中江氣田地面高效集輸關鍵技術與應用

付先惠，姚麟昱，王 全，羅林杰，王孝剛

中國石化西南油氣分公司石油工程技術研究院，四川 德陽618000

引言

中江氣田年產氣量占川西氣區(qū)的40%，氣井分布廣、遞減快。根據西南油氣分公司“十四五”規(guī)劃，2025 年中江氣田規(guī)劃產量將達18×108m3/a，是西南油氣分公司產能建設重點開發(fā)陣地。隨著二十余年開發(fā)，中江氣田部分氣井進入低壓低產階段，亟需開展管網優(yōu)化、增壓等多種措施幫助老井穩(wěn)產。但多年滾動、快速建產及低成本建設需求日益提升，面臨如下問題：（1）滾動開發(fā)模式下，早期的管網部署難以滿足新建產能需要，存在支線長、分支多，部分管線末端回壓過高的問題，抑制了氣井產能釋放；（2）中江氣田老井壓力和產量衰竭迅速，且呈狹長帶狀分布，若采用常規(guī)增壓布站模式，存在增壓站點多、投資高等問題；（3）滾動建產模式下，站內高低壓氣井并存，合輸過程中，井間干擾現象普遍存在，低壓低產老井生產受抑制明顯、低壓低產氣井生產困難，制約低壓井產能釋放、氣田難以實現持續(xù)穩(wěn)產。針對上述問題，亟需開展“管網--站場--井口”逐級壓力解鎖技術研究，形成氣田集輸系統(tǒng)優(yōu)化方案及井口壓力能利用技術，降低管網運行壓力及井口回壓、充分利用井間小壓力能，進一步釋放中江氣田氣井產能，以實現氣田地面高效集輸目的。

1 氣田地面高效集輸難點

影響氣田高效集輸、氣井產能釋放的關鍵即壓力，特別針對已進入開發(fā)中后期的老氣田，運行壓力的有效降低是保障老井穩(wěn)產及產能充分釋放的關鍵。本文將從管網、站場、井口3 個層級進行難點分析。

（1）氣田集輸管網末端壓力高、運行負荷不均衡，需開展運行模擬優(yōu)化。

中江氣田外輸管線橫向聯(lián)通性差，調度能力弱，長期處于超負荷運行狀態(tài)；內部管網支線長、集輸量大，末端回壓最高達3.7 MPa。表1 為氣田內部集輸末端管道輸量及末端運行壓力，可以看出，部分管線末端負荷高、壓力分布不均，氣田內部未形成合理調配，而氣田起跳壓力設置約為3.7～3.8 MPa，因此，管線運行壓力長期接近起跳壓力、運行風險高。

表1 氣田內部集輸末端管道輸量及壓力Tab.1 Pipeline throughput and pressure gauge at the end of gas gathering and transportation in the gas field

氣田內部集輸干線沿線就近接入分支多，集輸負荷20%～130%、分布不均，表2 為氣田外輸管道設計與實際輸量，可以看出，管線運行負荷差異大、存在不均衡性。集輸能力未充分發(fā)揮，輸氣能力距“十四五”規(guī)劃缺口高達8×108m3。因此，需開展集輸管網“布局+參數”交互式模擬優(yōu)化，降低管網運行壓力的同時，確保集輸能力最大化與集輸負荷均衡化。

表2 氣田外輸管道設計與實際輸量Tab.2 Design and actual transmission of gas field pipeline

（2）低壓低產井占比高、分布廣、常規(guī)增壓模式投資高，需高效增壓。

中江氣田油壓接近輸壓的低壓井已多達89 口，占比達45%，分布范圍廣（如圖1 所示，增壓范圍最大達到30 km），而常規(guī)增壓開采增壓半徑短，建設投資高，因此，需開展高效長半徑增壓研究，以滿足氣田低成本增壓需求。

圖1 中江氣田有增壓需求井分布圖Fig.1 Distribution of wells with pressurization demand in Zhongjiang Gas Field

（3）站內高低壓氣井井間干擾現象普遍，需活動式、低壓差引射研究。

滾動建產模式下，87%站場采用合輸模式，站內高低壓井并存，壓力差1～10 MPa。圖2 為同井場氣井分輸、合輸對比，可以看出，合輸較分輸產量將減少10%以上，井間干擾嚴重影響了氣井產能的有效釋放。

圖2 同站場氣井分輸、合輸對比圖Fig.2 Comparison of separate and combined transmission of gas wells in the same well site

目前，引射工藝可緩解同井場高壓氣井對低壓氣井的影響，但常規(guī)引射工藝對壓差要求高，高低壓氣井壓差約3～5 MPa，而中江氣田78%井場氣井間壓差約0～1 MPa，壓力能不足；同時，常規(guī)引射工藝采用固定式噴嘴與喉管，一旦氣井產量、壓力發(fā)生改變，原組合將不再適應新工況，需重新設計加工，耗時至少3 個月，適應范圍窄。因此，需開展活動式、低壓差引射研究，降低低壓氣井井口油壓、充分釋放地層能力。

2 管網優(yōu)化研究

2.1 管網建模

根據中江氣田管網系統(tǒng)的拓撲結構，利用TGNET 軟件建立組態(tài)管網仿真模型，如圖3 所示，模型內共有130 個輸氣和供氣端，160 條管線。設置管道長度、壁厚、粗糙度、高程等參數，同時定義流量、壓力邊界條件以及模型極限，根據設定點和極限可計算得到管道系統(tǒng)內的水力變量等。

圖3 中江管網仿真模擬圖Fig.3 Simulation diagram of Zhongjiang pipeline network

（1）軟件計算公式及約束條件

TGNET 可供選擇的水力摩阻系數計算公式主要有4 種[1-5]，其中，僅Colebrook 公式考慮了不同管子光滑或粗糙的內壁情況、模擬精度較高，適用于紊流3 個區(qū)，采用Colebrook 公式進行模擬計算。而對于真實氣體的狀態(tài)方程有3 種選擇，其中，BWRS 方程考慮了較多的修正因子，在較大壓力、溫度范圍內都相對精確，因此，采用BWRS 方程[6-7]。管道步長的設置則一般小于計算管道長度的10%[8-12]。

在模擬過程中為實現成功收斂，針對中江氣田管網模擬將約束中心站點的最小壓力，設定值為1.25 MPa，其余站點全部設定為流量控制。

（2）模型修正

開展模擬過程中，利用2021 年管網及主要站點的實際運行壓力數據，針對工區(qū)特點對137 個站、176 條管線的輸氣效率進行了擬合，最終實現將壓力誤差控制在5%以內，如表3 所示，則可認為此時管網仿真模型與真實運行情況基本相吻合。

表3 參數擬合與誤差對比Tab.3 Parameter fitting and error comparison table

2.2 管網優(yōu)化方案

中江氣田由于集氣支線長、流向單一、集輸氣量大，導致遠端B 站、E 站的壓力長期接近管網最高運行壓力。因此，本次方案以這兩個節(jié)點壓力為控制關鍵點，以“集輸能力最大化與集輸負荷均衡化”相結合的優(yōu)化理念，提出兩套管網優(yōu)化方案，建立“管網拓撲結構+運行參數”為核心指標的交互式優(yōu)化模型（圖4）。

圖4 “雙環(huán)網”集輸管網模擬仿真模型Fig.4 Simulation model of“double ring network”gathering and transportation network

表4 為兩種管網優(yōu)化方案對比，從壓力預測結果和建設工程量來看，方案一優(yōu)于方案二，因此，推薦方案一。實施結果表明，管網優(yōu)化后形成8 字形南北貫通“枝狀+環(huán)狀”雙環(huán)線結構形態(tài)，提升了成都、德陽、綿陽3 個方向的靈活調度性和天然氣保供能力，該方案實施后集輸能力將由300×104m3/d 提升至600×104m3/d、氣田遠端回壓由3.7 MPa 降低至3.2 MPa、管線運行負荷由20%～120%均衡化至60%～90%。

表4 兩種管網優(yōu)化方案對比Tab.4 Comparison of two pipeline network optimization schemes

3 長半徑增壓研究

3.1 增壓技術政策界限

（1）廢棄壓力的確定

廢棄壓力計算采用加拿大休梅克收集的廢棄壓力確定方法，按氣藏原始地層壓力的10%，再加上0.689 MPa，作為近似的廢棄壓力數據[13-15]，即

在自然開采條件下，氣井井口壓力最低下降至與管網壓力持平，低壓低產氣井受管網壓力波動影響明顯。計算中以川西地區(qū)低壓管網壓力為基礎，同時考慮0.1 MPa 管網壓損作為自然開采井口廢棄壓力。在整體增壓開采下，氣井廢棄井口壓力綜合考慮增壓機組最低壓力與管網壓損，中江氣田最低吸氣壓力0.2～0.3 MPa，增壓氣井井口至增壓站管線平均壓損0.2 MPa，因此，整體增壓開采條件下氣井廢棄井口壓力為0.5 MPa。

（2）儲量及采出程度評價

對自然開采、增壓開采以及負壓開采條件下的可采儲量和采出程度增加值進行預測[16-17]，計算表明，增壓氣井自然開采平均儲量為2 321×104m3，增壓開采平均可采儲量為2 462×104m3，平均單井增加可采儲量141×104m3，增壓開采采出程度平均可提高5.5%，增壓開采效益十分明顯。

（3）增壓開采技術界限

綜合增壓開采效果及開采因素分析，對于川西致密砂巖氣藏，選擇孔隙度大于7%，滲透率大于0.18 mD 且含水飽和度小于52%的氣井導入增壓穩(wěn)產效果較好，氣井井口油壓下降至與管網壓力值之差小于0.20～0.45 MPa 時導入增壓，增壓開采能取得較好的效果，因此，確定了川西致密砂巖氣藏增壓開采技術政策界限。

3.2 增壓模型

本次增壓方案優(yōu)選采用Reo 軟件開展過程模擬，過程中將全氣田氣井產量、壓力、集輸流程、集輸管網作為一個統(tǒng)一體進行系統(tǒng)優(yōu)化。

3.2.1 數學模型

天然氣流經不同的元件所遵循的流動規(guī)律各不相同，各階段的數學模型也不同。其中，流體通過節(jié)流閥、壓縮機、管線，需符合以下數學模型。

（1）流體通過節(jié)流針閥（氣嘴）與井下節(jié)流安全閥的流動

在模擬過程中可根據天然氣在地層、井筒和地面節(jié)流油嘴的流動規(guī)律，并通過對系統(tǒng)的敏感性分析，尋求最佳協(xié)調合理產量。

（3）天然氣在集輸管線中的流動

天然氣在集輸管道中流動有多種流量計算公式，對于中江氣田集輸管網及氣田內部管網，由于其管徑較小、輸量不大，因此，選擇Weymouth 公式

3.2.2 物理模型

站內集輸流程主要包括集氣管線、閥門、水套爐、節(jié)流針閥、分離器、管匯臺。本文結合中江氣田目前生產狀況、集氣站特點及內部集輸管網狀況，采用Reo 軟件建立了氣田內部多級、共32 集氣站的物理模型（圖5）。模擬過程中輸入井口至水套爐的采氣管線長度（站外井與站內井）、內徑與外徑、管線粗糙度、水套爐傳熱系數、加熱后的氣流溫度目標值、地面節(jié)流壓降系數（選擇嘴流方程）、針閥開度等參數開展增壓模擬。

3.3 增壓方案

依據增壓政策界限，結合氣井產量、壓力遞減預測，梳理統(tǒng)計氣田共62 口井擬進入增壓開采。以“氣田采收率+增壓建設運行成本”雙指標最優(yōu)，開展氣田452 km 中低增管網運行分析，系統(tǒng)評估5～10 km 等3 種增壓半徑方案（如表5 所示），依據增壓效果、投資和覆蓋范圍，優(yōu)選最大增壓半徑為10 km 的長半徑增壓方案。

表5 3 種增壓半徑方案對比表Tab.5 Comparison of three pressurization radius schemes

本文通過中江氣田多方案增壓研究，將傳統(tǒng)增壓半徑由5 km 拓展至10 km，覆蓋范圍提升30%以上，減少增壓站建設1 座，建設成本降低25%，實現增壓凈現值最大化。

4 低壓差引射研究

4.1 引射原理

天然氣引射器主要結構部件有工作噴嘴、接受室、混合室、擴散室等，如圖6 所示。引射器增壓氣體的基本原理是：高壓氣流通過引入管經過噴嘴進入混合室，低壓氣流通過引射入口進入混合室，兩者在混合室內混合后發(fā)生能量交換，速度均衡，并伴隨著低壓氣流的壓力升高?；旌虾蟮臍饬饔苫旌鲜疫M入擴散室，低壓氣流壓力進一步升高（高壓氣流壓力降低），低壓氣獲得增壓，在擴散室出口處，混合流體的壓力高于進入接受室時引射流體的壓力[18-24]。

圖6 引射器工作原理示意圖Fig.6 Schematic diagram of the working principle of the ejector

4.2 引射模擬

高壓引射氣源來氣壓力為3.5 MPa、產量6.5×104m3/d；被引射低壓源壓力約2.7 MPa、產量1.8×104m3/d，混合出口壓力2.9～3.0 MPa 情況下，采用仿真模擬方式開展了引射器內部結構及引射過程模擬（圖7）。

圖7 引射仿真模擬Fig.7 Ejection simulation diagram

4.3 引射方案

（1）引射器設計

為滿足生產需求，將噴嘴和混合管設計為活動式。通過模擬，該工況下采用8A 型（專利產品自編號）的噴嘴+混合管組合效果最優(yōu)，噴射系數為0.106。同時，為滿足現場工況快速變化需求，設計了45 種不同工況噴嘴、喉管多組合系列化設計，內部件可根據現場工況變化而實現實時更換及組合。

（2）引射試驗方案

采用JS209HF 站場高壓氣井對低壓氣井進行引射，擬實現無外部動力情況下0.4～1.0 MPa 低壓差引射。試驗過程中通過對比分析引射前后高低壓氣井井口油壓、產量、及站場綜合產量，確定引射效果。模擬預期將降低低壓氣井油壓0.4 MPa 以上。

5 現場應用

5.1 管網優(yōu)化實施效果

2021 年5 月南環(huán)線建成投運，10 月北環(huán)線建成投運?！? 字形雙環(huán)”模式運行后，實現了管網布局和運行的統(tǒng)籌優(yōu)化，氣田內部南北貫通雙環(huán)線的結構形態(tài)提升了成都、德陽、綿陽3 個方向的靈活調度性和天然氣保供能力，氣田遠端回壓由3.7 MPa降至3.2 MPa，目前，日集輸氣量約400×104m3，集輸負荷由20%～120%均衡化至60%～90%，保證了低壓產能充分釋放、提升了集輸能力、優(yōu)化了管網系統(tǒng)集輸負荷分布。

5.2 長半徑增壓實施效果

中江氣田用長半徑增壓方案，2020--2021 年建成增壓站3 座，減少了1 座增壓站及配套工程，降低投資1 800 萬元，實現了最大10 km 長半徑增壓，滿足了增壓需求氣井全覆蓋。表6 為中江氣田增壓站運行情況，可以看出，截至2021 年10 月，累計增產3 168×104m3，保障了低壓氣井產能持續(xù)貢獻。

表6 中江氣田增壓站場運行情況Tab.6 Operation statistics of booster stations in Zhongjiang Gas Field

5.3 引射實施效果

表7 為引射前后壓力、產量對比，可以看出，引射實施后取得較好成效，引射適應的最低壓差約0.4 MPa，低壓井油壓最高降幅達0.9 MPa，增產（0.6～0.8）×104m3/d，站場總產量增加（0.2～0.4）×104m3，降壓增產效果顯著。

表7 引射前后壓力、產量對比Tab.7 Comparison of pressure and output before and after ejection

6 結論

（1）中江氣田內部優(yōu)化形成的南北貫通雙環(huán)線結構形態(tài)顯著提高了管網集輸能力，較枝狀具有更加靈活的自動調配能力。

（2）針對呈狹長帶狀分布低壓低產氣井，采用長半徑增壓較常規(guī)增壓模式可兼顧氣井覆蓋面及低成本需求。

（3）研制的新型活動式引射裝置可實現0.4～1.0 MPa 小壓差引射，突破了常規(guī)引射高壓比應用邊界，在氣田生產中后期具有推廣價值。