吴春升 孙浩然 王子辉 刘松群 屈丽彬 蒲攀 刘震
1中国石油天然气股份有限公司山西煤层气勘探开发分公司
2中国石油大学（北京）机械与储运工程学院
华北油田山西煤层气地面集输系统历经10 余年开发运行，煤层气单井产量已经逐渐趋于平稳。随着集输管道气体压力的降低，集气站内压缩机的生产运行工况严重偏离原系统设计压力，导致出现实际运行效率低、能耗高的问题[1]。目前，压缩机节能降耗相关研究主要集中在优化控制运行、并联运行的多台压缩机负荷分配与输气管路匹配等方面。为保证压缩机高效平稳运行，刘志新[2]提出了一种应用于干气提纯装置中往复式压缩机的气量调节控制方案。段志刚等[3]以中亚管道压气站为对象，提出了一种分布式能源系统的优化方案，对压缩机的开启方案进行优化设计。李冠男[4]在气缸温度、冷却器性能、气体质量、气缸间隙和维护保养五个方面开展节能降耗技术的研究与探索。煤层气负压集输由负压采气和煤层气井排水减压结合发展而来，在促进煤层气解析的同时还能增大渗流生产的压差，可提高煤层气的产量[5]。高宇等[6]以成庄合作区块为研究对象，对煤层气开采后期的气井提出了负压排采的建议。近年来，为降低所属区块的煤层气井口背压，以维持单井产气量，各集气站普遍维持原有压缩机开启的数量或规模，造成煤层气集输系统能耗成本和煤层气产量的持续矛盾。在国家“双碳”战略和中石油打造提质增效升级版大背景下，如何在保持煤层气稳产增产的前提下，尽量降低单位煤层气产量对应的能量消耗[7]，尤其是提高能耗占比最高的压缩机组能效，成为亟需解决的技术问题。为此，通过压缩机运行现状调研，提出了基于历史运行数据的压缩机能效提升方式，结合负压集输的思路开展了阀组-集气站两级增压设计的可行性分析，为集气站压缩机节能降耗和集输模式改进提供参考。
煤层气田地面集输系统采用井口-阀组-集气站-处理中心的四级集输方式[8]。多个井口产出的煤层气汇至某座阀组，而多座阀组的气体汇总到距离相近的一座集气站，多个集输站增压处理后汇总至处理中心，进一步增压和净化后，外输至下游用户。阀组一般不设置增压设备，集气站一般设有多台往复活塞式压缩机和螺杆式压缩机，对工艺气体从低于0.2 MPa增压至约1.0 MPa。
华北油田山西煤层气地面集输系统主要涉及樊庄和郑庄两个区块，共设有十余座集气站。综合考虑到运行数据采集的完整性、能耗数据的可靠性，选取了樊三集气站和郑二集气站作为调研对象，开展压缩机运行情况数据采集与整理分析。现场采集了2022 年1 月至6 月集气站内压缩机运行每日报表、设备运转记录和维护保养记录等数据，并现场测试得到特定工况下的往复式压缩机一级和二级进口温度。两座集气站涉及的压缩机型号及设计参数如表1所示。
表1 两座集气站设置的压缩机型号及设计参数Tab.1 Models and design parameters of compressors set in two gas gathering stations
通过现场调研发现，在集气站面临单井产气量低、进站压力下降的工况下，各站普遍采用开启多台压缩机的方式来稳定产量，即为了降低单台压缩机的进口压力、增大管道压差，实现负压集输，但这种方式会使得压缩机更加偏离设计工况运行、电耗增加。由于缺乏较成体系的技术方案，各集气站很容易陷入追求产量而多开压缩机的误区。
集气站在运行中最关心的两个参数是进站压力和外输量。进站压力与区块产气量直接关联，进站压力降低将导致压缩机进口压力下降，甚至触发阈值警报。外输量直接反应集气站所属区块的煤层气产量，关乎企业经济利益。当前各集气站压缩机的运行工况已明显偏离设定工况，在进站压力和外输气量均难以在短期内提高的情况下，较低成本的提升集气站能效方式是通过收集、分析集气站的历史运行数据，寻找集气站在不同进气压力和外输量下对应的电耗最低值，并将对应时间段的压缩机气量分配和运行策略作为指导集气站后续压缩机运行的参考。分别以郑二、樊三站的单台DTY1000 型往复式压缩机运行，以及樊三站的DTY1000 型与LGN40型往复机和螺杆机并联运行为例，从进气压力和外输气量两方面对压缩机的实际运行特性进行分析。
2.1 单台往复式压缩机运行特性
采集郑二集气站2022年1月至5月每日的历史数据点132个，绘制DTY1000型压缩机组效率与进气压力和外输气量的关系曲线（图1）。由关系曲线发现，每日进气压力和压缩机进气量均在一定范围内波动，但进气压力与效率之间没有明显的规律性，而外输量与效率之间在忽略极少数离散点后存在一定的线性关系，可认为外输量是制约压缩机做功和效率的关键参数。
图1 单台DTY1000型压缩机的进气压力、外输量与效率的关系Fig.1 Relationship among inlet pressure，gas transmission rate and efficiency of a single DTY1000 compressor
在采集郑二集气站的数据基础上，又采集了樊三集气站2022年5月至6月运行单台DTY1000型压缩机的历史数据点58 个，得到其电耗与进气压力和外输量的对应关系（图2）。进气压力与电耗的散点在图中分成两部分，虚线上方的电耗随着进气压力的增加而呈现上升趋势；
而下方的数据则表现为堆叠分布，设备运转记录说明，此时压缩机开启了余隙容积调节装置，由此调节了压缩机实际进气量和对应功率。相比于进气压力，外输气量与电耗之间存在三次多项式函数关系，更便于压缩机能效分析。
图2 单台DTY1000型压缩机的进气压力、外输气量与电耗的关系Fig.2 Relationship among inlet pressure，gas transmission rate and power consumption of a single DTY1000 compressor
2.2 往复式压缩机与螺杆式压缩机并联运行特性
由单台DTY1000型压缩机的运行特性可知，外输量与电耗之间具备明显的多项式函数关系。对樊三站、郑二站的单台DTY1000 型压缩机，樊三站DTY1000型往复式压缩机与LGN40型螺杆式压缩机并联运行数据进行分析，得到的数据如图3所示。
由图3可知，不同的外输量下电耗具有明显不同的区间分布，其中两种数据点重合区域对集气站内压缩机分配具有指导意义。为确定最优外输量区间，将图3 中的数据散点进行多项式拟合，得到DTY1000 与DTY1000+LGN40 组合的外输量-电耗拟合曲线，分别满足三次和二次多项式关系。将DTY1000+LGN40 组合拟合曲线进行扩展，在图3的右上方得到与DTY1000 拟合曲线的一个交点，根据两条曲线的方程关系式，可以得到DTY1000+LGN40 组合的节能区间的外输量在114 000～153 000 m3/d 之间。当集气站的外输量在此区间范围内，开启DTY1000+LGN40 组合要比运行单台DTY1000往复机的电耗更低。
图3 单台DTY1000型压缩机、DTY1000型+LGN40型压缩机并联运行得到的外输量-电耗关系曲线Fig.3 Relationship curve of gas transmission rate and power consumption obtained by single DTY1000 compressor and parallel operation of DTY1000+LGN40 compressors
2.3 集气站压缩机运行策略
2022 年3 月上旬，郑二集气站的外输气量在12×104～15×104m3/d 范围内波动，在该处理气量范围内单独运行DTY1000 与开启DTY1000+LGN40组合的具体电耗对比如表2所示。相较于历史数据中单台DTY1000 压缩机的运行方式，在一定外输气量范围内，采用DTY1000+LGN40 压缩机组合方式可节电约3%～18%，平均每天节约电耗1 754 kWh。
表2 郑二集气站不同压缩机组合的电耗对比Tab.2 Comparison of power consumption of different compressor combinations in Zheng-2 Gas Gathering Station
上述分析说明，历史运行数据的挖掘分析以确定压缩机的运行策略，适用于当前站场压缩机气量分配，也可为后续新建集气站的压缩机组选型提供参考。然而，压缩机组的实际运行工况仍然偏离设计工况，压缩机能耗大、维护保养成本高的问题并未从根本上解决。此外，随着煤层气持续开采，现有集气站所属区块已进入产能平稳期乃至后期，煤层气井口压力降低、产气量下降的现状与煤层气集输系统降本增效的矛盾也将日益突出。
3.1 两级增压方式设计思路
为有效解决上述问题，提出了在阀组处布置增压设备的阀组-集气站两级增压集输模式。在阀组设置增压设备，可显著提升阀组至集气站管段的煤层气压力，不仅降低了阀组至集气站管线的沿程阻力损失，并且使集气站压缩机的实际进气压力更接近设计工况，进而提高压缩机效率。此外，阀组处增压设备可及时引出煤层气井口的气体，通过降低井口背压增加或稳定煤层气井的产量。两级增压集输模式虽然会因为投入增压设备而增加采购成本和阀组能耗，但可以实现站内压缩机组在设计条件下运行，降低站内压缩机的电耗成本，以及降低阀组至集气站管线的沿程阻力损失。在合理设计压比的前提下，可降低集输系统整体能耗，进而缓解煤层气产气量与集输系统能耗的矛盾。
3.2 两级增压方式可行性分析
郑二集气站的进站汇管共连接ZF02-04、ZF02-05、ZF02-06、ZF02-10 和1#大井组等5 条供气管线。下面以郑二集气站ZF02-04阀组管线为例进行两级增压模式的可行性分析，其管线模型如图4所示，管线参数如表3所示。
图4 郑二集气站ZF02-04阀组管线模型Fig.4 Pipeline model of ZF02-04 valve group in Zheng-2 Gas Gathering Station
表3 郑二集气站ZF02-04阀组管线参数Tab.3 Pipeline parameters of ZF02-04 valve group in Zheng-2 Gas Gathering Station
采用流程模拟软件对图4中的阀组管线进行建模[9]，并输入表3 中的数据，分别对常规集输模式和阀组两级增压集输模式进行对比分析。模拟过程的参数设置如下：环境温度为25 ℃，单井至阀组距离为5 km，管道传热系数为45 W/(m2·K)，管壁粗糙度为4.572×10-5m。对于常规集输模式，集气站进站压力是0.01 MPa，阀组至集气站的管道压降为0.019 MPa；
阀组-集气站两级增压模式中，阀组增压至0.05 MPa，集气站进站压力是0.036 MPa，阀组至集气站管线压降是0.014 MPa。
两种模式每小时电耗模拟计算结果如下：常规集输模式下DTY1000压缩机耗电174 kWh，而两级增压集输模式下DTY1000压缩机耗电145 kWh、阀组增压装置耗电15 kWh。对比发现，郑二集气站ZF02-04 阀组每小时将节省电耗14 kWh 左右。基于该数据对郑二集气站的阀组数量、输气量和压力进行换算，采用两级增压模式时，该站每小时节电约为35kWh，一年将节省电耗约3.07×105kWh。
压缩机的进气温度是决定机组工作状态的重要参数，温度改变将引起多变指数发生变化，进而影响压缩机的性能参数[10]。采用两级增压集输模式，阀组增压设备出口的高温气体会通过管壁换热散失到环境当中，两种集输模式的集气站进站温度一致，能够相对降低集气站压缩机组的能耗。此外，阀组增压装置具有对煤层气的升温作用，可改善煤层气在集输管道内的水分凝析以及由此造成的冬季结冰问题。
（1）在当前单井产气量下降、压缩机运行偏离设计工况的背景下，集气站不宜采用多开压缩机来稳定产量，需结合集气站所属区块产气量和不同压缩机设计处理气量，实施更为合理的负荷分配方案。
（2）基于历史数据获得了单台往复式压缩机以及往复式压缩机与螺杆式压缩机并联的特性曲线，得出了基于外输气量确定最优节能区间的实施方案，案例分析证明其节能效果明显，可基于此制定集气站的压缩机组启停和负荷分配方案。
（3）提出了阀组-集气站两级增压集输模式，通过集气站案例分析，验证了该集输模式在提高集输系统压缩机能效的同时，可降低集输管线的阻力损失和游离水沉积风险。
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