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摘要：绿色能源的市场需求量逐年增加，为满足绿色能源优质供应需求，应具体落实高含硫气田科学化开采任务，促进区域经济稳健发展。高含硫气田集输环节，应优化系统增压模式，从而提高煤层气收集率，保证高含硫气田开采的安全性。本文客观分析当前高含硫气田集输系统增压阻力，然后提出优化集输系统增压模式的合理化建议。旨在为相关人员提供参考，为日后高含硫气田集输系统常态增压奠定良好基础。
关键词：高含硫气田;集输系统;增压模式;优化策略
引言：近年来，高含硫气田集输活动如火如荼得开展，对于开发人员来说，应动态预测气井压力值的变化，为集输系统增压模式调节提供依据，确保高含硫气田开采任务又好又快完成。基于此，本文分析高含硫气田集输系统增压模式优化路径，为气田稳产给与理论支持。
1.高含硫气田集输系统增压阻力
高含硫气田开采的稳定性受多种因素影响，如压力、温度、高程差、产液量等，下文针对各项因素具体分析：
1.1压力因素
压力点布设位置、增压模式是影响集输系统增压效果的关键性因素。对于工作人员来说，应动态关注高含硫气田井口压差大小的实际变化，一般来说，大油压差对应单井增压，小油压差对应单相（站）增压[1]。
1.2温度因素
总结集输系统增压经验可知，集气站间管段平均温度值可作为最佳温控值，尽最大可能保证高含硫气田集输系统内部气体流速的稳定性，避免持液率大幅度变化。温度值监测期间，依据热力学方法测得温度值，当温度值达到规定的要求，保证高含硫气田集输管道畅通性。
1.3高程差因素
这项因素对高含硫气田气体携液能力有重要影响，通过坡段细分具体了解气体携液情况，从而判断集输管线压降幅度。从深层次原因进行分析，高含硫气田所处地形影响管线高程差大小，如果管线穿越山体、河流，那么高程差相应增大。
1.4產液量因素
影响集输系统增压效果的另一重要因素，即高含硫气田气井产液量大小。集气站分水输送管线构建数量和速率，也会不同程度的影响集输系统增压模式，湿气集输情况下，极易出现集气管道积液，导致气体有效输送截面积减少，并且管道输送效率大幅降低[2]。除此之外，还会增加介质运输阻力，导致管线堵塞。
2.高含硫气田集输系统增压模式优化路径
高含硫气田开采任务量增多的同时，要想实现稳定化、高效化开采目标，应与时俱进优化集输系统增压模式，将安全因素管控工作落实到过程。增压环节，保证所增压力值的精准度，如果压力值把控不当，那么高含硫气田管道极易出现腐蚀、结垢等质量问题，进而影响高含硫气田集输系统运行效率和质量。
2.1增压方案设计环节的注意事项
增压模式改进实践应得到正确方案指导，然而方案制定阶段，应注意相关事项，确保集输系统增压活动有序开展。具体要点总结如下：
第一，干线增压环节适当控制集气站数量，一般来说，两个集气站、多个集气站最为适宜。近距离集气站增压集输气井油压差尽可能控制到最小。第二，增压点数量不宜过多，主要是因为高含硫气压缩机采购资金量多、成本高、安全性低。第三，单站增压集输系统的集气站距离较远，换言之，单区域集气站增压集输需求被全面满足。第四，干线集中增压模式具备便捷管理优势，主要是因为增压设备及配套设施数量少，并且改造项目规模较小。第五，高含硫气田增压采取不同增压开采模式，经增压集输方案的多样构建，顺利实现稳产，从中选择最优增压集输方案。第六，净化厂入口压力>7.58MPa;气体流速控制期间，以经济性指标为参照，避免气体流速过大或者过小。
2.2创新增压开采技术
随着高含硫气田开采需求的增多，应适时创新增压开采技术，在气井压力值、产量等参数的控制方面做足准备工作，尽可能降低气田开采难度，保证气田开采的稳定度，实现稳定增产。新时期下，多数气井井口压力<9.8MPa，占区域范围内总井数三分之二，约二分之一气井平均日产量<5.997×104m3。为提高增压开采技术利用率，适当组织集气站增压开采试验，在试验中优化增压开采措施，尽最大可能提高集气站工作效率，大大增加产气量。
2.3具体落实清管工作
高含硫气田集输作业有效性能否提高，这与清管经验丰富度、清管工具实用度有直接联系。要想真正优化集输系统增压模式，务必将清管工作落实到过程，将管道内障碍物及时清除，保证管道顺畅，全面提高高含硫气田集输系统的安全性和稳定性[3]。结合以往清管经验，在分析高含硫气田地势、地形特征的基础上，合理制定清管方案，为清管实践提供可行性指导，确保清管活动有序开展。清管工作定期开展，视情况增加清管频次，使集输管道处理工作达到既定标准。为保证清管工作的便捷性和高效性，研发并运用发泡沫清管器，排除积液的同时，探明管内环境，除此之外，适当缩小清管器推球压差，适当控制清管器运行速度，大大提高杂质去除效率。由于工况条件存在差异，所以要选择适宜的清管器，满足在线不停产清管需求。
2.4适当改造阀组结构
阀组改造是必然趋势，所在单位根据工况实际，适当安装阀组压缩机，从而实现逐级调压，取得煤层气高效开采、安全开采的良好效果。适当安装阀组压缩机，其中，压缩机前井口套压在0.25MPa，实现不增压输送产气到集气管网的目的。增压设备安装后，井口套压降至0.18MPa，产气能够毫无阻碍的进入管网，气井产量增加一倍。如是生产，井口套压已降至0.12 MPa，产量稳定在每天2278m3。
结论：综上所述，煤层气田开发的过程中，适当优化集输系统增压模式，以高含硫气田集输系统增压模式调节为例，既要掌握增压方案设计环节的注意事项，又要创新增压开采技术、具体落实清管工作、适当改造阀组结构。这既能提高气田开采效率，又能延长煤层气井寿命，促进高含硫气田开采活动有序开展，全面保证高含硫气田综合效益。
参考文献：
[1]陈晨.涪陵页岩气田集输系统优化研究与实践[J].河南建材，2019（05）：40-41.
[2]唐霏，彭星煜.基于RS-BP神经网络的增压站能效评价及预测[J].油气储运，2019，38（03）：314-320.
[3]邵林峰，孙晗森，陈仕林.煤层气田开采后期地面集输增压方式优化[J].能源与环保，2018，40（06）：157-161.
中石化中原油田分公司石油工程技术研究院，河南，濮阳，457000
关键词：高含硫气田;集输系统;增压模式;优化策略
引言：近年来，高含硫气田集输活动如火如荼得开展，对于开发人员来说，应动态预测气井压力值的变化，为集输系统增压模式调节提供依据，确保高含硫气田开采任务又好又快完成。基于此，本文分析高含硫气田集输系统增压模式优化路径，为气田稳产给与理论支持。
1.高含硫气田集输系统增压阻力
高含硫气田开采的稳定性受多种因素影响，如压力、温度、高程差、产液量等，下文针对各项因素具体分析：
1.1压力因素
压力点布设位置、增压模式是影响集输系统增压效果的关键性因素。对于工作人员来说，应动态关注高含硫气田井口压差大小的实际变化，一般来说，大油压差对应单井增压，小油压差对应单相（站）增压[1]。
1.2温度因素
总结集输系统增压经验可知，集气站间管段平均温度值可作为最佳温控值，尽最大可能保证高含硫气田集输系统内部气体流速的稳定性，避免持液率大幅度变化。温度值监测期间，依据热力学方法测得温度值，当温度值达到规定的要求，保证高含硫气田集输管道畅通性。
1.3高程差因素
这项因素对高含硫气田气体携液能力有重要影响，通过坡段细分具体了解气体携液情况，从而判断集输管线压降幅度。从深层次原因进行分析，高含硫气田所处地形影响管线高程差大小，如果管线穿越山体、河流，那么高程差相应增大。
1.4產液量因素
影响集输系统增压效果的另一重要因素，即高含硫气田气井产液量大小。集气站分水输送管线构建数量和速率，也会不同程度的影响集输系统增压模式，湿气集输情况下，极易出现集气管道积液，导致气体有效输送截面积减少，并且管道输送效率大幅降低[2]。除此之外，还会增加介质运输阻力，导致管线堵塞。
2.高含硫气田集输系统增压模式优化路径
高含硫气田开采任务量增多的同时，要想实现稳定化、高效化开采目标，应与时俱进优化集输系统增压模式，将安全因素管控工作落实到过程。增压环节，保证所增压力值的精准度，如果压力值把控不当，那么高含硫气田管道极易出现腐蚀、结垢等质量问题，进而影响高含硫气田集输系统运行效率和质量。
2.1增压方案设计环节的注意事项
增压模式改进实践应得到正确方案指导，然而方案制定阶段，应注意相关事项，确保集输系统增压活动有序开展。具体要点总结如下：
第一，干线增压环节适当控制集气站数量，一般来说，两个集气站、多个集气站最为适宜。近距离集气站增压集输气井油压差尽可能控制到最小。第二，增压点数量不宜过多，主要是因为高含硫气压缩机采购资金量多、成本高、安全性低。第三，单站增压集输系统的集气站距离较远，换言之，单区域集气站增压集输需求被全面满足。第四，干线集中增压模式具备便捷管理优势，主要是因为增压设备及配套设施数量少，并且改造项目规模较小。第五，高含硫气田增压采取不同增压开采模式，经增压集输方案的多样构建，顺利实现稳产，从中选择最优增压集输方案。第六，净化厂入口压力>7.58MPa;气体流速控制期间，以经济性指标为参照，避免气体流速过大或者过小。
2.2创新增压开采技术
随着高含硫气田开采需求的增多，应适时创新增压开采技术，在气井压力值、产量等参数的控制方面做足准备工作，尽可能降低气田开采难度，保证气田开采的稳定度，实现稳定增产。新时期下，多数气井井口压力<9.8MPa，占区域范围内总井数三分之二，约二分之一气井平均日产量<5.997×104m3。为提高增压开采技术利用率，适当组织集气站增压开采试验，在试验中优化增压开采措施，尽最大可能提高集气站工作效率，大大增加产气量。
2.3具体落实清管工作
高含硫气田集输作业有效性能否提高，这与清管经验丰富度、清管工具实用度有直接联系。要想真正优化集输系统增压模式，务必将清管工作落实到过程，将管道内障碍物及时清除，保证管道顺畅，全面提高高含硫气田集输系统的安全性和稳定性[3]。结合以往清管经验，在分析高含硫气田地势、地形特征的基础上，合理制定清管方案，为清管实践提供可行性指导，确保清管活动有序开展。清管工作定期开展，视情况增加清管频次，使集输管道处理工作达到既定标准。为保证清管工作的便捷性和高效性，研发并运用发泡沫清管器，排除积液的同时，探明管内环境，除此之外，适当缩小清管器推球压差，适当控制清管器运行速度，大大提高杂质去除效率。由于工况条件存在差异，所以要选择适宜的清管器，满足在线不停产清管需求。
2.4适当改造阀组结构
阀组改造是必然趋势，所在单位根据工况实际，适当安装阀组压缩机，从而实现逐级调压，取得煤层气高效开采、安全开采的良好效果。适当安装阀组压缩机，其中，压缩机前井口套压在0.25MPa，实现不增压输送产气到集气管网的目的。增压设备安装后，井口套压降至0.18MPa，产气能够毫无阻碍的进入管网，气井产量增加一倍。如是生产，井口套压已降至0.12 MPa，产量稳定在每天2278m3。
结论：综上所述，煤层气田开发的过程中，适当优化集输系统增压模式，以高含硫气田集输系统增压模式调节为例，既要掌握增压方案设计环节的注意事项，又要创新增压开采技术、具体落实清管工作、适当改造阀组结构。这既能提高气田开采效率，又能延长煤层气井寿命，促进高含硫气田开采活动有序开展，全面保证高含硫气田综合效益。
参考文献：
[1]陈晨.涪陵页岩气田集输系统优化研究与实践[J].河南建材，2019（05）：40-41.
[2]唐霏，彭星煜.基于RS-BP神经网络的增压站能效评价及预测[J].油气储运，2019，38（03）：314-320.
[3]邵林峰，孙晗森，陈仕林.煤层气田开采后期地面集输增压方式优化[J].能源与环保，2018，40（06）：157-161.
中石化中原油田分公司石油工程技术研究院，河南，濮阳，457000