研究区域油田属于中低渗岩性圈闭油气藏。自2003年开始进行开发先导试验以来，随着油田开采的不断深入，油井压力和产能逐渐降低。为了充分发挥油井产能，满足油田开发需要，需要进行增压开采。增压开采后集输管网系统能否满足现场生产需求需要进行进一步运行评价。
1 管网运行评价指标
为评价集输管网的适应性，需选择合适的评价指标，由于影响因素较多，为方便指标的建立，将管网分为站场和管段两大类， 结合油田管道运行现状，从而形成适合于油田管网的管道运行能效评价指标体系。
表1 集输管网分析指标
根据实际情况，针对油田集输管网的适用性分析，主要有以下特点：
（1）假定油田管网为等温输油管道，因此不考虑温度指标；（2）采用仿真模拟，假定管网输送过程中不存在损耗，因此不考虑管线损输比和站内压降；（3）主要目的是对管网适用性进行分析，因此不考虑人员生活能耗；（4）未实施增压，无法测得增压后压缩机的实际能耗等数据，因此不考虑压缩机效率、站场运行效率。因此，增压后集输管网选择的运行能效评价指标为：单位长度压降、干线压降、集油站出站压力、集输油能力。
2 增压集输管网系统运行评价
（1）单位长度压降
以管线单位长度压降作为评价指标，计算集输管网各段的单位长度压力降， 管网中大部分管线单位长度压降值较小，低于0.03MPa/km，单位长度压降平均值为0.011 MPa/km。表明目前集输管网运行状况良好。但存在10条管线存在较大单位长度压降值，这类管线在管网运行中易形成“瓶颈效应”，增大集油站出站压力，严重时将影响管网的整体运行状况。对可能存在问题的管段的粗糙度和输油效率进行了模拟，结果显示10条可能存在问题的管段具有较大粗糙度值，该数值大小远超过运行管道的正常值，且输油效率较低。分析原因该10条管段存在积液、瓶颈等问题，需要进行清管及铺设副管，降低管线单位长度压降，提高输油效率。
（2）干线压降
采用增压前集输管网模型，模拟得到管网的干线压降及输油量，结果如表3所示。
表2 干线压降及输油量模拟计算结果
从中可以看出，现有集输管网Y1线和Y3线输量较大，Y2线输量相对较小。Y3线压降最小，而Y2线由于管线中存在积液导致压降较大。根据油田生产规划，油田增压后管线运行压力降低、输量增加，导致压降增加，因此增压后各干线的压降将进一步增大。
(3) 集油站出站压力
为分析集输管网各集油站的出站压力情况，对生产数据进行模拟计算，设置压缩机进口压力为2.2MPa，得到Y1线集油站最大出站压力为3.30MPa，Y3线集油站最大出站压力为3.10MPa，而Y2线最大集油站出站压力为3.70MPa，均满足管网承压要求，管网整体集油站出站压力相对较低。
(4) 管网集输油能力
分析增压前集输管网的最大集输能力。通过调研日报数据，增压站进站压力为2.5~4.0MPa范围之内，选择集油站输量为基础，以增压站进站压力2.2MPa为约束条件，通过调整各干线集油站产量来模拟管网的最大输油能力。根据生产数据，等比例调整干线各集油站输量，使干线上集油站出站压力均低于3.5MPa，模拟管线输油能力，调整前后集油站输油量和出站压力均满足生产要求。
3 结论
（1）确定了管网系统运行适用性评价指标为：单位长度压降、干线压降、集油站出站压力和管网输油能力。（2）通过管网适应性评价，初步得出增压后的集输管网系统总体上可以满足现场生产需求，但部分管段单位长度压降较大，需要进行敷设副管、清管作业等措施来优化。
参考文献：
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[2] 张宁宁,李清方,郑峰,王传磊,唐建峰. 油气田管网系统仿真模拟及优化[J]. 油气储运,2014,03:264-268.
