杭錦旗氣田集輸工藝優(yōu)化研究

陳從磊， 李長河

(中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

杭錦旗氣田集輸工藝優(yōu)化研究

陳從磊， 李長河

(中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

針對杭錦旗氣田的特點及開發(fā)中存在的難題，利用OLGA軟件建立了集輸工藝計算模型，進(jìn)行了集輸工藝優(yōu)化研究。模型計算結(jié)果與實際運行參數(shù)相對誤差在3%以內(nèi)，能夠較準(zhǔn)確地模擬集輸管網(wǎng)的實際運行情況。在此基礎(chǔ)上，進(jìn)行了高低壓集輸工藝下水合物生成情況，帶液與分液工況下的集輸距離的模擬計算。結(jié)果表明，井下節(jié)流、井口不加熱、不注醇的低壓帶液集輸工藝能較好地適應(yīng)杭錦旗氣田滾動開發(fā)的需要，可有效解決復(fù)雜地貌條件下，管道低點積液、管道水合物堵塞以及高壓集氣工藝前期高產(chǎn)液情況下天然氣脫水效果差等問題。單井進(jìn)站集輸距離控制在6.5 km(DN80)，兩井串接進(jìn)站集輸距離7 km(DN80-DN100)，三井串接進(jìn)站集輸距離4 km(DN80- DN80-DN100)。

水合物； OLGA； 低壓集輸工藝； 高壓集輸工藝； 集輸距離

杭錦旗氣田屬于高寒、低產(chǎn)、低溫、含水的低品位氣田，氣藏平均孔隙度為11.8%，滲透率為1.25 mD，屬于低孔低滲儲集巖。井口初期壓力在10～15 MPa，壓力遞減較快，平均壓降速率0.022 2 MPa/d。井口溫度冬季約4～7 ℃，夏季約13～16 ℃。且地處沙漠丘陵地區(qū)，地勢起伏頻繁，高差大，局部高差達(dá)100 m。目前，在氣田開發(fā)中采用了高壓集氣和低壓集氣的工藝。高壓集氣采用“單井進(jìn)站、加熱節(jié)流、輪換計量、低溫脫水、二級分離、復(fù)溫外輸、注醇防堵”工藝，其特點為注醇防堵，利用地層能量，節(jié)流制冷脫水等[1]。但高壓集氣在中后期會向“中低壓集氣、停醇采氣、降壓開采、增壓外輸、二級脫水”工藝轉(zhuǎn)變。針對壓力遞減快的杭錦旗氣田，高壓集輸生產(chǎn)周期較短。低壓集氣工藝采用“井下節(jié)流、帶液計量、串聯(lián)進(jìn)站、常溫分離、二級增壓、集中脫水、降壓防堵”工藝，其特點為降壓防堵、增壓外輸、二次脫水[2-4]。但采用井下節(jié)流對個別產(chǎn)液量大的井?dāng)y液能力較差，冬季生產(chǎn)易凍堵、積液，需采取相應(yīng)的生產(chǎn)措施[5-7]。

此外，在杭錦旗氣田開發(fā)過程中，還面臨一些亟待解決的問題。一是地面工程規(guī)劃部署對滾動開發(fā)模式的適應(yīng)性差。氣田采用甜點滾動開發(fā)政策，具有井位分批實施、部署動態(tài)調(diào)整、實際井網(wǎng)不規(guī)則等特點。由于保產(chǎn)需要，地面建設(shè)周期短、時間緊，大站集氣模式無法有效兼顧全部投產(chǎn)氣井，導(dǎo)致部分氣井集輸半徑過長，氣液混輸距離長、沿程摩阻大、井口回壓高，維持生產(chǎn)困難；二是復(fù)雜地貌環(huán)境下氣液混輸困難。氣田所處地形地貌復(fù)雜、溝壑較多、地形起伏大，高程差甚至達(dá)到100 m左右。較長的集氣距離導(dǎo)致采氣管線多次翻越溝壑，管道內(nèi)液體在低洼處積聚，嚴(yán)重時將形成液塞，導(dǎo)致液堵；三是水平井高產(chǎn)液影響集輸設(shè)施的脫水效果。水平井規(guī)模化分段壓裂為主的開發(fā)技術(shù)政策，使得單井加砂、加液量大，氣井前期生產(chǎn)返排液量大，使得高壓集氣工藝前期高產(chǎn)液情況下天然氣脫水效果較差，大量游離水進(jìn)入管道。

本文利用行業(yè)權(quán)威的油氣混輸管流瞬態(tài)模擬軟件OLGA[8]建立了集輸工藝的管網(wǎng)計算模型，并在工藝模擬計算的基礎(chǔ)上，通過優(yōu)化集輸工藝，簡化流程，減少投資和運行成本，優(yōu)選了杭錦旗氣田集輸工藝方案和站場布局方案，為杭錦旗氣田的高效經(jīng)濟開發(fā)提供參考依據(jù)。

1 模型建立及驗證

1.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

對前期探井、評價井和試采井的氣田組分進(jìn)行儲量加權(quán)平均，結(jié)果見表1。對選取的氣井進(jìn)行模擬計算的相關(guān)參數(shù)見表2。

表1 氣體組分Table 1 Composition of the gas field %

表2 模擬計算邊界條件Table 2 Boundary conditions of the simulation

1.2 模型建立及驗證

根據(jù)杭錦旗氣田開發(fā)方案及相關(guān)基礎(chǔ)參數(shù)，利用OLGA軟件完成了管網(wǎng)計算模型的建立，見圖1。計算模型的初始條件為起點流量、溫度和末端壓力，對起點壓力、末端流量進(jìn)行計算。OLGA 為瞬態(tài)多相流模擬軟件，在軟件模型建立過程中，為保證計算結(jié)果的準(zhǔn)確性采取的措施有：

(1) 建立的計算模型嚴(yán)格按照管道的實際情況(沿程高差、管徑、保溫、管壁粗糙度等)。此外，軟件計算所需的其他相關(guān)數(shù)據(jù)，也嚴(yán)格按照實際進(jìn)行輸入。

圖1 管網(wǎng)計算模型

Fig.1 Calculation model of pipeline network

(2) 計算初始數(shù)據(jù)(起點流量、溫度、末端壓力)。選取連續(xù)5天運行穩(wěn)定工況下的實際運行數(shù)據(jù)，避免不穩(wěn)定工況下異常數(shù)據(jù)對結(jié)果的干擾。

為驗證模擬計算的準(zhǔn)確性，從生產(chǎn)報表中任意選取1#和2#氣井，并利用建立的計算模型對這兩個井連續(xù)穩(wěn)定運行狀態(tài)下任意2天的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行模擬計算。管網(wǎng)模型模擬計算結(jié)果與實際運行參數(shù)的對比見表3。

表3 模擬結(jié)果與實際運行數(shù)據(jù)對比Table 3 Comparison of simulation results and actual operating data

注：實際產(chǎn)液量為管道末端一天的進(jìn)站液量，m3/d。

結(jié)果表明，入口壓力模擬值與實際值最大相對誤差1.43%，溫度最大相對誤差3%，產(chǎn)液量最大相對誤差1.32%，計算模型模擬結(jié)果與現(xiàn)場生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)能較好地吻合。因此，該管網(wǎng)模型能夠較準(zhǔn)確地模擬計算天然氣在實際管網(wǎng)中的運行情況[9]。

2 集輸工藝優(yōu)化

在驗證了模型準(zhǔn)確性的基礎(chǔ)上，分別開展了高低壓集輸、帶液集輸與分液集輸工藝的模擬計算，根據(jù)模擬計算的結(jié)果進(jìn)行了集輸工藝的優(yōu)化，確定了最適合杭錦旗氣田的集輸工藝方案。

2.1 高低壓集輸工藝對比

針對低壓集輸工藝，選取圖1中紅色標(biāo)注管道(距離最長)，在冬季地溫2 ℃運行條件最差的工況情況下，通過提高井口壓力，利用模型對管網(wǎng)內(nèi)水合物生成情況進(jìn)行了模擬計算，結(jié)果見表4。

水合物生成模擬計算結(jié)果表明，當(dāng)井口壓力高于2.18 MPa時，氣體在集輸管網(wǎng)內(nèi)將有水合物生成。當(dāng)井口壓力升高至6.17 MPa時，管道起點就有水合物生成。

杭錦旗氣田開發(fā)初期氣井壓力15 MPa，采用高壓集氣將生成水合物，需要注入甲醇來抑制其生成。而所注甲醇為劇毒物質(zhì)，生產(chǎn)安全措施要求較高，危害程度較高，且含醇污水處理流程復(fù)雜、投資高、運行費用高[10]。

此外，杭錦旗氣田壓力遞減速率約0.02 MPa/d，600天左右氣井壓力將降到3 MPa左右，高壓集輸生產(chǎn)周期短，短時期內(nèi)即需建設(shè)低壓生產(chǎn)系統(tǒng)，導(dǎo)致高壓集輸適應(yīng)性較差。

因此，綜合考慮技術(shù)、經(jīng)濟及安全等多方面因素，推薦采用低壓集輸工藝。同時，為避免管道內(nèi)水合物生成，建議井口壓力控制在2.18 MPa以下。

表4 不同井口壓力下管網(wǎng)內(nèi)水合物生成情況Table 4 The amount of hydrate formation in pipeline at different wellhead pressure

2.2 帶液集輸與分液集輸

2.2.1 集輸距離計算 在確定采用井下節(jié)流的低壓集輸工藝后，分別對在單井進(jìn)站、兩井串接進(jìn)站和三井串接進(jìn)站條件下，對帶液集輸和井口分液集輸?shù)募斁嚯x(在確定首端壓力、輸量、溫度的情況下，管道末端達(dá)到進(jìn)站最低壓力所能輸送的最遠(yuǎn)距離)和積液量(整個管道內(nèi)積存的液體的體積，m3)進(jìn)行了模擬計算，結(jié)果見表5—7[11]。

表5 不同管徑下單井進(jìn)站的集輸距離Table 5 Gathering distance of single well at different diameters

表6 兩井串接進(jìn)站的集輸距離Table 6 Gathering distance of two wells at different diameters

表7 三井串接進(jìn)站的集輸距離Table 7 Gathering distance of three wells at different diameters

從表5—7中可以看出，在相同管徑下，帶液集輸距離低于分液集輸距離；帶液集輸條件下，管徑增大，集輸距離增加，管道內(nèi)積液量增加。綜合實際氣田開發(fā)方案，推薦在帶液集輸條件下，單井、兩井串接和三井串接進(jìn)站的集輸距離分別為6.5 km(DN80)、7 km(DN80-DN100)、4 km(DN80- DN80-DN100)；在分液集輸條件下，單井、兩井串接和三井串接進(jìn)站的集輸距離分別為8 km(DN80)、8.5 km(DN80-DN100)、4.5 km(DN80-DN80-DN100)。

2.2.2 集輸站場布置 根據(jù)實際開發(fā)方案確定的58口氣井的方位坐標(biāo)以及地形地貌條件，結(jié)合帶液集輸與井口分液集輸?shù)哪M計算結(jié)果，對地面集輸站場進(jìn)行了布置，結(jié)果見表8。

從表8中可以看出，帶液集輸條件下，需設(shè)置5座站場，單站最大管轄井?dāng)?shù)為15口。分液集輸條件下，需設(shè)置3座站場，單站最大管轄井?dāng)?shù)為21口。2.2.3 主要設(shè)施及投資 帶液集輸與分液集輸條件下，集氣站的主要設(shè)施及投資見表9。

表8 站場布置Table 8 Number of stations while transported with or without water

帶液集輸和分液集輸條件下的總投資和單位產(chǎn)能投資計算結(jié)果表明,帶液集輸方案比分液集輸方案的投資節(jié)省約660萬元；帶液集輸單位產(chǎn)能投資比分液集輸方案的投資節(jié)省10.1 元/m3。井場分液集輸時需要在各個井場建設(shè)分離器、凝液罐、裝車泵等設(shè)施，設(shè)備分布區(qū)域廣，不利于管理，且各個井場的凝液需要定期用罐車?yán)\，不但拉運費用高，而且還存在環(huán)境污染風(fēng)險。

表9 帶液集輸與分液集輸主要設(shè)施及投資Table 9 Main facilities and investment

因此，推薦采用井下節(jié)流、井口不加熱、不注醇的低壓帶液集輸工藝。該工藝不僅能較好地適應(yīng)氣田滾動開發(fā)的需要，同時還可有效解決在復(fù)雜地貌條件下，管道低點積液(4 km集輸管道最大積液量1.3 m3)、管道水合物堵塞以及高壓集氣工藝前期高產(chǎn)液情況下天然氣脫水效果差等問題。

3 結(jié)論

針對杭錦旗氣田的具體特點及集輸工藝存在的問題，利用OLGA軟件建立管網(wǎng)集輸模型，對高低壓集輸工藝、帶液集輸與分液集輸進(jìn)行了模擬計算，得出以下結(jié)論：

(1) 入口壓力模擬值與運行值最大相對誤差1.43%，溫度最大相對誤差3%，產(chǎn)液量最大相對誤差1.32%。計算模型模擬結(jié)果與現(xiàn)場生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)能較好地吻合，能夠較準(zhǔn)確的模擬計算實際管網(wǎng)的運行情況。

(2) 推薦采用井下節(jié)流、井口不加熱、不注醇的低壓帶液集輸工藝。該工藝不僅能較好地適應(yīng)氣田滾動開發(fā)的需要，同時還可有效解決在復(fù)雜地貌條件下，管道低點積液、管道水合物堵塞以及高壓集氣工藝前期高產(chǎn)液情況下天然氣脫水效果差等問題。

(3) 單井進(jìn)站集輸距離控制在6.5 km(DN80)，兩井串接進(jìn)站集輸距離7 km(DN80-DN100)，三井串接進(jìn)站集輸距離4 km(DN80-DN80-DN100)。

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(編輯 王戩麗)

Optimization Study on Gathering Process of Hangjinqi Gas Field

Chen Conglei， Li Changhe

(PetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China)

According to the characteristics of Hangjinqi Gas Field and the problems existing in exploitation, a calculation model was established by using OLGA software,then the optimization study on gathering process was carried out. The relative errors of the results calculated using the calculation model were less than 3%, so the actual operation conditions of the pipelines could be simulated accurately. Based on the calculation model, the amount of hydrate formation on high and low wellhead pressure, gathering distance with water and without water was calculated, respectively. The results showed that:The downhole choke, no wellhead heating, no alcohol injecting low pressure gathering process with water was most suitable for Hangjinqi Gas field, and it could resolve the problems of complex geomorphological conditions effectively, such as low point effusion, hydrate plugging, poor dehydration effect when liquid production was high at the early stage of high pressure gathering process. The single well entering station gathering distance was 6.5 km((DN80), two wells were 7 km(DN80-DN100) and three wells were 4 km(DN80-DN80-DN100).

Hydrate; OLGA; Low pressure gathering process； High pressure gathering process； Gathering distance

1006-396X(2017)03-0072-06

2016-11-18

2016-12-29

陳從磊(1985-)，男，碩士，工程師，從事油氣集輸工藝、油氣田地面工程、長輸管道規(guī)劃方面的研究；E-mail：chencl.syky@sinopec.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.013

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn