海上气田群集输管网运行参数优化研究.pdf

集输处理罗睿乔等：海上气田群集输管网运行参数优化研究油气田地面工程 https:/海上气田群集输管网运行参数优化研究罗睿乔孙旭向富明梁宁中海石油深海开发有限公司摘要：海上气田群集输管网由气井、海上平台、陆岸终端等单元组成，各单元之间由海底管道连接，既相互独立，又彼此影响。采用 LedaFlow、K-Spice对气田群集输管网运行参数进行优化模拟，可以提升集输管网运行效率，降低系统能耗，实现增储上产、提质增效、节能降耗多重目的。模拟和现场测试结果表明，降低海底管线的运行压力，可以降低压缩机能耗，同时，还可降低海底管线上游平台的运行压力，进而降低生产井背压，增加技术可采储量。由此，总结形成一套可复制、易推广的海上气田群集输管网运行参数优化方案，具有很强的实际指导意义。关键词：海上气田群；集输管网；模拟优化；运行参数Study on Operation Parameter Optimization of Offshore Gas Field Cluster Gatheringand Transportation Pipeline NetworkLUO Ruiqiao，SUN Xu，XIANG Fuming，LIANG NingDeepwater Development Co.，Ltd.，CNOOCAbstract：The pipeline network of offshore gas fields consists of gas wells，offshore platforms，on-shore terminals，and other units.Each unit is connected by subsea pipelines，which are both indepen-dent and mutually influential.Using LedaFlow and K-Spice to optimize and simulate the operation pa-rameters of the gathering and transportation pipeline network of gas fields can improve the operation ef-ficiency of the gathering and transportation pipeline network，reduce the system energy consumption，and achieve multiple purposes of increasing storage and production，improving quality and efficiency，and saving energy and reducing consumption.Simulation and field-testing results show that reducingthe operating pressure of the subsea pipeline can reduce the compressors energy consumption.It also canreduce the operating pressure of the upstream platform of the subsea pipeline，thereby reducing theback pressure of the producing well and increasing the technically recoverable reserves.Therefore，a setof replicable and easy to promote optimization schemes for the operation parameters of offshore gas fieldcluster gathering pipeline network is summarized and formed，which has strong practical guiding signifi-cance.Keywords：offshore gas field cluster；gathering and transportation pipeline network；optimize andsimulate；operating parameters海上气田群集输管网由气井、海上平台、陆岸终端等三大单元组成，各单元间通过海底管道连接，即相互独立，又彼此影响。集输管网的运行参数是否合理直接影响运行成本、输送效率及经济效益1。当前，国内外关于油气集输管网的优化研究还停留在设计阶段，且多为陆地油气田集输管网或城市燃气管网的优化，重点研究内容是集输管网的气井、集气站、压缩机站和天然气处理厂等各单元的井组优化、系统布局优化、集气站选址优化等，目的是为了控制造价和降低集输管网能耗，以提升集输管网的经济效益2-9。海上气田群的开发具有特殊性，集输管网中气井单元、海上平台单元、陆岸终端单元的系统布局、管网结构、选址等受水深、海底地质条件、气田位置等影响较大，前期设计阶段重点考虑系统布DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2024.03.00528第 43卷第 3期（2024-03）油气田地面工程 https:/集输处理局、选址的可行性，其次才是控制造价和提升管网运行效率。而且，气井单元的建设受勘探发现影响，多为分批次、分阶段接入集输管网，初始设计阶段很难对整个管网的运行效率进行优化。海上气田群集输管网建成后，不同的单元由不同的人员负责管理和运维，各单元运营人员常专注于各自单元的稳定运行，极少从气田群集输管网的角度统筹优化运行参数，一定程度上影响了气田群高质量开发。本文以已建成并投入运行的南海东部深水气田群天然气集输管网为例，从气田群集输管网的角度，利用 LedaFlow、K-Spice 等软件对集输管网运行参数进行模拟优化提供理论支撑，在此基础上开展现场测试，取得了良好效果。1运行参数优化潜力分析海上气田群集输管网的三大单元中（图 1），气井单元是油气从地层流向地面的通道，根据气田水深和地理位置的不同，可分为平台上的干式采气树开发井和采用水下采气树开发的水下开发井。海上平台单元主要对开发井产出的井流物进行气液分离，并对分离出来的天然气和凝析油进行初步脱水处理后输送至陆岸终端。当气藏能量不足或需要长距离输送时，海上平台单元需要设置压缩机增压系统、凝析油增压系统，以保障油气正常输送。陆岸终端单元主要对海上平台单元输送来的天然气和凝析油进行深度加工处理，天然气经脱水脱烃、分馏处理后，产出干气、液化石油气、稳定轻烃等产品，凝析油经稳定处理后产出稳定凝析油10-11。图 1海上气田群集输管网组成单元Fig.1 Component units of offshore gas field clustergathering and transportation pipeline network从海上气田群集输管网组成单元及各单元承担的功能进行分析，集输管网运行参数中可以统筹优化的参数如下：（1）海上平台单元工艺系统的运行压力。工艺系统的运行压力设置是否合适，关系到气井单元的产能释放和压缩机、凝析油泵的能耗。当系统压力设置过高时，气井单元的背压高，限制气井产能释放，对于高含水井来说，还会影响气井携液效果，增加井筒积液风险；当系统压力设置过低时，会导致压缩机、凝析油泵能耗增加。（2）海底管线的运行压力。海底管线的运行压力是否合适，会影响海上平台单元工艺系统运行压力或压缩机的背压；还会影响海底管线下游单元生产系统运行压力。海底管线运行压力设置过高，会导致未设置压缩机的海上平台单元生产系统运行压力过高，进而影响气井单元的背压；对于设置了压缩机的海上平台单元，会导致压缩机出口背压过高，造成压缩机能耗增加。海底管线运行压力设置过低，会导致海底管线下游运行单元生产系统运行压力低，影响天然气脱水效果、天然气副产品的回收率等。2运行参数优化方案海上气田群集输管网运行参数优化可从海上平台单元生产系统运行压力和海底管线运行压力入手，通过软件模拟最佳运行参数，为现场测试提供理论基础。2.1优化背景以建成并投入运行的南海东部深水气田群天然气 集 输 管 网 为 例。南 海 东 部 深 水 气 田 群 由 L1、L2、L3、L4、P1、P2、P3 等 7 个在生产气田和 G终端、L平台、P平台等 3座生产设施以及 9条海底管线组成，共 33 口生产井，其中水下井口 25 口，布局如图 2所示。P平台未设置压缩机和凝析油泵，P1、P2、P3气田所产井流物经脱水处理后，天然气和凝析油依靠天然气能量经海底管线 2 混输至 L 平台进行处理。L 平台设置有湿气压缩机、干气压缩机和凝析油泵，L1、L2、L3、L4 气田所产井流物经段塞流捕集器气液分离后，天然气经湿气压缩机增压后进入 L平台生产系统进行脱水处理，凝析油进入凝析油系统进行脱水处理。脱水处理后的天然气和凝析油与经 L 平台进行气液分离的 P 平台天然气和凝析油一起，分别经干气压缩机和凝析油泵增压后进入海底管线 1混输至 G终端进行深度处理。29集输处理罗睿乔等：海上气田群集输管网运行参数优化研究油气田地面工程 https:/表 1海底管线模型校正数据Tab.1 Calibration data of subsea pipeline model日期2021年 1月 12日2021年 1月 13日2021年 1月 14日2021年 1月 15日2021年 1月 16日2021年 1月 17日2021年 1月 18日2021年 1月 19日2021年 1月 20日2021年 1月 21日2021年 1月 22日2021年 1月 23日2021年 1月 24日2021年 1月 25日2021年 1月 26日2021年 1月 27日2021年 1月 28日2021年 1月 29日2021年 1月 30日2021年 1月 31日2021年 2月 1日2021年 2月 2日2021年 2月 3日2021年 2月 4日2021年 2月 5日2021年 2月 6日2021年 2月 7日入口压力/kPa(G)12 55112 51912 62812 52612 47712 29412 34312 37912 42312 30612 24112 42512 51612 56912 42912 66012 60712 51112 45312 36512 28712 24712 25712 24412 20911 98712 009入口温度/474747474647474647474747474748474747474747474747474747出口压力/kPa(G)8 3358 5698 5928 6118 4898 1738 2288 3588 2918 1998 0368 4328 6178 6548 6018 6788 7818 6108 5728 3848 1908 2908 3268 2928 2528 4908 569出口温度/161616161616161616161616161616161616161616161616161616气量/104m31 7811 7841 7691 7621 7331 7761 7771 7711 7171 7031 7471 7321 7191 7081 7851 7841 7721 7721 7701 7671 7621 7641 7621 7621 6391 6391 636凝析油量/m31 6821 6551 5731 5961 6281 6571 6021 6351 7411 7581 8191 7611 7871 7401 5001 4491 4731 5261 4991 5151 4911 4581 5081 5081 6851 8101 852图 2南海东部深水气田群布局Fig.2 Layout of deepwater gas field cluster in the eastern South China Sea30第 43卷第 3期（2024-03）油气田地面工程 https:/集输处理2.2优化措施（1）建立海底管线 1 模拟模型。使用 LedaFlow软件建立海底管线 1模拟模型，该模型实现了海底管线 1尺寸、距离、沿线坐标、高程等参数的全系统仿真（图 3）。（2）导入历史运行参数对模型进行校正。选取2021年 1月2022年 2月期间海底管线 1实际运行数据（部分数据如表 1）对模型进行校正，校正后的模型见图 4所示。（3）模拟不同工况下的海管运行参数。设定 L平台至 G 终端海底管线 1出口压力为常数（该数值可确保 G 终端生产系统稳定运行），模拟不同输送气量下的海底管线入口压力，模拟结果见表 2。该模拟结果可用于指导 L平台控制海管入口压力，并以此为基础优化主工艺系统运行压力，有效降低压缩机背压、干气压缩机能耗及碳排放量。2.3优化结果除海底管线 1运行参数优化外，还选取海底管图 3海底管线 1模拟模型Fig.3 Simulation model of Subsea Pipeline 1图 4校正后的海底管线 1模拟模型Fig.4 Simulation model of Subsea Pipeline 1 after correction31集输处理罗睿乔等：海上气田群集输管网运行参数优化研究油气田地面工程 https:/线 2 运行参数、P 平台生产系统运行参数进行模拟优化。表 2海底管线 1运行参数优化模拟结果Tab.2 Simulation results of Subsea Pipeline 1operation parameters optimization海管出口压力/MPa(G)7.48输送气量梯度/(104m3d-1)9001 1001 3001 5001 7001 9009001 1001 3001 5001 7001 900凝析油量/(m3d-1)1 2001 2501 4101 6701 8202 1101 2001 2501 4101 6701 8202 110海管入口压力/MPa(G)9.19.610.210.911.712.59.710.110.711.412.112.92.3.1海底管线 2运行压力参 照 海 底 管 线 1 运 行 参 数 优 化 方 案，利 用LedaFlow 对海底管线 2运行压力进行模拟优化。设定 P 平台至 L 海底管线 2 出口压力为常数（该数值可确保海管出口压力满足 L平台干气压缩机进口压力要求），模拟不同输送气量下的海管入口压力，模拟结果见表 3。表 3海底管线 2运行参数优化模拟结果Tab.3 Simulation results of Subsea Pipeline 2operation parameters optimization海管出口压力/MPa(G)7.37.5输送气量梯度/(104m3d-1)100150200250300350400450100150200250300350400450凝析油量/(m3d-1)3050709011513515517530507090115135155175海管入口压力/MPa(G)7.57.67.888.18.28.597.87.98.18.38.48.78.99.2该模拟结果用于指导 P 平台控制海管入口压力，并以此为基础优化主工艺系统运行压力。2.3.2P平台主工艺系统操作压力根据 P 平台至 L 台海管运行参数模拟结果，对不同输送气量下，P 平台下海管压力的确定。在此基础上，运用 K-Spice软件模拟主工艺系统运行参数，经过模拟，P平台操作压力可降低11.5 MPa(G)，单井井口背压可同步降低 11.5 MPa(G)，大幅提升了单井产能。3现场应用效果2022 年 3 月5 月，组织运营人员参照模拟结果进行测试，取得良好效果。3.1海底管线 1运行压力4月 1日起，L平台从调整干气压缩机压缩比入手，开展了能耗综合分析（图 5），分析了单位压差下每压缩 1104m3天然气需要消耗的小时燃料气量与压缩机进出口压差的关系。在外输天然气1 700104m3/d 输送量下，将 L 平台至 G 终端海底管线1入口压力逐步从12.4 MPa(G)降至11.8 MPa(G)，出口压力从 8.6 MPa(G)逐步降至 8 MPa(G)（图 6），海底管线 1运行压力大幅降低。经统计，在此运行压力下，干气压缩机燃料气平均消耗降低9 059 m3/d，能耗降低约3 715 tce/a，碳排放降低约7 150 t/a12-20。图 5干气压缩机进出口压差与耗气量关系Fig.5 Relationship between inlet and outlet pressure differenceand gas consumption of dry gas compressor3.2P平台主工艺系统压力2022 年 3 月底到 4 月中旬，P 平台对主工艺系统操作压力进行了优化测试，测试分为 3 个阶段（测试期间 P3 气田处于停产状态）。第一阶段：系统的压力从 9 200 kPa 降至 9 000 kPa，P2 气田的上岸压力从 9 600 kPa 降至 9 500 kPa；第二阶段：P2气田的上岸压力从 9 500 kPa降至 9 100 kPa；第 三 阶 段：系 统 的 压 力 从 9 000 kPa 降 至32第 43卷第 3期（2024-03）油气田地面工程 https:/集输处理8 000 kPa，P2 气田的上岸压力从 9 100 kPa 降至8 300 kPa。图 6海底管线 1运行参数趋势Fig.6 Trend of operating parameters for Subsea Pipeline 1测试期间，保证系统设备运转稳定，天然气含水质量浓度、凝析油外输含水率、生产水分含油质量浓度等运行指标均合格，取得效果如图 7所示。图 7P平台主工艺系统操作压力测试期间各指标趋势Fig.7 Trend of indicators during the operation pressure testperiod of Platform P main process system（1）提升了单井产能，延长了稳产年限，增加了技术可采储量。以 P2 气田为例进行分析，油嘴开度等参数保持不变，在主工艺系统压力降低后，气 田 产 量（降 压 后 三 天 的 平 均 值）数 据 如 表 4所示。表 4P2气田测试期间产量变化情况Tab.4 Production changes of P2 Gas Field during the test period测试阶段测试前第一阶段第二阶段第三阶段系统压力/kPa9 2009 0009 0008 000段塞流捕集器压力/kPa9 6009 5009 1008 300产量/（104m3d-1）54.9855.36*55.49*56.96*注：*为降压后三天的平均值。从 P2气田产量变化看，P平台主工艺系统操作压力降低，降低了气井背压，提升了单井产能。根据模拟结果，P 平台主工艺系统操作压力可降低1 1.5 MPa(G)，单 井 井 口 背 压 可 同 步 降 低1 1.5 MPa(G)。经油藏模拟研究，当 P 平台工艺系统压力降低 1 MPa(G)时，P1、P2、P3 气田群技术可采储量增加 1.2108m3（图 8）。图 8P气田群降压前后累计产气量对比Fig.8 Comparison of cumulative gas production before and afterdepressurization in P Gas Field Cluster（2）提升了高含水井排水采气效果。主工艺系统压力降低，单井背压降低，生产压差增加有利于含水气井携带积水。以 P2气田 A01H 井为例，该井于2015年3月投产，投产初期平均产气量36104m3/d，水气比与气油比均较稳定。2019年 5月下旬，该井见水（湿气流量计监测水气比逐渐升高，测试 P2气田段塞流捕集器液相氯根质量浓度为1 644 mg/L）。目前，该井产气量保持在 1210415104m3/d，产水量在 4050 m3/d左右。测试期间观察了 A01H 井产量及水气比变化（图 9）。图 9P2气田 A01H产量及水气比趋势Fig.9 A01H production and water-gas ratio trend of P2 Gas Field由图 9 可知，主工艺系统 2 次降低压力后，P2气田 A01H 井产量有一定的上升，水气比上升也比较明显，气井出水增多，说明降压对该井排水采气有一定的效果。（3）降低了泵类设备的能耗。生产系统压力降低后，泵类设备的背压、电机做功及能耗有所降33集输处理罗睿乔等：海上气田群集输管网运行参数优化研究油气田地面工程 https:/低。以三甘醇泵为例，测试期间，循环量等参数不变的情况下，系统压力为 9 000 kPa 时，三甘醇泵电流为 25.24 A；系统压力为 8 000 kPa 时，三甘醇泵电流为 23.54 A，三甘醇泵的实际功率下降。经统计，生产系统压力降低 1 MPa(G)，动设备能耗降低约 111 tce/a，碳排放降低约 207 t/a。4结论与认识本文以南海东部深水气田群集输管网为例，利用 LedaFlow 和 K-Spice 软件分别对海底管线运行压力和平台生产系统运行压力进行模拟优化，为现场测试提供理论基础，经过测试，气田群集输管网参数优化成效显著。（1）通过对海底管线 1 运行参数优化并测试，大幅降低运行压力，干气压缩机燃料气平均消耗降低 9 059 m3/d，能耗降低约 3 715 tce/a，碳排放降低约 7 150 t/a。（2）通过对 P 平台运行压力进行优化并测试，有效降低了气田群井口背压、动设备运行背压，释放了气井产能，提升高含水气井排采效果，并有效降低设备能耗。在生产系统操作压力降低 1 MPa(G)的情况下，气田群新增技术可采至少 1.2108m3，动 设 备 能 耗 降 低 约 111 tce/a，碳 排 放 降 低 约207 t/a。（3）建立了一套可复制、易推广的用于海上气田群集输管网运行参数优化的方案，该方案通过建立模拟模型导入历史数据进行模型校正模拟不同工况下的参数组织现场测试的方法，可使集输管网运行参数趋于最优化，最大程度提高气田群增储上产、提质增效、节能减碳的潜力。参考文献1 高石气田集输管网的优化运行方案分析J化学工程与装备，2018（5）：45-47GAO ShiAnalysis of optimal operation scheme of gas fieldgathering pipeline networkJ Chemical Engineering andEquipment，2018（5）：45-472 李学军长输管道天然气集输管网优化设计J油气田地面工程，2015，34（4）：24-26LI Xuejun Optimization design of natural gas gatheringpipeline network for long-distance transmission pipelineJOil-Gas Field Surface Engineering，2015，34（4）：24-263 赵琴D 区气田工程集输工艺优化研究D成都：西南石油大学，2014ZHAO QinStudy on optimization of gathering and transpor-tation process of gas field engineering in D AreaDCheng-du：Southwest Petroleum University，20144 孙立新浅析气田集输管网的优化运行方案J化工管理，2016（17）：24SUN LixinAnalysis of optimal operation scheme of gas fieldgathering pipeline networkJChemical Enterprise Manage-ment，2016（17）：245 曹迪中古区块集输工艺优化研究D成都：西南石油大学，2016CAO Di Optimization of gathering and transportation pro-cess in Zhonggu BlockD Chengdu：Southwest PetroleumUniversity，20166 王洪元，卜莹，潘操基于遗传蚁群算法的气田集输管网优化方法J计算机与应用化学，2012（12）：1495-1498WANG Hongyuan，BU Ying，PAN Cao Optimizationmethod of gas field gathering pipeline network based on ge-netic ant colony algorithmJComputers&Applied Chemis-try，2012（12）：1495-14987 吕晨洁煤层气集输管网建模及优化研究D 太原：太原科技大学，2017LYU Chenjie Study on modeling and optimization of coal-bed methane gathering and transportation pipeline networkDTaiyuan：Taiyuan University of Science and Technolo-gy，20178 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3168号，518064。收稿日期2023-12-05（编辑李娜）本刊有偿征集封面图片及图片新闻封面图片：反映油田生产作业、油田地面工程项目、油田地面设备与设施，以及与油田地面建设相关的场景图片。图片新闻：以图片的形式报道有关油气田地面工程相关资讯，图文并茂，包括与油气田地面工程相关的各类信息，如新设备、新产品的研制，地面工程项目的施工，新技术的发布，相关会议,等等。以上内容请通过电子邮箱投稿：图片精度要求：2 Mb以上。35