前，國(guó)內(nèi)外關(guān)于油氣集輸管網(wǎng)的優(yōu)化研究還停留在設(shè)計(jì)階段，且多為陸地油氣田集輸管網(wǎng)或城市燃?xì)夤芫W(wǎng)的優(yōu)化，重點(diǎn)研究?jī)?nèi)容是集輸管網(wǎng)的氣井、集氣站、壓縮機(jī)站和天然氣處理廠等各單元的井組優(yōu)化、系統(tǒng)布局優(yōu)化、集氣站選址優(yōu)化等，目的是為了控制造價(jià)和降低集輸管網(wǎng)能耗，以提升集輸管網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)效益[2-9]。

海上氣田群的開(kāi)發(fā)具有特殊性，集輸管網(wǎng)中氣井單元、海上平臺(tái)單元、陸岸終端單元的系統(tǒng)布局、管網(wǎng)結(jié)構(gòu)、選址等受水深、海底地質(zhì)條件、氣田位置等影響較大，前期設(shè)計(jì)階段重點(diǎn)考慮系統(tǒng)布局、選址的可行性，其次才是控制造價(jià)和提升管網(wǎng)運(yùn)行效率。而且，氣井單元的建設(shè)受勘探發(fā)現(xiàn)影響，多為分批次、分階段接入集輸管網(wǎng)，初始設(shè)計(jì)階段很難對(duì)整個(gè)管網(wǎng)的運(yùn)行效率進(jìn)行優(yōu)化。海上氣田群集輸管網(wǎng)建成后，不同的單元由不同的人員負(fù)責(zé)管理和運(yùn)維，各單元運(yùn)營(yíng)人員常專(zhuān)注于各自單元的穩(wěn)定運(yùn)行，極少?gòu)臍馓锶杭敼芫W(wǎng)的角度統(tǒng)籌優(yōu)化運(yùn)行參數(shù)，一定程度上影響了氣田群高質(zhì)量開(kāi)發(fā)。

本文以已建成并投入運(yùn)行的南海東部深水氣田群天然氣集輸管網(wǎng)為例，從氣田群集輸管網(wǎng)的角度，利用LedaFlow、K-Spice 等軟件對(duì)集輸管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行模擬優(yōu)化提供理論支撐，在此基礎(chǔ)上開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，取得了良好效果。

1 運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化潛力分析

海上氣田群集輸管網(wǎng)的三大單元中（圖1），氣井單元是油氣從地層流向地面的通道，根據(jù)氣田水深和地理位置的不同，可分為平臺(tái)上的干式采氣樹(shù)開(kāi)發(fā)井和采用水下采氣樹(shù)開(kāi)發(fā)的水下開(kāi)發(fā)井。海上平臺(tái)單元主要對(duì)開(kāi)發(fā)井產(chǎn)出的井流物進(jìn)行氣液分離，并對(duì)分離出來(lái)的天然氣和凝析油進(jìn)行初步脫水處理后輸送至陸岸終端。當(dāng)氣藏能量不足或需要長(zhǎng)距離輸送時(shí)，海上平臺(tái)單元需要設(shè)置壓縮機(jī)增壓系統(tǒng)、凝析油增壓系統(tǒng)，以保障油氣正常輸送。陸岸終端單元主要對(duì)海上平臺(tái)單元輸送來(lái)的天然氣和凝析油進(jìn)行深度加工處理，天然氣經(jīng)脫水脫烴、分餾處理后，產(chǎn)出干氣、液化石油氣、穩(wěn)定輕烴等產(chǎn)品，凝析油經(jīng)穩(wěn)定處理后產(chǎn)出穩(wěn)定凝析油[10-11]。

圖1 海上氣田群集輸管網(wǎng)組成單元Fig.1 Component units of offshore gas field cluster gathering and transportation pipeline network

從海上氣田群集輸管網(wǎng)組成單元及各單元承擔(dān)的功能進(jìn)行分析，集輸管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)中可以統(tǒng)籌優(yōu)化的參數(shù)如下：

（1）海上平臺(tái)單元工藝系統(tǒng)的運(yùn)行壓力。工藝系統(tǒng)的運(yùn)行壓力設(shè)置是否合適，關(guān)系到氣井單元的產(chǎn)能釋放和壓縮機(jī)、凝析油泵的能耗。當(dāng)系統(tǒng)壓力設(shè)置過(guò)高時(shí)，氣井單元的背壓高，限制氣井產(chǎn)能釋放，對(duì)于高含水井來(lái)說(shuō)，還會(huì)影響氣井?dāng)y液效果，增加井筒積液風(fēng)險(xiǎn)；當(dāng)系統(tǒng)壓力設(shè)置過(guò)低時(shí)，會(huì)導(dǎo)致壓縮機(jī)、凝析油泵能耗增加。

（2）海底管線(xiàn)的運(yùn)行壓力。海底管線(xiàn)的運(yùn)行壓力是否合適，會(huì)影響海上平臺(tái)單元工藝系統(tǒng)運(yùn)行壓力或壓縮機(jī)的背壓；還會(huì)影響海底管線(xiàn)下游單元生產(chǎn)系統(tǒng)運(yùn)行壓力。海底管線(xiàn)運(yùn)行壓力設(shè)置過(guò)高，會(huì)導(dǎo)致未設(shè)置壓縮機(jī)的海上平臺(tái)單元生產(chǎn)系統(tǒng)運(yùn)行壓力過(guò)高，進(jìn)而影響氣井單元的背壓；對(duì)于設(shè)置了壓縮機(jī)的海上平臺(tái)單元，會(huì)導(dǎo)致壓縮機(jī)出口背壓過(guò)高，造成壓縮機(jī)能耗增加。海底管線(xiàn)運(yùn)行壓力設(shè)置過(guò)低，會(huì)導(dǎo)致海底管線(xiàn)下游運(yùn)行單元生產(chǎn)系統(tǒng)運(yùn)行壓力低，影響天然氣脫水效果、天然氣副產(chǎn)品的回收率等。

2 運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化方案

海上氣田群集輸管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化可從海上平臺(tái)單元生產(chǎn)系統(tǒng)運(yùn)行壓力和海底管線(xiàn)運(yùn)行壓力入手，通過(guò)軟件模擬最佳運(yùn)行參數(shù)，為現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試提供理論基礎(chǔ)。

2.1 優(yōu)化背景

以建成并投入運(yùn)行的南海東部深水氣田群天然氣集輸管網(wǎng)為例。南海東部深水氣田群由L1、L2、L3、L4、P1、P2、P3 等7 個(gè)在生產(chǎn)氣田和G終端、L平臺(tái)、P平臺(tái)等3座生產(chǎn)設(shè)施以及9條海底管線(xiàn)組成，共33 口生產(chǎn)井，其中水下井口25 口，布局如圖2所示。

圖2 南海東部深水氣田群布局Fig.2 Layout of deepwater gas field cluster in the eastern South China Sea

P平臺(tái)未設(shè)置壓縮機(jī)和凝析油泵，P1、P2、P3氣田所產(chǎn)井流物經(jīng)脫水處理后，天然氣和凝析油依靠天然氣能量經(jīng)海底管線(xiàn)2 混輸至L 平臺(tái)進(jìn)行處理。L平臺(tái)設(shè)置有濕氣壓縮機(jī)、干氣壓縮機(jī)和凝析油泵，L1、L2、L3、L4 氣田所產(chǎn)井流物經(jīng)段塞流捕集器氣液分離后，天然氣經(jīng)濕氣壓縮機(jī)增壓后進(jìn)入L平臺(tái)生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)行脫水處理，凝析油進(jìn)入凝析油系統(tǒng)進(jìn)行脫水處理。脫水處理后的天然氣和凝析油與經(jīng)L平臺(tái)進(jìn)行氣液分離的P平臺(tái)天然氣和凝析油一起，分別經(jīng)干氣壓縮機(jī)和凝析油泵增壓后進(jìn)入海底管線(xiàn)1混輸至G終端進(jìn)行深度處理。

2.2 優(yōu)化措施

（1）建立海底管線(xiàn)1 模擬模型。使用LedaFlow軟件建立海底管線(xiàn)1模擬模型，該模型實(shí)現(xiàn)了海底管線(xiàn)1尺寸、距離、沿線(xiàn)坐標(biāo)、高程等參數(shù)的全系統(tǒng)仿真（圖3）。

圖3 海底管線(xiàn)1模擬模型Fig.3 Simulation model of Subsea Pipeline 1

（2）導(dǎo)入歷史運(yùn)行參數(shù)對(duì)模型進(jìn)行校正。選取2021年1月～2022年2月期間海底管線(xiàn)1實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)（部分?jǐn)?shù)據(jù)如表1）對(duì)模型進(jìn)行校正，校正后的模型見(jiàn)圖4所示。

表1 海底管線(xiàn)模型校正數(shù)據(jù)Tab.1 Calibration data of subsea pipeline model

圖4 校正后的海底管線(xiàn)1模擬模型Fig.4 Simulation model of Subsea Pipeline 1 after correction

（3）模擬不同工況下的海管運(yùn)行參數(shù)。設(shè)定L平臺(tái)至G終端海底管線(xiàn)1出口壓力為常數(shù)（該數(shù)值可確保G 終端生產(chǎn)系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行），模擬不同輸送氣量下的海底管線(xiàn)入口壓力，模擬結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 海底管線(xiàn)1運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化模擬結(jié)果Tab.2 Simulation results of Subsea Pipeline 1 operation parameters optimization

該模擬結(jié)果可用于指導(dǎo)L平臺(tái)控制海管入口壓力，并以此為基礎(chǔ)優(yōu)化主工藝系統(tǒng)運(yùn)行壓力，有效降低壓縮機(jī)背壓、干氣壓縮機(jī)能耗及碳排放量。

2.3 優(yōu)化結(jié)果

除海底管線(xiàn)1運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化外，還選取海底管線(xiàn)2 運(yùn)行參數(shù)、P 平臺(tái)生產(chǎn)系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行模擬優(yōu)化。

2.3.1 海底管線(xiàn)2運(yùn)行壓力

參照海底管線(xiàn)1 運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化方案，利用LedaFlow 對(duì)海底管線(xiàn)2運(yùn)行壓力進(jìn)行模擬優(yōu)化。設(shè)定P 平臺(tái)至L 海底管線(xiàn)2 出口壓力為常數(shù)（該數(shù)值可確保海管出口壓力滿(mǎn)足L平臺(tái)干氣壓縮機(jī)進(jìn)口壓力要求），模擬不同輸送氣量下的海管入口壓力，模擬結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 海底管線(xiàn)2運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化模擬結(jié)果Tab.3 Simulation results of Subsea Pipeline 2 operation parameters optimization

該模擬結(jié)果用于指導(dǎo)P 平臺(tái)控制海管入口壓力，并以此為基礎(chǔ)優(yōu)化主工藝系統(tǒng)運(yùn)行壓力。

2.3.2 P平臺(tái)主工藝系統(tǒng)操作壓力

根據(jù)P 平臺(tái)至L 臺(tái)海管運(yùn)行參數(shù)模擬結(jié)果，對(duì)不同輸送氣量下，P平臺(tái)下海管壓力的確定。在此基礎(chǔ)上，運(yùn)用K-Spice 軟件模擬主工藝系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)，經(jīng)過(guò)模擬，P平臺(tái)操作壓力可降低1～1.5 MPa(G)，單井井口背壓可同步降低1～1.5 MPa(G)，大幅提升了單井產(chǎn)能。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

2022 年3 月～5 月，組織運(yùn)營(yíng)人員參照模擬結(jié)果進(jìn)行測(cè)試，取得良好效果。

3.1 海底管線(xiàn)1運(yùn)行壓力

4月1日起，L平臺(tái)從調(diào)整干氣壓縮機(jī)壓縮比入手，開(kāi)展了能耗綜合分析（圖5），分析了單位壓差下每壓縮1×104m3天然氣需要消耗的小時(shí)燃料氣量與壓縮機(jī)進(jìn)出口壓差的關(guān)系。在外輸天然氣1 700×104m3/d 輸送量下，將L 平臺(tái)至G 終端海底管線(xiàn)1入口壓力逐步從12.4 MPa(G)降至11.8 MPa(G)，出口壓力從8.6 MPa(G)逐步降至8 MPa(G)（圖6），海底管線(xiàn)1運(yùn)行壓力大幅降低。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，在此運(yùn)行壓力下，干氣壓縮機(jī)燃料氣平均消耗降低9 059 m3/d，能耗降低約3 715 tce/a，碳排放降低約7 150 t/a[12-20]。

圖5 干氣壓縮機(jī)進(jìn)出口壓差與耗氣量關(guān)系Fig.5 Relationship between inlet and outlet pressure difference and gas consumption of dry gas compressor

圖6 海底管線(xiàn)1運(yùn)行參數(shù)趨勢(shì)Fig.6 Trend of operating parameters for Subsea Pipeline 1

3.2 P平臺(tái)主工藝系統(tǒng)壓力

2022 年3 月底到4 月中旬，P 平臺(tái)對(duì)主工藝系統(tǒng)操作壓力進(jìn)行了優(yōu)化測(cè)試，測(cè)試分為3 個(gè)階段（測(cè)試期間P3 氣田處于停產(chǎn)狀態(tài)）。①第一階段：系統(tǒng)的壓力從9 200 kPa 降至9 000 kPa，P2 氣田的上岸壓力從9 600 kPa 降至9 500 kPa；②第二階段：P2氣田的上岸壓力從9 500 kPa降至9 100 kPa；③第三階段：系統(tǒng)的壓力從9 000 kPa 降至8 000 kPa，P2 氣田的上岸壓力從9 100 kPa 降至8 300 kPa。

測(cè)試期間，保證系統(tǒng)設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)穩(wěn)定，天然氣含水質(zhì)量濃度、凝析油外輸含水率、生產(chǎn)水分含油質(zhì)量濃度等運(yùn)行指標(biāo)均合格，取得效果如圖7所示。

圖7 P平臺(tái)主工藝系統(tǒng)操作壓力測(cè)試期間各指標(biāo)趨勢(shì)Fig.7 Trend of indicators during the operation pressure test period of Platform P main process system

（1）提升了單井產(chǎn)能，延長(zhǎng)了穩(wěn)產(chǎn)年限，增加了技術(shù)可采儲(chǔ)量。以P2 氣田為例進(jìn)行分析，油嘴開(kāi)度等參數(shù)保持不變，在主工藝系統(tǒng)壓力降低后，氣田產(chǎn)量（降壓后三天的平均值）數(shù)據(jù)如表4所示。

表4 P2氣田測(cè)試期間產(chǎn)量變化情況Tab.4 Production changes of P2 Gas Field during the test period

從P2氣田產(chǎn)量變化看，P平臺(tái)主工藝系統(tǒng)操作壓力降低，降低了氣井背壓，提升了單井產(chǎn)能。根據(jù)模擬結(jié)果，P 平臺(tái)主工藝系統(tǒng)操作壓力可降低1～1.5 MPa(G)，單井井口背壓可同步降低1～1.5 MPa(G)。經(jīng)油藏模擬研究，當(dāng)P 平臺(tái)工藝系統(tǒng)壓力降低1 MPa(G)時(shí)，P1、P2、P3 氣田群技術(shù)可采儲(chǔ)量增加1.2×108m3（圖8）。

圖8 P氣田群降壓前后累計(jì)產(chǎn)氣量對(duì)比Fig.8 Comparison of cumulative gas production before and after depressurization in P Gas Field Cluster

（2）提升了高含水井排水采氣效果。主工藝系統(tǒng)壓力降低，單井背壓降低，生產(chǎn)壓差增加有利于含水氣井?dāng)y帶積水。以P2氣田A01H井為例，該井于2015年3月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期平均產(chǎn)氣量36×104m3/d，水氣比與氣油比均較穩(wěn)定。2019年5月下旬，該井見(jiàn)水（濕氣流量計(jì)監(jiān)測(cè)水氣比逐漸升高，測(cè)試P2氣田段塞流捕集器液相氯根質(zhì)量濃度為1 644 mg/L）。目前，該井產(chǎn)氣量保持在12×104～15×104m3/d，產(chǎn)水量在40～50 m3/d左右。

測(cè)試期間觀察了A01H 井產(chǎn)量及水氣比變化（圖9）。

圖9 P2氣田A01H產(chǎn)量及水氣比趨勢(shì)Fig.9 A01H production and water-gas ratio trend of P2 Gas Field

由圖9 可知，主工藝系統(tǒng)2 次降低壓力后，P2氣田A01H井產(chǎn)量有一定的上升，水氣比上升也比較明顯，氣井出水增多，說(shuō)明降壓對(duì)該井排水采氣有一定的效果。

（3）降低了泵類(lèi)設(shè)備的能耗。生產(chǎn)系統(tǒng)壓力降低后，泵類(lèi)設(shè)備的背壓、電機(jī)做功及能耗有所降低。以三甘醇泵為例，測(cè)試期間，循環(huán)量等參數(shù)不變的情況下，系統(tǒng)壓力為9 000 kPa 時(shí)，三甘醇泵電流為25.24 A；系統(tǒng)壓力為8 000 kPa 時(shí)，三甘醇泵電流為23.54 A，三甘醇泵的實(shí)際功率下降。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，生產(chǎn)系統(tǒng)壓力降低1 MPa(G)，動(dòng)設(shè)備能耗降低約111 tce/a，碳排放降低約207 t/a。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

本文以南海東部深水氣田群集輸管網(wǎng)為例，利用LedaFlow 和K-Spice 軟件分別對(duì)海底管線(xiàn)運(yùn)行壓力和平臺(tái)生產(chǎn)系統(tǒng)運(yùn)行壓力進(jìn)行模擬優(yōu)化，為現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試提供理論基礎(chǔ)，經(jīng)過(guò)測(cè)試，氣田群集輸管網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化成效顯著。

（1）通過(guò)對(duì)海底管線(xiàn)1 運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化并測(cè)試，大幅降低運(yùn)行壓力，干氣壓縮機(jī)燃料氣平均消耗降低9 059 m3/d，能耗降低約3 715 tce/a，碳排放降低約7 150 t/a。

（2）通過(guò)對(duì)P 平臺(tái)運(yùn)行壓力進(jìn)行優(yōu)化并測(cè)試，有效降低了氣田群井口背壓、動(dòng)設(shè)備運(yùn)行背壓，釋放了氣井產(chǎn)能，提升高含水氣井排采效果，并有效降低設(shè)備能耗。在生產(chǎn)系統(tǒng)操作壓力降低1 MPa(G)的情況下，氣田群新增技術(shù)可采至少1.2×108m3，動(dòng)設(shè)備能耗降低約111 tce/a，碳排放降低約207 t/a。

（3）建立了一套可復(fù)制、易推廣的用于海上氣田群集輸管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化的方案，該方案通過(guò)建立模擬模型—導(dǎo)入歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行模型校正—模擬不同工況下的參數(shù)—組織現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試的方法，可使集輸管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)趨于最優(yōu)化，最大程度提高氣田群增儲(chǔ)上產(chǎn)、提質(zhì)增效、節(jié)能減碳的潛力。