惠凱

西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院（陜西西安710065）

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基于氣田枝狀管網(wǎng)集氣站壓力確定及計(jì)算軟件開發(fā)

惠凱

西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院（陜西西安710065）

摘要枝狀管網(wǎng)集氣站壓力通常是根據(jù)氣體處理廠進(jìn)廠壓力與經(jīng)驗(yàn)值反推確定，同時(shí)存在集氣站壓力不能因井口壓力發(fā)生變化而變化的問題，進(jìn)一步導(dǎo)致不能最優(yōu)化利用輸氣管道系統(tǒng)。根據(jù)處理廠進(jìn)廠壓力及單井井口壓力共同確定集氣站壓力，以平坦地區(qū)長距離輸氣管道基本公式為基礎(chǔ)，運(yùn)用流體力學(xué)及相關(guān)基礎(chǔ)理論進(jìn)行程序編寫，計(jì)算軟件可實(shí)現(xiàn)對集氣站壓力和各輸氣管道對應(yīng)管線流量的求解。計(jì)算結(jié)果與巴格德雷合同區(qū)域B區(qū)揚(yáng)-恰、別-皮氣田內(nèi)部集輸工程的現(xiàn)場數(shù)據(jù)進(jìn)行對比，計(jì)算結(jié)果吻合度高，符合現(xiàn)場工程實(shí)際。

關(guān)鍵詞天然氣；樹枝狀集氣管網(wǎng)；集氣站；設(shè)計(jì)壓力；計(jì)算軟件

AbstractThe gas pressure in natural gas gathering station with branch pipeline network is determined usually based on the entrance pressure and the experience value, at the same time there is a problem that the gas pressure of gathering station can not vary with the change of wellhead pressure, which will make the utilization of gathering and transmission pipeline system not optimal. It is put forward to determine the gas gathering station pressure based on the entrance station pressure and single well wellhead pressure, and the corre?sponding calculation program is prepared based on the basic formula for long-distance gas transmission pipeline in flat area and fluid me?chanics and related theories. So the gas gathering station pressure and the flow rate of every pipeline can be calculated using the calcula?tion software according to the entrance station pressure and the single well wellhead pressure. The comparison of the calculated results of a case with field measured data shows that two are highly consistent.

Key wordsnatural gas; branch gas gathering pipeline network; gas gathering station; designed pressure; calculation software

集氣站是輸氣管道系統(tǒng)的重要組成部分之一，集氣站的主要功能有調(diào)壓、凈化、計(jì)量和清管等。調(diào)壓的目的是保證輸入、輸出的氣體具有所需的壓力和流量[1]。當(dāng)氣田氣井壓力下降較快時(shí)，高壓流程不能滿足地面建設(shè)的需要，必須采用中低壓集氣工藝。但是現(xiàn)有的技術(shù)裝備條件難以實(shí)現(xiàn)直接將天然氣壓力升至處理廠外輸壓力，所以系統(tǒng)必須采取兩地增壓方式，其中一地增壓為集氣站增壓。集氣站增壓目前普遍采用的是各集氣站分散增壓和中心集氣站集中增壓2種模式[2]。隨著氣井的生產(chǎn)，井口壓力逐漸降低，當(dāng)壓力低至集氣系統(tǒng)壓力時(shí)，便不能輸入集氣管網(wǎng)，同樣需要增設(shè)增壓設(shè)備[3]。樹枝狀的集氣管網(wǎng)（圖1）通常用于單井集氣井場工藝，集氣管網(wǎng)呈樹枝狀，直線型的集氣干線貫穿氣田的主要產(chǎn)區(qū)中心，干線兩側(cè)采出的天然氣通過干線輸至總站，采取中心集氣站集中增壓模式，工藝流程如圖2所示。目前，確定集氣站壓力的方法通常是根據(jù)氣體處理廠的進(jìn)廠壓力加上經(jīng)驗(yàn)值（經(jīng)驗(yàn)值一般為0.2~0.3MPa）反推確定[4]。因此當(dāng)單井出口壓力有較大變化時(shí)，集氣站的壓力卻沒有相應(yīng)的變化，造成不能充分利用整個(gè)輸氣管道系統(tǒng)的問題。因此，提出用單井出口壓力和氣體處理廠進(jìn)廠壓力共同確定集氣站壓力，并且開發(fā)出相應(yīng)的計(jì)算軟件，以便整個(gè)輸氣管道系統(tǒng)利用最優(yōu)化。

圖1 樹枝狀集氣管網(wǎng)示意圖

圖2 工藝流程圖

1　天然氣枝狀管網(wǎng)水力系統(tǒng)理論

1.1理論系統(tǒng)的闡述

整個(gè)輸氣管道系統(tǒng)中，集氣站壓力為待求參數(shù)，以平坦地區(qū)長距離輸氣管道基本公式為主體進(jìn)行計(jì)算。由于單井出口壓力，以及各管路計(jì)算流量、管徑、流體溫度、管道長度不同，因此涉及到水力摩阻系數(shù)、壓縮因子、混合氣體動(dòng)力黏度、混合氣體密度等參數(shù)的計(jì)算。

1.2天然氣枝狀管網(wǎng)系統(tǒng)基本方程推導(dǎo)

式中：M為天然氣質(zhì)量流量，kg/s；PQ為管道計(jì)算段起點(diǎn)壓力，Pa；PZ為輸氣管道計(jì)算段終點(diǎn)壓力，Pa；D為管道內(nèi)徑，m；λ為管道水力摩阻系數(shù)，無因次；Z為天然氣壓縮系數(shù)，無因次；R為天然氣的氣體常數(shù)，8 314.3，m2/(s2·K)；T為天然氣的平均溫度，K；L為管道計(jì)算段長度，m。

其他所需基礎(chǔ)方程（水力摩阻系數(shù)、混合氣體黏度、混合氣體密度、氣體壓縮因子）：摩阻系數(shù)由流體流態(tài)決定，它或者是雷諾數(shù)的函數(shù)λ=f(Re)，或者是管內(nèi)壁粗糙度的函數(shù)λ=f(k/D)，或者同時(shí)是兩者的函數(shù)λ=f(Re，k/D)，其中k是絕對粗糙度。

1.2.1雷諾數(shù)

式中：Q為輸氣管道流量，m3/s；v為氣體運(yùn)動(dòng)黏度，m3/s。

當(dāng)2 000

λ=0.002 5Re0.25；

當(dāng)Re1

1.2.2天然氣黏度的計(jì)算

式中：T為天然氣溫度，K;Δ為天然氣標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的相對密度；ρ為天然氣密度，kg/m3；μ為天然氣動(dòng)力黏度，mPa·s。

1.2.3天然氣密度的計(jì)算

式中：ρ為混合氣體的密度，kg/m3；yi為i組分的摩爾分?jǐn)?shù)；Mi為i組分的相對分子質(zhì)量，kg/kmol；Vi為i組分摩爾容積，m3/kmol。

1.2.4壓縮系數(shù)的計(jì)算

壓縮系數(shù)根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)GB 11062-1998《天然氣發(fā)熱量、密度、相對密度和沃泊指數(shù)的計(jì)算方法》和SY/T 6143-2004《用標(biāo)準(zhǔn)孔板流量計(jì)測量天然氣流量》中給出的計(jì)算公式。

將上述基礎(chǔ)方程得出的數(shù)據(jù)代入平坦地區(qū)長距離輸氣公式中，即可求出集氣站壓力。

2　天然氣枝狀管網(wǎng)計(jì)算軟件開發(fā)

2.1程序計(jì)算流程簡述

2.1.1管網(wǎng)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

平坦地區(qū)長距離輸氣管道基本公式的函數(shù)表達(dá)形式是P集=f(PQ,D,λ,Z,R,T,L)，起點(diǎn)壓力（井口壓力）、處理廠進(jìn)站壓力、管徑、溫度、管道長度對于實(shí)際工程是已知的，摩阻系數(shù)、氣體壓縮因子、天然氣氣體常數(shù)可以通過基礎(chǔ)方程計(jì)算得到。

2.1.2計(jì)算流程思路

整個(gè)枝狀管網(wǎng)可簡化為由單井、集氣站、處理站和管道組成，其中將單井至集氣站定義為上游，將集氣站至氣體處理廠定義為下游。通過軟件分別計(jì)算上游所有管線流量之和以及下游管線流量，比較上下游流量，若兩部分流量之差滿足相對誤差，則此時(shí)的集氣站壓力即為所求壓力。計(jì)算流程圖如圖3所示。

1）上游流量計(jì)算。計(jì)算上游流量時(shí)，已知的單井井口回壓為管道初始端壓力，集氣站壓力為管道末端壓力，設(shè)集氣站壓力為P0，每條管道的初始計(jì)算流量為M0，計(jì)算得到摩阻系數(shù)λ0，再將λ0代入式（1）得到計(jì)算流量M1，再代入摩阻系數(shù)的計(jì)算公式得到λ1，通過計(jì)算迭代，直到2次的摩阻系數(shù)之差滿足誤差精度，則此時(shí)的摩阻系數(shù)即為所求的摩阻系數(shù)，代入式（1）求出此時(shí)各支線的流量。

2）下游流量計(jì)算。計(jì)算下游流量時(shí)，集氣站壓力為管道起點(diǎn)，采用計(jì)算上游流量的方法，計(jì)算下游管線流量。

3）集氣站壓力確定。若上游各支線流量之和與下游流量之差滿足相對誤差，則此時(shí)的壓力即為集氣站最優(yōu)壓力值；否則，集氣站壓力加上定值

ΔP，重新計(jì)算上游管線流量和下游管線流量，直到上下游流量之差滿足相對誤差。

2.2程序計(jì)算準(zhǔn)確性驗(yàn)證

為檢驗(yàn)程序的準(zhǔn)確性，利用所開發(fā)的軟件（圖4），分別計(jì)算別列克特利、皮爾古伊、揚(yáng)古伊、恰什古伊4個(gè)氣田集氣站的壓力，并與所提供的集氣站壓力進(jìn)行對比。項(xiàng)目中實(shí)際數(shù)據(jù)，揚(yáng)古伊氣田集氣站壓力為7.77MPa，恰什古伊氣田集氣站壓力為7.66MPa，別列克特利氣田集氣站壓力為7.65MPa，皮爾古伊氣田集氣站壓力為7.90MPa。計(jì)算軟件的計(jì)算結(jié)果與集氣站實(shí)際壓力非常接近，因此也證明了此軟件計(jì)算結(jié)果的正確性以及計(jì)算軟件的可靠性。

3　結(jié)論

1）基于C語言編寫的樹枝狀集氣站壓力計(jì)算軟件，操作方便、計(jì)算速度快，計(jì)算精度高。

圖3 C語言程序計(jì)算流程圖

作者簡介：惠凱（1990-），男，碩士，主要從事油氣儲(chǔ)運(yùn)及天然氣長距離輸送方向的研究。