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随着开发年限的增长,新场气田气井压力下降较快,部分气井压力已接近管网输送压力,现有集输系统压力级制不再适用,原有天然气脱水工艺效果变差,影响了外输天然气质量。因此,增压开采是保证气田稳产的重要措施。目前,一期增压方案已完成了袁家增压站的建设投产。但随着井口压力继续降低,袁家增压站的增压工艺、规模和天然气脱水工艺将不再适用。本次研究通过对气田现有集输工艺和地面管网现状进行调查,分析了气田开发及地面工艺所面临的主要问题,在国内外同类气田后期增压工艺调研结果的基础上,获得了如下研究成果：(1)对袁家井区进行增压开采拟采用井区整体增压开采较为适宜,采用整体增压开采共有57口气井分步进入增压开采。(2)通过增压集输,气井废弃压力可由6.28MPa下降为5.02MPa,气田增加可采储量1.438×108m3,单井可增加采储量252.29×104m3,井区采收率可提高6.68个百分点。(3)井区目前一级增压气井日产量接近14.75×104m3；二级增压气井日产量接近19.07×104m3,三级增压量为前者之和。增压站设置配气规模为20×104m3/d的往复式天然气压缩机组共2台,15×104m3/d的往复式天然气压缩机组1台,2用1备,利用已建压缩机能满足三级压缩需求,且有一定预留,后期可保证一用一备。(4)根据外输气质实际要求,站内脱水露点降约为45℃,本文采用三甘醇法脱水法,在站内设置两台TEG脱水撬,处理规模分别为80×104m3/d和50×104m3/d。(5)该方案税后财务内部收益率为12.32%,税后投资回收期为5.56年,税后财务净现值为66万元,税前财务内部收益率为16.71%,税前投资回收期为4.76年,税前财务净现值为958万元,各项指标均能满足行业基准要求。(6)通过对增压开采方案的分析,可以看出扩建增加站对袁家区块的持续、稳定生产是必要的,工艺上和经济上是可行的。