苏里格气田骨架集输管网风险评估及优化

冯朋鑫，宋汉华，王 惠，茹志娟，梁博羽

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

随着苏里格气田规模化开发，按照苏里格气田开发规划[1，2]，截至2013 年底，基本完成280×108m3/a 骨架工程建设。建成并投运处理厂6 座；已建集气干线1 060 km，外输管线466 km。已经建成的管网和天然气处理厂等有效确保苏里格气田天然气生产的顺利外输。

伴随着气田产量的逐年快速攀升，为实现气量的局部调配，减小因局部管网故障对生产造成的影响，对管线进行及时的分析和优化显得非常必要。本文对苏里格气田部分集输管网进行风险评估，并提出优化改进意见，来更好保证气田的安全平稳生产和最大生产能力的发挥。

1 骨架集输系统管网建设情况

表1 苏里格气田主要集气干线情况表

1.1 苏里格气田骨架输气管网优化原则[3，4，5]

（1）满足苏里格气田气井区块输气量要求；（2）遵循管线出现故障后，将影响面降到最低原则；（3）遵循紧急情况下气量实现最大限度调配原则；（4）遵循关键控制点实现远程控制原则。

1.2 苏里格气田集输系统分析及优化

1.2.1 目前存在的问题

（1）苏里格气田骨架管网对关键点未设置控制，管线出现故障时，造成停产区块多，影响面大。

（2）截止2013 年底，苏里格气田已经建成280×108m3/a 管网骨架工程，并建成投运处理厂6 座，有效确保了气田的安全平稳生产。但管网关键控制点自动化程度低，不利于紧急情况下措施的有效发挥。

1.2.2 1-2 干线风险分析及评价

1.2.2.1 1-2 干线A 段（B-1 站至A-1 清管站） 风险：当1-2 干线A 段出现故障时，由于该段没有截断阀门，将导致A、B 区块停产。

优化：增设可以远程控制的截断阀1（见图1），增加阀1 后，仅影响B 区块生产。

图1 1-2 干线A 段优化示意图

1.2.2.2 1-2 干线B 段（A-1 清管站至1-2 清管站）风险：当1-2 干线B 段出现故障时，由于没有复线，A、B 区块只能停产。

优化：增设复线（见图2），不影响B、A 区块生产。同时将A-1 清管站、1-2 清管站截断阀门及放空阀门改为远程控制阀，以实现紧急情况下的紧急关断放空。

图2 1-2 干线B 段优化示意图

1.2.2.3 1-2 干线C 段（1-2 清管站至C-1 站） 风险：当1-2 干线C 段出现故障时，A、B 区块产气只能输往第三处理厂，可能导致第三处理厂超负荷运转，同时也可能会影响到第二、第一处理厂的外输气量。

优化：将1-2 清管站截断阀及放空阀改为远程控制阀，C-1 站截断阀及放空阀改为电动阀，以实现紧急情况下的紧急关断放空。

1.2.3 A 区块外输管线风险分析及评价 风险：（其集输概况见图3）A 区块两条外输管线在A-1 站内未设置切换流程，均为单独外输。如其中一条管线出现故障，将造成区块减产。

图3 1-2 干线集输示意图

优化：在站内设置两条外输管线的切换流程，并将A-1 清管站截断阀及放空阀门改为远程控制阀，以实现紧急情况下的紧急关断放空。

1.2.4 1-1 干线风险分析及评价 1-1 干线外输管线示意图（见图4）。

图4 1-1 干线外输管线示意图

1.2.4.1 1-1 干线A 段（C-1 站至D-1 站） 风险：当1-1 干线A 段出现故障时，C 区块天然气只能切换到1-2 干线进入第三处理厂处理，可能导致第三处理厂超负荷运转，同时影响第一、第二处理厂处理气量。

1.2.4.2 1-1 干线B 段（D-1 站至第一处理厂） 当1-1 干线B 段出现故障时，可通过1-3 干线将D 区块、0-1 区块及N 区块天然气分流至第一处理厂，剩余天然气进入第三处理厂或者第二处理厂。但当1-1 干线B段及1-3 干线同时出现故障时，则有一定的风险：D、0-1、N 的产气全部输往第三处理厂和第二处理厂，可能导致第二、第三处理厂超负荷运转，并影响第一处理厂的处理气量。

优化：在D-1 站增设调节阀（见图5），以实现天然气可控分流。同时将站内截断阀门及放空阀门改为电动球阀，便于更好操作。

图5 D-1 站增加调节阀示意图

1.2.5 1-3 干线（D 区块至第一处理厂）风险分析及评价 当1-3 干线出现故障时，天然气可通过1-1 干线B 段输往第一天然气处理厂，不影响输气。

1.2.6 1-7 干线风险分析及评价 1-7 干线外输管线示意图（见图6）。

图6 1-7 干线外输管线示意图

1.2.6.1 1-7 干线A 段（N-1 站至0-1 站） 当1-7 干线A 段出现故障时，N 区块全部停产，但不影响0-1 站输气。

1.2.6.2 1-7 干线B 段（0-1 站至D-1 站） 当1-7 干线B 段出现故障时，0-1 站来气可切换至1-7 干线复线输送至D-1 站。

1.2.7 1-6 干线风险分析及评价

1.2.7.1 1-6 干线A 段（S-1 站至S-1 清管站） 风险：当1-6 干线A 段出现故障时，将造成S 区块全部停产。优化：在1-6 干线A 段增设远程控制阀门（阀1）（见图7），S-3、S-4、S-5 集气站天然气经1-6 干线B段进入第一天然气处理厂。同时将S-1 清管站控制阀也改为远程控制阀以实现流程自动切换。

1.2.7.2 1-6 干线B 段（S-1 清管站至第一处理厂）优化：在1-6 干线B 段增设远程控制阀门（阀2）（见图8），当1-6 干线B 段出现故障时，S-1 集气站天然气经1-6 干线A 段、S-4 站进入第一天然气处理厂。

图7 1-6 干线A 段外输管线优化示意图

图8 1-6 干线B 段外输管线优化示意图

1.2.8 1-5 干线风险分析及评价 风险：当1-5 干线复线出现故障时，由于该管线无切断阀门，将造成E 区块全部停产。

优化：增设电动阀1，以确保1-5 干线与1-5 干线复线之间能切换流程（见图9）。

图9 1-5 干线外输管线优化示意图

2 结论和认识

通过对苏里格气田（主要是1-3 干线、A 区块外输管线、1-1 干线、1-3 干线、1-6 干线、1-6 干线和1-5 干线）等七条骨架输气管网存在风险分析和评价，发现目前管网存在一定的风险，需要进行必要的优化升级，同时，对部分管网提出了优化改造建议。主要认识如下：

（1）在骨架管网关键点上设置控制，对减少气田运行风险是十分必要的；（2）在骨架管网中，对建有复线的管线有必要与原管线通过控制实现流程导通；（3）在骨架管网中，各处理厂间也要通过管网联通，以实现整个气田气量匀衡灵活调配，提高气田应急处理能力。

［1］ 李安琪.苏里格气田开发论［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［2］ 吕永杰，关丹庆，田景隆，等.苏里格气田低压集气工艺模式［J］.天然气工业，2008，28（增刊B）：118-120.

［3］ 杨光，刘炜，王登海，等.苏里格气田布站模式及压力系统研究［J］.石油规划设计，2009，20（4）：26-28.

［4］ 潘红丽，杨鸿雁.气田地面集输管网系统的优化设计［J］.油气储运，2002，21（4）：14-18.

［5］ 刘神，王登海，杨光，等.苏里格气田天然气集输工艺技术的优化创新［J］.天然气工业，2007，27（4）：139-141.