苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状.pdf

天然气集输处理杨旭鹏等：苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状*油气田地面工程 https:/苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状*杨旭鹏1王晓军2韩子剑2雷鸣2李栋2王瑞3马云11西安石油大学石油工程学院2中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第六采气厂3西部低渗-特低渗油藏开发与治理教育部工程研究中心摘要：苏里格气田作为我国内陆最大的整装气田，随着天然气不断开采，地层压力逐渐降低，采气工艺技术的革新与集气管网布局的优化成为延续气田生产寿命的核心问题。该气田通过井下节流工艺有效利用地温热能解决了水合物堵塞问题；新型锁芯式井下节流器一次打捞成功率在 90%以上；布井方案采用单井串接工艺，缩短了采气管线长度；减少运行管理费用投入，使建设投资额降低约 48.8%。梳理了近年来管网模型研究的发展动态，指出不同方法的优缺点，并以苏里格气田采气量增加 30%的背景下，展示了骨架管网水力计算模型的建立过程和模拟软件算法流程，利用 TGNET软件模拟管网压降幅度，从而有效抑制水合物生成并避免经济损失。针对集输管网适用性评价进行讨论，指出了生产工况变化对管网运行效率的影响，以及建立水力计算模型对于预测和避免潜在风险的必要性。关键词：苏里格气田；井下节流技术；采气集气工艺；管网模型；适用性评价Research Status of Gas Gathering and Production Technology and Pipe Network Simulation in Sulige Gas Field*YANG Xupeng1，WANG Xiaojun2，HAN Zijian2，LEI Ming2，LI Dong2，WANG Rui3，MA Yun11College of Petroleum Engineering，Xi an Shiyou University2No.6 Gas Production Plant of Changqing Oilfield，CNPC3Engineering Research Center of Low Permeability and Ultra-Low Permeability Reservoir Developmentand Management in Western China，Ministry of EducationAbstract：As the largest integrated gas field in inland China，the Sulige Gas Field has gradually re-duced formation pressure with the continuous extraction of natural gas.The innovation of gas produc-tion technology and the optimization of gas gathering pipeline layout have become the core issues forextending the production life of the gas field.The gas field effectively utilizes geothermal energy throughdownhole throttling technology to address hydrate blockage issues.The new type of lock core downholethrottling device has achieved a success rate of over 90%in single retrieval.The well layout schemeadopts a single well stringing connection technique，which shortens the length of gas production pipe-lines.Operational and management costs are reduced，resulting in a reduction of approximately 48.8%in construction investment.This article reviews the development trends of pipeline network model re-search in recent years，points out the advantages and disadvantages of different methods，and demon-strates the process of establishing a hydraulic calculation model for the skeleton pipeline network，andthe algorithm flow of simulation software under the background of a 30%increase in gas production inSulige Gas Field.TGNET software is used to simulate the pressure drop amplitude of the pipeline net-work，effectively suppressing hydrate generation and avoiding economic losses.A discussion is conduct-DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2024.01.002*基金论文：西安石油大学青年科研创新团队资助（2019QNKYCXTD04）；陕西省自然科学基础研究计划“关中地区地热开采过程中金属表面腐蚀与结垢机理研究”（2021JQ-600）；陕西省教育厅科研计划项目“在役油管表面性质对 CO2腐蚀行为的影响机理研究”（21JK0841）。8第 43卷第 1期（2024-01）油气田地面工程 https:/天然气集输处理苏里格地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部，西起内蒙古自治区鄂托克前旗，东到陕西省靖边县，北起内蒙古自治区鄂托克旗，南至陕西省吴旗县，勘探面积约 4104km21，是目前我国产气量最大的气田。苏里格气田开采至今已形成了一套属于苏里格气田独有的采气方式与集输工艺流程，并形成了非常规天然气及低渗透致密砂岩气藏开发配套技术和开发模式2-4。1苏里格气田采气集气工艺流程1.1井下工艺现状1.1.1节流技术低压、低渗气田地层能量容易流失，水合物的生成导致井筒产生积液，影响正常生产。井下节流技术作为苏里格气田中低压集输模式的关键，该工艺原理是将活动节流气嘴安装在油管内合适位置，利用天然地温的热能，升高节流后井口温度，防止井筒形成水合物而造成井筒堵塞的一种工艺措施，该工艺现已在苏里格气田全面使用5。技术优势如下6：（1）改变形成气体水合物的前置条件，在合适位置安置井下节流器，创造压降、温降条件，这样不但可以防止井筒附近产生水合物，而且可以降低注醇量甚至取消地面加热装置。（2）井下节流技术可提升气井的携液能力，从而提高产量。（3）削弱原有井口压力对井底压力的影响，减少低渗压敏效应对地层造成的伤害，从而增加稳产年限，使产量增加，提高经济效益。1.1.2新型井下节流器研发传统井下节流器易出现各种问题，如弹簧、活塞、机械压缩式节流器等在井筒内下放过程中发生误坐封；胶筒因开关井气压改变或腐蚀导致损坏；生产中伴随出砂及井中各种杂质的析出易形成卡瓦或胶筒解封，造成打捞不便。新型锁芯式井下节流器7（图 1），经 20112013 年现场试验表明：该节流器投放性能良好、坐封严密、胶筒密封完好，一次打捞成功率在 90%以上，不仅优化了节流器的各项性能，还规避了上述问题，现已大批量投入使用，符合苏里格气田经济开发的需求。图 1新型锁芯式井下节流器Fig.1 New type of lock core downhole throttling device1.1.3井口高低压截断技术井下节流器出现失效、管线堵塞等紧急状况，压力骤升使地面管线中压系统出现故障，导致产气量大幅下降。管线内部腐蚀或意外泄漏同样会使井口压力降低，出现系统压差问题，故在井口安装高低压紧急关断阀至关重要，可减少井下节流器及采气管线故障导致的安全问题8。突发情况出现时高低压紧急关断阀功能如下9：（1）井下节流装置有损坏的风险，一旦出现井底高压骤升至井口，超出压力设定值后，安装在井口节流阀后的高低压紧急关断阀会启动，将阀门关断，可确保系统正常运行。（2）采气管道在生产过程中出现意外情况时，管道压力骤降，低于压力设定值后，阀门会关断，减少天然气泄漏，确保系统安全运行。1.2采气管线工艺现状1.2.1单井采气管网串接技术随着生产年限增加，单井产量逐渐衰退，由于单井井位部署密集，若直接接入集气站，不满足长距离、多数量与经济开发的需求。此时优化新老井的连接方式显得尤为重要，故苏里格气田对采气管线的安装形式进行了革新。单井串接即通过采气支管把相邻几口气井串接到采气干管，汇合后集中进站，其形式主要分为就近插入放射状（图 2）和井间串接放射状（图 3）。其主要优点是缩短采气管线长度，增加集气站管辖井数量，降低管网投资，减少对植被的破坏，提高采气管网对气田滚动开发的适应性10。少量的挖掘、填埋符合环保建设要求，达到了长期可持续发展的理念。ed on the applicability evaluation of the gathering and transportation pipeline network，pointing out theimpact of changes in production conditions on the operational efficiency of the pipeline network，andthe necessity of establishing hydraulic calculation models for predicting and avoiding potential risks.Keywords：Sulige Gas Field；downhole throttling technology；gas gathering and production process；pipeline network model；applicability evaluation9天然气集输处理杨旭鹏等：苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状*油气田地面工程 https:/图 2就近插入放射状采气管网示意图Fig.2 Schematic diagram of radial gas production pipe networkinserted nearby图 3井间串接放射状采气管网示意图Fig.3 Schematic diagram of radial gas production pipenetwork connected in series between wells就近插入模式：集气站以放射状布局采气干管，相邻的气井就近连接至下一口气井，单井以距离最短垂直接入采气干管。井间串接模式：集气站以放射状布局采气干管，采气支管通常沿固定方向铺设，单井井场就近接入附近采气支管。总结苏里格气田现场实施情况，对比 2种采气管网形式的优缺点11（表 1）。为提高苏里格气田滚动开发适用性，对就近接入模式与井间串接模式进行对比。由于苏里格气田布井方案横排约 600 m，纵排约 800 m，若直接将单井就近插入方式直接接入，会导致开口较多且运行安全难以保证，不利于滚动开发。采用图 4所示井间串接放射状管网模式，可以在井场内完成新井接入工作，避免干扰采气运行，更符合滚动开发理念。1.2.2中低压集气工艺苏里格气田产出的天然气为复杂气体，但只包含微量 H2S、CO2等腐蚀性组分，腐蚀性微弱适用中低压湿气采气工艺。经井下节流器节流，井口压力约为 1.5 MPa，该工艺优化了井口至集气站集输流程，简化了井口加热炉、注醇系统、采气管线保温系统（采气管线埋设于冰冻线以下），大幅度减少运行管理费用，同时解决了水合物治理问题。图 4井间串接放射状管网采气工艺示意图Fig.4 Schematic diagram of gas production process for radialpipe network connected in series between wells1.2.3二级增压工艺为减少单井压缩系统能耗大、管理站点多、投资浪费等情况，在集气站与天然气处理厂设置“两地两级”增压方式，即满足中低压集气要求，同时还能解决丙烷脱烃脱水，降低集输管网工程投资。1.3集气站工艺概况1.3.1上古生界区20012006 年苏里格气田结合上古生界区气藏气体性质与地貌特征，经过多年的现场实践与技术革新，得到适用于苏里格气田上古生界区气藏的地面集输工艺流程，包括井下节流、井口不加热、不注醇、井间串接、带液计量、中低压集气、常温分离、二级增压、集中处理12。同时，解决了以下问题13：井下节流解决压降快，无法顺利提供节流制冷的压力；井间串接匹配新井与老井之间压差大问题；中低压集气工艺，解决水合物的生成与堵塞问题；集气站与天然气处理厂加入增压机与制冷装置克服低温脱水脱油；改变原有投资较高、不利于长期开发的状况。1.3.2上、下古生界合采区为确保上、下古生界气藏合采区气井顺利生产，结合下古生界区气藏的地貌特点与气质条件，表 12种采气管网形式优缺点对比Tab.1 Comparison of advantages and disadvantages of two gas production pipe network forms采气管网形式井间串接放射状就近插入放射状优点布局整齐，投资最少，便于接入新井，保持稳产，提高管道利用率布局整齐，采气干管形成较早，利于建设缺点串接井数较多，容易出现运行问题，温降较其他类型稍大管道长，投资高，管道利用率低，干线接点较多，运行安全性差10第 43卷第 1期（2024-01）油气田地面工程 https:/天然气集输处理苏里格气田对上、下古气藏合采区集输工艺进行了优化。合采气井主要分布在靖边气田西与乌审旗气田北，两区域气体含硫量相差巨大，靖边气田的集输工艺适合处理高含硫天然气，而苏里格气田的集输工艺无法处理含硫天然气，故使用现有集气站集输工艺无法顺利匹配。靖边气田的集输工艺特点为：高压集气、集中注醇、多井加热、间歇计量、小站脱水、集中净化14，若新建脱硫塔及配套设备，与上古生界气藏不含硫天然气混输至苏里格天然气处理厂进行处理，因集气站内工艺复杂，配套消耗品多，能耗高，脱硫效果一旦不达标，下游流程无法处理含硫天然气，存在不安全因素。最终确定上、下古生界气藏合采区气井集输工艺为井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、集中处理15。2集输管网模拟研究2.1研究现状国外天然气管网模拟始于 20 世纪 60 年代，到90 年代达到成熟，开发多款商业软件如 TGNET、PIPEPHASE 等。国内从 20 世纪 90 年代开始对管网模拟发展投入大量精力，同时开发多款管网模拟软件。对近几年管网模拟研究进行梳理，将管网模型、研究方法、优缺点进行总结16-18（表 2）。2.2模拟模型根据天然气管网中各元件和节点的功能和特点，建立了相应的数学模型19。以苏里格气田骨架管网模型为例，结合苏里格气田的天然气性质及集气输送工艺等，对管网压力进行预测20。随着输送过程中温度、压力的变化，凝析液会伴随析出，但其湿气输送不完全是气液两相流输送，因凝析液析出较少，可认为其为高气液比的湿气，近似为单相流输送21。稳态运行时，管网系统各点运行参数几乎不随时间变化而变化，或变化很小可以忽略。建模时将网络分解为节点、管道和压缩站等，将地面集输管网进行简化，集气站、处理厂等处理为节点，忽略清管站只考虑管线作为基本单元，计算管线参数即可。对于枝状管网，能够确定管网中流体的流向，即可根据管道自身属性和压降公式计算出各管段的压降，计算出各个节点压力和终点压力。为满足苏里格气田集输运行工艺，气体压力和温度较高时计算结果与模型模拟有较大差异，将参考气体压力较低时作为参数22。由于管道并联，所有平行管道长度一致，进口压力与出口压力相同，并且各连接节点处应满足基尔霍夫第一定律，即流入节点的总量与流出节点的总量相等。根据上述条件，建立苏里格气田骨架管网并联输气管道水力计算模型。2.3模型求解天然气管网模拟流程包括以下几部分：建立基本管网模型；输入现场数据参数等；开始模拟及结束模拟输出得到结果。参考文献20中得出整体管线压降变化，模拟压降与实际压降对比后，可确定优化方案，对气田管网优化与改造提供参考价值。牛顿迭代法作为各类软件求解的核心方法，其算法流程如图 5所示。利用现有软件 TGNET（Pipeline Studio）选择天然气组分、管径和压缩机容量等参数得到模拟值，通过模拟值与实际值进行对比，得出计算模型的压力、温度等各类工况参数，完成不同工况下适用性评价。3集输管网适用性评价气田集输管网适用性评价是指在未来管网不断建设过程中对已建成管网进行水力计算，综合分析表 2管网模拟主要内容、方法及优缺点Tab.2 Main contents，methods，advantages and disadvantages of pipe network simulation管网模型集输管网稳动态仿真模拟气液混输管网多相流模型复杂枝状管网系统主要研究内容管道系统稳动态分析进行管网系统设计，确定优化运行方案，分析管网系统事故工况分析流型、液体流量、压力、清管速率及天然气水合物堵塞等工况的变化规律16，多相输送体系、不同拓扑结构及输送工艺建立干线、支线和联立模型组合等复杂枝状管网系统模型17，星形、串接和垂直接入等连接方式的优化研究方法节点压力法、环差法、面向对象法图论算法、拓扑排序法系统分析方法、序贯模块法优点与缺点节点法更新节点压力，故压力较精确；环差法更新静态模型流量，其流量较精确，按连续性方程重新分配流量初值，需要调整其他节点保持注入和抽出的平衡，故步骤繁琐；面向对象法直接增删相应元件或修改个别元件属性即可直接计算图论算法的计算结果与实测数据误差较小，具有较高的精度，便于计算集输管网流向、流量和压力的分布；拓扑排序法使用管网水力和热力的耦合迭代计算求解算法，获得更好的收敛性系统分析方法可将复杂管网数学模型分解，计算量大，并且分解不具有稳定性；序贯模块法直接迭代或加速迭代，稳定收敛，不收敛或出现错误时便于诊断1811天然气集输处理杨旭鹏等：苏里格气田采气集气工艺及管网模拟研究现状*油气田地面工程 https:/压力、温度、流量、携液量等参数适应性的一种评价方法。伴随着天然气生产，出现了如近井地带压力逐渐降低，管道沿程摩阻持续增加等问题，对天然气管网集输效率造成巨大影响。故将工况分为稳态及动态，稳态可认为管道近期建设、气田开发程度、产量改变等；动态可认为现场出现事故需要提出解决方案等23。图 5牛顿迭代法管网模拟计算流程Fig.5 Pipeline network simulation calculationflow of Newtons method吴红钦利用 TGNET 软件参考天然气管道输送水力、热力计算理论建立苏里格气田骨架管网结构模型，利用节点分析法对苏里格气田骨架管网进行节点选取，得出节点压力预测模型。该模型不仅可预测整个苏里格气田骨架管网压力，还得到了压力与输量、温度等参数之间的变化规律，实现了对整个管网系统优化及对苏里格气田适用性评价。在苏里格气田地面集输运行参数的基础上，赵金省等利用 PIPELINE STUDIO 软件建立了气田骨架管网模型，以南干线、南干线复线等实际干线，模拟了产量增加后骨架管网干线压降变化，解决了由较大摩阻升温导致水合物生成温度上升的问题，为苏里格集气骨架管网压降改善提出适用性分析。刘坤24利用 TGNET 软件建立了四川盆地北干线水平输气管网的稳态水力计算模型，在完成北干线输气适用性评价的同时也为管网后期建设与改良提供了科学依据。陈从磊等25利用 OLGA 软件建立杭锦旗气田集输工艺计算模型，模拟计算出高低压集输工艺、带液与分液集输，对集输工艺适用性进行评价，提出井下节流、井口不加热、不注醇的低压带液集输工艺。陈定朝26利用 TGNET软件，建立川中地区油气矿地面集输管网水力流动计算模型，将气田 1号区块的实际运行参数模拟计算后，分别对管道失效、压力损失、保护等三方面进行适用性分析，解决川中油气田酸性产出水含水量上升后，影响集输管网安全运行的问题，并得出未来提高管网系统运行效率的方法。郑云萍等27利用 HYSYS软件建立克拉美丽气田地面集输管网优化模型，设定投资最少为目标，以 D1 区管道设计输量、流速和承压能力为约束条件，缩短管线长度，减小沿程压降与磨损，降低投资的同时提高集输效率。吴国霈等28利用 PI-PEPHASE 建立国内某大型气田管道压力模型，结合现场参数进行数值计算，得出了集输工艺优化为气液分输，并总结出一套该气田内部工况改变时均可适用的集输方法。何国玺等29利用 OLGA 软件建立了页岩气集输管网管线模型，以管网布局、混输工艺、增压工艺作为适用性评价指标，综合评价并提出了有针对性、高效的工艺调整措施。4结论（1）苏里格气田工艺特点为未来国内外气田提供参考，核心技术包括：井下节流工艺能充分利用地温热能为井筒升温，解决水合物堵塞问题；单井串接缩短采气管线总长度，增加集气站辐射范围，有效减少管网投资；中低压集气工艺无需设加热炉及注醇系统，简化井口至集气站集输系统；二级增压工艺满足中低压集气工艺的同时降低集气站建设投资。（2）梳理近年来管网模型研究方向、适用范围及方法优缺点，为气田建立符合自身情况的管网模型提供参考。结合苏里格骨架管网水力计算模型，阐述模型建立核心思想，模拟软件算法流程，介绍苏里格气田并联输气管道适用性。建立水力计算模型，系统分析不同工况对集输效率与输送能力的影响。若将数学模拟与现场实践相结合，可大幅增加气田生产年限及有效避免未来生产可能会出现的问题。（3）集输管网适用性评价考察的指标为生产过程中各种工况出现变化后，对管网运行效率产生的影响。不同区域可能工况不同，如气井采气后期压力降低、水合物产生、管材出现腐蚀现象等，这不仅降低了管网集输能力还伴随一定的运行风险，故建立水力计算模型、选取不同指标完成适用性评价极为重要。12第 43卷第 1期（2024-01）油气田地面工程 https:/天然气集输处理参考文献1 杨华，魏新善鄂尔多斯盆地苏里格地区天然气勘探新进展J天然气工业，2007，27（12）：6-11YANG Hua，WEI XinshanNew progress in natural gas ex-ploration in Sulige Area，Ordos BasinJ Natural Gas In-dustry，2007，27（12）：6-112 王登海，郑欣，张祥光，等苏里格气田稳产期地面工程 的 优 化 难 点 与 对 策 J 天 然 气 工 业，2016，36（12）：100-107WANG Denghai，ZHENG Xin，ZHANG Xiangguang，et alOptimization difficulties and countermeasures of surface engi-neering in the Sulige Gas Field during the stable 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