付先惠，姚麟昱，王 全，羅林杰，王孝剛

中國(guó)石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽(yáng)618000

引言

中江氣田年產(chǎn)氣量占川西氣區(qū)的40%，氣井分布廣、遞減快。根據(jù)西南油氣分公司“十四五”規(guī)劃，2025 年中江氣田規(guī)劃產(chǎn)量將達(dá)18×108m3/a，是西南油氣分公司產(chǎn)能建設(shè)重點(diǎn)開發(fā)陣地。隨著二十余年開發(fā)，中江氣田部分氣井進(jìn)入低壓低產(chǎn)階段，亟需開展管網(wǎng)優(yōu)化、增壓等多種措施幫助老井穩(wěn)產(chǎn)。但多年滾動(dòng)、快速建產(chǎn)及低成本建設(shè)需求日益提升，面臨如下問(wèn)題：（1）滾動(dòng)開發(fā)模式下，早期的管網(wǎng)部署難以滿足新建產(chǎn)能需要，存在支線長(zhǎng)、分支多，部分管線末端回壓過(guò)高的問(wèn)題，抑制了氣井產(chǎn)能釋放；（2）中江氣田老井壓力和產(chǎn)量衰竭迅速，且呈狹長(zhǎng)帶狀分布，若采用常規(guī)增壓布站模式，存在增壓站點(diǎn)多、投資高等問(wèn)題；（3）滾動(dòng)建產(chǎn)模式下，站內(nèi)高低壓氣井并存，合輸過(guò)程中，井間干擾現(xiàn)象普遍存在，低壓低產(chǎn)老井生產(chǎn)受抑制明顯、低壓低產(chǎn)氣井生產(chǎn)困難，制約低壓井產(chǎn)能釋放、氣田難以實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。針對(duì)上述問(wèn)題，亟需開展“管網(wǎng)--站場(chǎng)--井口”逐級(jí)壓力解鎖技術(shù)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(shù)，降低管網(wǎng)運(yùn)行壓力及井口回壓、充分利用井間小壓力能，進(jìn)一步釋放中江氣田氣井產(chǎn)能，以實(shí)現(xiàn)氣田地面高效集輸目的。

1 氣田地面高效集輸難點(diǎn)

影響氣田高效集輸、氣井產(chǎn)能釋放的關(guān)鍵即壓力，特別針對(duì)已進(jìn)入開發(fā)中后期的老氣田，運(yùn)行壓力的有效降低是保障老井穩(wěn)產(chǎn)及產(chǎn)能充分釋放的關(guān)鍵。本文將從管網(wǎng)、站場(chǎng)、井口3 個(gè)層級(jí)進(jìn)行難點(diǎn)分析。

（1）氣田集輸管網(wǎng)末端壓力高、運(yùn)行負(fù)荷不均衡，需開展運(yùn)行模擬優(yōu)化。

中江氣田外輸管線橫向聯(lián)通性差，調(diào)度能力弱，長(zhǎng)期處于超負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)；內(nèi)部管網(wǎng)支線長(zhǎng)、集輸量大，末端回壓最高達(dá)3.7 MPa。表1 為氣田內(nèi)部集輸末端管道輸量及末端運(yùn)行壓力，可以看出，部分管線末端負(fù)荷高、壓力分布不均，氣田內(nèi)部未形成合理調(diào)配，而氣田起跳壓力設(shè)置約為3.7～3.8 MPa，因此，管線運(yùn)行壓力長(zhǎng)期接近起跳壓力、運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)高。

表1 氣田內(nèi)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(nèi)部集輸干線沿線就近接入分支多，集輸負(fù)荷20%～130%、分布不均，表2 為氣田外輸管道設(shè)計(jì)與實(shí)際輸量，可以看出，管線運(yùn)行負(fù)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(dá)8×108m3。因此，需開展集輸管網(wǎng)“布局+參數(shù)”交互式模擬優(yōu)化，降低管網(wǎng)運(yùn)行壓力的同時(shí)，確保集輸能力最大化與集輸負(fù)荷均衡化。

表2 氣田外輸管道設(shè)計(jì)與實(shí)際輸量Tab.2 Design and actual transmission of gas field pipeline

（2）低壓低產(chǎn)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(dá)89 口，占比達(dá)45%，分布范圍廣（如圖1 所示，增壓范圍最大達(dá)到30 km），而常規(guī)增壓開采增壓半徑短，建設(shè)投資高，因此，需開展高效長(zhǎng)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(nèi)高低壓氣井井間干擾現(xiàn)象普遍，需活動(dòng)式、低壓差引射研究。

滾動(dòng)建產(chǎn)模式下，87%站場(chǎng)采用合輸模式，站內(nèi)高低壓井并存，壓力差1～10 MPa。圖2 為同井場(chǎng)氣井分輸、合輸對(duì)比，可以看出，合輸較分輸產(chǎn)量將減少10%以上，井間干擾嚴(yán)重影響了氣井產(chǎn)能的有效釋放。

圖2 同站場(chǎng)氣井分輸、合輸對(duì)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(chǎng)高壓氣井對(duì)低壓氣井的影響，但常規(guī)引射工藝對(duì)壓差要求高，高低壓氣井壓差約3～5 MPa，而中江氣田78%井場(chǎng)氣井間壓差約0～1 MPa，壓力能不足；同時(shí)，常規(guī)引射工藝采用固定式噴嘴與喉管，一旦氣井產(chǎn)量、壓力發(fā)生改變，原組合將不再適應(yīng)新工況，需重新設(shè)計(jì)加工，耗時(shí)至少3 個(gè)月，適應(yīng)范圍窄。因此，需開展活動(dòng)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(wǎng)優(yōu)化研究

2.1 管網(wǎng)建模

根據(jù)中江氣田管網(wǎng)系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，利用TGNET 軟件建立組態(tài)管網(wǎng)仿真模型，如圖3 所示，模型內(nèi)共有130 個(gè)輸氣和供氣端，160 條管線。設(shè)置管道長(zhǎng)度、壁厚、粗糙度、高程等參數(shù)，同時(shí)定義流量、壓力邊界條件以及模型極限，根據(jù)設(shè)定點(diǎn)和極限可計(jì)算得到管道系統(tǒng)內(nèi)的水力變量等。

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

（1）軟件計(jì)算公式及約束條件

TGNET 可供選擇的水力摩阻系數(shù)計(jì)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(nèi)壁情況、模擬精度較高，適用于紊流3 個(gè)區(qū)，采用Colebrook 公式進(jìn)行模擬計(jì)算。而對(duì)于真實(shí)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(nèi)都相對(duì)精確，因此，采用BWRS 方程[6-7]。管道步長(zhǎng)的設(shè)置則一般小于計(jì)算管道長(zhǎng)度的10%[8-12]。

在模擬過(guò)程中為實(shí)現(xiàn)成功收斂，針對(duì)中江氣田管網(wǎng)模擬將約束中心站點(diǎn)的最小壓力，設(shè)定值為1.25 MPa，其余站點(diǎn)全部設(shè)定為流量控制。

（2）模型修正

開展模擬過(guò)程中，利用2021 年管網(wǎng)及主要站點(diǎn)的實(shí)際運(yùn)行壓力數(shù)據(jù)，針對(duì)工區(qū)特點(diǎn)對(duì)137 個(gè)站、176 條管線的輸氣效率進(jìn)行了擬合，最終實(shí)現(xiàn)將壓力誤差控制在5%以內(nèi)，如表3 所示，則可認(rèn)為此時(shí)管網(wǎng)仿真模型與真實(shí)運(yùn)行情況基本相吻合。

表3 參數(shù)擬合與誤差對(duì)比Tab.3 Parameter fitting and error comparison table

2.2 管網(wǎng)優(yōu)化方案

中江氣田由于集氣支線長(zhǎng)、流向單一、集輸氣量大，導(dǎo)致遠(yuǎn)端B 站、E 站的壓力長(zhǎng)期接近管網(wǎng)最高運(yùn)行壓力。因此，本次方案以這兩個(gè)節(jié)點(diǎn)壓力為控制關(guān)鍵點(diǎn)，以“集輸能力最大化與集輸負(fù)荷均衡化”相結(jié)合的優(yōu)化理念，提出兩套管網(wǎng)優(yōu)化方案，建立“管網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)+運(yùn)行參數(shù)”為核心指標(biāo)的交互式優(yōu)化模型（圖4）。

圖4 “雙環(huán)網(wǎng)”集輸管網(wǎng)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(wǎng)優(yōu)化方案對(duì)比，從壓力預(yù)測(cè)結(jié)果和建設(shè)工程量來(lái)看，方案一優(yōu)于方案二，因此，推薦方案一。實(shí)施結(jié)果表明，管網(wǎng)優(yōu)化后形成8 字形南北貫通“枝狀+環(huán)狀”雙環(huán)線結(jié)構(gòu)形態(tài)，提升了成都、德陽(yáng)、綿陽(yáng)3 個(gè)方向的靈活調(diào)度性和天然氣保供能力，該方案實(shí)施后集輸能力將由300×104m3/d 提升至600×104m3/d、氣田遠(yuǎn)端回壓由3.7 MPa 降低至3.2 MPa、管線運(yùn)行負(fù)荷由20%～120%均衡化至60%～90%。

表4 兩種管網(wǎng)優(yōu)化方案對(duì)比Tab.4 Comparison of two pipeline network optimization schemes

3 長(zhǎng)半徑增壓研究

3.1 增壓技術(shù)政策界限

（1）廢棄壓力的確定

廢棄壓力計(jì)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(shù)據(jù)[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(wǎng)壓力持平，低壓低產(chǎn)氣井受管網(wǎng)壓力波動(dòng)影響明顯。計(jì)算中以川西地區(qū)低壓管網(wǎng)壓力為基礎(chǔ)，同時(shí)考慮0.1 MPa 管網(wǎng)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(jī)組最低壓力與管網(wǎng)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(chǔ)量及采出程度評(píng)價(jià)

對(duì)自然開采、增壓開采以及負(fù)壓開采條件下的可采儲(chǔ)量和采出程度增加值進(jìn)行預(yù)測(cè)[16-17]，計(jì)算表明，增壓氣井自然開采平均儲(chǔ)量為2 321×104m3，增壓開采平均可采儲(chǔ)量為2 462×104m3，平均單井增加可采儲(chǔ)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(shù)界限

綜合增壓開采效果及開采因素分析，對(duì)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(dǎo)入增壓穩(wěn)產(chǎn)效果較好，氣井井口油壓下降至與管網(wǎng)壓力值之差小于0.20～0.45 MPa 時(shí)導(dǎo)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(shù)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(guò)程模擬，過(guò)程中將全氣田氣井產(chǎn)量、壓力、集輸流程、集輸管網(wǎng)作為一個(gè)統(tǒng)一體進(jìn)行系統(tǒng)優(yōu)化。

3.2.1 數(shù)學(xué)模型

天然氣流經(jīng)不同的元件所遵循的流動(dòng)規(guī)律各不相同，各階段的數(shù)學(xué)模型也不同。其中，流體通過(guò)節(jié)流閥、壓縮機(jī)、管線，需符合以下數(shù)學(xué)模型。

（1）流體通過(guò)節(jié)流針閥（氣嘴）與井下節(jié)流安全閥的流動(dòng)

在模擬過(guò)程中可根據(jù)天然氣在地層、井筒和地面節(jié)流油嘴的流動(dòng)規(guī)律，并通過(guò)對(duì)系統(tǒng)的敏感性分析，尋求最佳協(xié)調(diào)合理產(chǎn)量。

（3）天然氣在集輸管線中的流動(dòng)

天然氣在集輸管道中流動(dòng)有多種流量計(jì)算公式，對(duì)于中江氣田集輸管網(wǎng)及氣田內(nèi)部管網(wǎng)，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(nèi)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(tái)。本文結(jié)合中江氣田目前生產(chǎn)狀況、集氣站特點(diǎn)及內(nèi)部集輸管網(wǎng)狀況，采用Reo 軟件建立了氣田內(nèi)部多級(jí)、共32 集氣站的物理模型（圖5）。模擬過(guò)程中輸入井口至水套爐的采氣管線長(zhǎng)度（站外井與站內(nèi)井）、內(nèi)徑與外徑、管線粗糙度、水套爐傳熱系數(shù)、加熱后的氣流溫度目標(biāo)值、地面節(jié)流壓降系數(shù)（選擇嘴流方程）、針閥開度等參數(shù)開展增壓模擬。

3.3 增壓方案

依據(jù)增壓政策界限，結(jié)合氣井產(chǎn)量、壓力遞減預(yù)測(cè)，梳理統(tǒng)計(jì)氣田共62 口井?dāng)M進(jìn)入增壓開采。以“氣田采收率+增壓建設(shè)運(yùn)行成本”雙指標(biāo)最優(yōu)，開展氣田452 km 中低增管網(wǎng)運(yùn)行分析，系統(tǒng)評(píng)估5～10 km 等3 種增壓半徑方案（如表5 所示），依據(jù)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(zhǎng)半徑增壓方案。

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

本文通過(guò)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(shè)1 座，建設(shè)成本降低25%，實(shí)現(xiàn)增壓凈現(xiàn)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(jié)構(gòu)部件有工作噴嘴、接受室、混合室、擴(kuò)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(guò)引入管經(jīng)過(guò)噴嘴進(jìn)入混合室，低壓氣流通過(guò)引射入口進(jìn)入混合室，兩者在混合室內(nèi)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。混合后的氣流由混合室進(jìn)入擴(kuò)散室，低壓氣流壓力進(jìn)一步升高（高壓氣流壓力降低），低壓氣獲得增壓，在擴(kuò)散室出口處，混合流體的壓力高于進(jìn)入接受室時(shí)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(lái)氣壓力為3.5 MPa、產(chǎn)量6.5×104m3/d；被引射低壓源壓力約2.7 MPa、產(chǎn)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(nèi)部結(jié)構(gòu)及引射過(guò)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(shè)計(jì)

為滿足生產(chǎn)需求，將噴嘴和混合管設(shè)計(jì)為活動(dòng)式。通過(guò)模擬，該工況下采用8A 型（專利產(chǎn)品自編號(hào)）的噴嘴+混合管組合效果最優(yōu)，噴射系數(shù)為0.106。同時(shí)，為滿足現(xiàn)場(chǎng)工況快速變化需求，設(shè)計(jì)了45 種不同工況噴嘴、喉管多組合系列化設(shè)計(jì)，內(nèi)部件可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)工況變化而實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)更換及組合。

（2）引射試驗(yàn)方案

采用JS209HF 站場(chǎng)高壓氣井對(duì)低壓氣井進(jìn)行引射，擬實(shí)現(xiàn)無(wú)外部動(dòng)力情況下0.4～1.0 MPa 低壓差引射。試驗(yàn)過(guò)程中通過(guò)對(duì)比分析引射前后高低壓氣井井口油壓、產(chǎn)量、及站場(chǎng)綜合產(chǎn)量，確定引射效果。模擬預(yù)期將降低低壓氣井油壓0.4 MPa 以上。

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

5.1 管網(wǎng)優(yōu)化實(shí)施效果

2021 年5 月南環(huán)線建成投運(yùn)，10 月北環(huán)線建成投運(yùn)。“8 字形雙環(huán)”模式運(yùn)行后，實(shí)現(xiàn)了管網(wǎng)布局和運(yùn)行的統(tǒng)籌優(yōu)化，氣田內(nèi)部南北貫通雙環(huán)線的結(jié)構(gòu)形態(tài)提升了成都、德陽(yáng)、綿陽(yáng)3 個(gè)方向的靈活調(diào)度性和天然氣保供能力，氣田遠(yuǎn)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(fù)荷由20%～120%均衡化至60%～90%，保證了低壓產(chǎn)能充分釋放、提升了集輸能力、優(yōu)化了管網(wǎng)系統(tǒng)集輸負(fù)荷分布。

5.2 長(zhǎng)半徑增壓實(shí)施效果

中江氣田用長(zhǎng)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(wàn)元，實(shí)現(xiàn)了最大10 km 長(zhǎng)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(yùn)行情況，可以看出，截至2021 年10 月，累計(jì)增產(chǎn)3 168×104m3，保障了低壓氣井產(chǎn)能持續(xù)貢獻(xiàn)。

表6 中江氣田增壓站場(chǎng)運(yùn)行情況Tab.6 Operation statistics of booster stations in Zhongjiang Gas Field

5.3 引射實(shí)施效果

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

表7 引射前后壓力、產(chǎn)量對(duì)比Tab.7 Comparison of pressure and output before and after ejection

6 結(jié)論

（1）中江氣田內(nèi)部?jī)?yōu)化形成的南北貫通雙環(huán)線結(jié)構(gòu)形態(tài)顯著提高了管網(wǎng)集輸能力，較枝狀具有更加靈活的自動(dòng)調(diào)配能力。

（2）針對(duì)呈狹長(zhǎng)帶狀分布低壓低產(chǎn)氣井，采用長(zhǎng)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(dòng)式引射裝置可實(shí)現(xiàn)0.4～1.0 MPa 小壓差引射，突破了常規(guī)引射高壓比應(yīng)用邊界，在氣田生產(chǎn)中后期具有推廣價(jià)值。