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冷湖油田管理处提高管输能力途径的探讨 摘　要：准确了解输气管道工况的瞬时变化情况，有助于输气管道调度管理部门调控和优化输气管道运行方案，及时采取应急措施，保障输气管道的安全运营。为此，本论文以南八仙输气管线的输气生产为基础，通过产能提高前后输气能力及压力的对比，探讨如何通过生产调度管理，在管道达到或者接近管输能力的情况下，提高输气量的途径。 关键词：天然气　产能建设　输送能力 一、输气管道概况 涩仙敦输气管道于1998年建成并正式投产运行，全长346公里，设计压力6.4mpa。仙花输气管道由仙翼段、南花段两部分组成，仙翼段于2001年建成并正式投产运行，全长256.37公里，设计压力6.4mpa，设计输量为2×108nm3/a。南花段于1996年建成并正式投产运行，全线长104公里，设计压力4.5mpa，设计输量40-60×104nm3/d。线路所经地段为高原干旱荒漠，主要为盐碱地，全线自然交通条件差，沿线地貌形态大致为盐湖平原、湖积冲积平原。 二、影响输气能力的影响因素 1.压力分布 由于天然气的可压缩性，压力直接影响工况下的气体体积，而压力分布是由输入压力、输出气量和管道输送中的能量损失等诸多因素决定的，合理的压力分布，对提高输气能力起着重要作用。 2.管道摩阻 管道磨阻是直接造成能量损失的因素。天然气在输送过程中，其压力能的消耗主要是起终点高差影响输气管道的输送能力，并且沿线地形起伏也会影响输气能力。这是由于气体在管道沿线的压力变化，引起气体密度发生变化，故消耗于克服上坡管段的能量损失不能被下坡管段中气体所获得的位能补偿所致。 3.高差 高差也是影响管道输送能力的因素之一，虽然相比液体输送高差的影响要小的多，但也是不容忽视的。 三、 输气规模 自南八仙联合站投产以来，年生产天然气保持在1.2×108m3以上，2012年南八仙油气田天然气快速上产，半年产量已接近2011年年产水平。目前南八仙油气田气井开井40口，日产气70.46×104m3左右；年累计产气量1.4349×108m3。 1.气源概况 1.1马仙区块 根据青海油田公司的天然气勘探开发总体规划，至2014年南八仙、马北地区的天然气产量将达到10×108nm3/a。其中马北地区2012年将新建天然气产能2.5×108nm3/a，天然气产量为0.7×108nm3，同时周边气区逐步勘探开发，2012年～2014年马北地区天然气将新建产能5×108nm3。 1.2 东坪区块 2011年，青海油田实施钻探第一口探井(东坪1井)获得重要突破，深层日产气11万方。2012年相继部署了8口气井。预计2012年年底东坪区块天然气产量将达到2.4×108nm3/a。 2.管线运行情况 一般情况下南八仙外输压力应控制在3.8～4.2mpa之间，而随着天然气产能的提高，目前南八仙外输压力已经达到4.5mpa。而涩北五号站的压力主要由涩宁兰管线的压力决定。 下游用气量是随时间变化的，今年在下游用气量逐渐减少的情况下，为了解决剩余的天然气，提出了将南八仙气田多余的天然气反输往涩北。在天然气反输过程中，由于涩北五号站压力与南八仙外输相当，以至于南八仙油气田一部分气井压力过低未能正常进站生产。为了保障管道的安全运行，必须采取一定的措施，降低外输压力到设计运行压力以下来提高外输量。 3.存在的问题 目前南八仙的天然气主要由仙翼管线和仙敦管线输往花土沟和敦煌地区。随着天气的转暖下游用气量减少，南八仙气田将多余的天然气反输到涩北。下一步花土沟地区将由英东油气田供气，马仙地区的天然气除用于保证敦煌地区的供气外，多余的天然气输往涩北。而敦煌地区的年用气量在1×10nm3/a左右，涩-仙-敦输气管道设计输气能力为3×108nm3/a，无法满足南八仙地区往涩北的输气要求。并且随着马北和东坪地区的开发，坪一输气管线和马仙输气管线目前也正在建设中，这两条管线投产后，东坪地区的天然气将通过坪一管线反输往涩北，马北地区的天然气将输送到南八仙清管站汇总反输往涩北。 根据上述的输气规模，对输气管道的调整有方案一、方案二共两种方案。 方案一：利用已建输气管线，提高起输压力 南八仙油气田由于地层能量下降，一部分气井未能进站正常生产，而且高压气井外输量每天只有20万方。为了提高南八仙首站外输压力和外输量，本论文提出更换压缩机设备。随着南八仙油气田的开采，地层能量将会逐渐下降，以后马仙地区还主要以中压气和伴生气为主，但是外输压力降低，势必影响马仙地区的产气量。在这里主要提出新进压缩机设备并对南八仙流程进行改造。 方案二：新建一条输气管道复线，增加输气量 目前涩仙敦管线设计压力为6.4mpa，设计输气量为3×10nm3/a。在年底马仙区块和东坪区块的天然气产量将达到12.4×10nm3/a。为了增加天然气外输量且输气管线安全平稳