杭锦旗气田集输工艺优化研究

陈从磊， 李长河

(中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京 100083)

杭锦旗气田集输工艺优化研究

陈从磊， 李长河

(中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京 100083)

针对杭锦旗气田的特点及开发中存在的难题，利用OLGA软件建立了集输工艺计算模型，进行了集输工艺优化研究。模型计算结果与实际运行参数相对误差在3%以内，能够较准确地模拟集输管网的实际运行情况。在此基础上，进行了高低压集输工艺下水合物生成情况，带液与分液工况下的集输距离的模拟计算。结果表明，井下节流、井口不加热、不注醇的低压带液集输工艺能较好地适应杭锦旗气田滚动开发的需要，可有效解决复杂地貌条件下，管道低点积液、管道水合物堵塞以及高压集气工艺前期高产液情况下天然气脱水效果差等问题。单井进站集输距离控制在6.5 km(DN80)，两井串接进站集输距离7 km(DN80-DN100)，三井串接进站集输距离4 km(DN80- DN80-DN100)。

水合物； OLGA； 低压集输工艺； 高压集输工艺； 集输距离

杭锦旗气田属于高寒、低产、低温、含水的低品位气田，气藏平均孔隙度为11.8%，渗透率为1.25 mD，属于低孔低渗储集岩。井口初期压力在10～15 MPa，压力递减较快，平均压降速率0.022 2 MPa/d。井口温度冬季约4～7 ℃，夏季约13～16 ℃。且地处沙漠丘陵地区，地势起伏频繁，高差大，局部高差达100 m。目前，在气田开发中采用了高压集气和低压集气的工艺。高压集气采用“单井进站、加热节流、轮换计量、低温脱水、二级分离、复温外输、注醇防堵”工艺，其特点为注醇防堵，利用地层能量，节流制冷脱水等[1]。但高压集气在中后期会向“中低压集气、停醇采气、降压开采、增压外输、二级脱水”工艺转变。针对压力递减快的杭锦旗气田，高压集输生产周期较短。低压集气工艺采用“井下节流、带液计量、串联进站、常温分离、二级增压、集中脱水、降压防堵”工艺，其特点为降压防堵、增压外输、二次脱水[2-4]。但采用井下节流对个别产液量大的井携液能力较差，冬季生产易冻堵、积液，需采取相应的生产措施[5-7]。

此外，在杭锦旗气田开发过程中，还面临一些亟待解决的问题。一是地面工程规划部署对滚动开发模式的适应性差。气田采用甜点滚动开发政策，具有井位分批实施、部署动态调整、实际井网不规则等特点。由于保产需要，地面建设周期短、时间紧，大站集气模式无法有效兼顾全部投产气井，导致部分气井集输半径过长，气液混输距离长、沿程摩阻大、井口回压高，维持生产困难；二是复杂地貌环境下气液混输困难。气田所处地形地貌复杂、沟壑较多、地形起伏大，高程差甚至达到100 m左右。较长的集气距离导致采气管线多次翻越沟壑，管道内液体在低洼处积聚，严重时将形成液塞，导致液堵；三是水平井高产液影响集输设施的脱水效果。水平井规模化分段压裂为主的开发技术政策，使得单井加砂、加液量大，气井前期生产返排液量大，使得高压集气工艺前期高产液情况下天然气脱水效果较差，大量游离水进入管道。

本文利用行业权威的油气混输管流瞬态模拟软件OLGA[8]建立了集输工艺的管网计算模型，并在工艺模拟计算的基础上，通过优化集输工艺，简化流程，减少投资和运行成本，优选了杭锦旗气田集输工艺方案和站场布局方案，为杭锦旗气田的高效经济开发提供参考依据。

1 模型建立及验证

1.1 基础数据

对前期探井、评价井和试采井的气田组分进行储量加权平均，结果见表1。对选取的气井进行模拟计算的相关参数见表2。

表1 气体组分Table 1 Composition of the gas field %

表2 模拟计算边界条件Table 2 Boundary conditions of the simulation

1.2 模型建立及验证

根据杭锦旗气田开发方案及相关基础参数，利用OLGA软件完成了管网计算模型的建立，见图1。计算模型的初始条件为起点流量、温度和末端压力，对起点压力、末端流量进行计算。OLGA 为瞬态多相流模拟软件，在软件模型建立过程中，为保证计算结果的准确性采取的措施有：

(1) 建立的计算模型严格按照管道的实际情况(沿程高差、管径、保温、管壁粗糙度等)。此外，软件计算所需的其他相关数据，也严格按照实际进行输入。

图1 管网计算模型

Fig.1 Calculation model of pipeline network

(2) 计算初始数据(起点流量、温度、末端压力)。选取连续5天运行稳定工况下的实际运行数据，避免不稳定工况下异常数据对结果的干扰。

为验证模拟计算的准确性，从生产报表中任意选取1#和2#气井，并利用建立的计算模型对这两个井连续稳定运行状态下任意2天的生产数据进行模拟计算。管网模型模拟计算结果与实际运行参数的对比见表3。

表3 模拟结果与实际运行数据对比Table 3 Comparison of simulation results and actual operating data

注：实际产液量为管道末端一天的进站液量，m3/d。

结果表明，入口压力模拟值与实际值最大相对误差1.43%，温度最大相对误差3%，产液量最大相对误差1.32%，计算模型模拟结果与现场生产运行数据能较好地吻合。因此，该管网模型能够较准确地模拟计算天然气在实际管网中的运行情况[9]。

2 集输工艺优化

在验证了模型准确性的基础上，分别开展了高低压集输、带液集输与分液集输工艺的模拟计算，根据模拟计算的结果进行了集输工艺的优化，确定了最适合杭锦旗气田的集输工艺方案。

2.1 高低压集输工艺对比

针对低压集输工艺，选取图1中红色标注管道(距离最长)，在冬季地温2 ℃运行条件最差的工况情况下，通过提高井口压力，利用模型对管网内水合物生成情况进行了模拟计算，结果见表4。

水合物生成模拟计算结果表明，当井口压力高于2.18 MPa时，气体在集输管网内将有水合物生成。当井口压力升高至6.17 MPa时，管道起点就有水合物生成。

杭锦旗气田开发初期气井压力15 MPa，采用高压集气将生成水合物，需要注入甲醇来抑制其生成。而所注甲醇为剧毒物质，生产安全措施要求较高，危害程度较高，且含醇污水处理流程复杂、投资高、运行费用高[10]。

此外，杭锦旗气田压力递减速率约0.02 MPa/d，600天左右气井压力将降到3 MPa左右，高压集输生产周期短，短时期内即需建设低压生产系统，导致高压集输适应性较差。

因此，综合考虑技术、经济及安全等多方面因素，推荐采用低压集输工艺。同时，为避免管道内水合物生成，建议井口压力控制在2.18 MPa以下。

表4 不同井口压力下管网内水合物生成情况Table 4 The amount of hydrate formation in pipeline at different wellhead pressure

2.2 带液集输与分液集输

2.2.1 集输距离计算 在确定采用井下节流的低压集输工艺后，分别对在单井进站、两井串接进站和三井串接进站条件下，对带液集输和井口分液集输的集输距离(在确定首端压力、输量、温度的情况下，管道末端达到进站最低压力所能输送的最远距离)和积液量(整个管道内积存的液体的体积，m3)进行了模拟计算，结果见表5—7[11]。

表5 不同管径下单井进站的集输距离Table 5 Gathering distance of single well at different diameters

表6 两井串接进站的集输距离Table 6 Gathering distance of two wells at different diameters

表7 三井串接进站的集输距离Table 7 Gathering distance of three wells at different diameters

从表5—7中可以看出，在相同管径下，带液集输距离低于分液集输距离；带液集输条件下，管径增大，集输距离增加，管道内积液量增加。综合实际气田开发方案，推荐在带液集输条件下，单井、两井串接和三井串接进站的集输距离分别为6.5 km(DN80)、7 km(DN80-DN100)、4 km(DN80- DN80-DN100)；在分液集输条件下，单井、两井串接和三井串接进站的集输距离分别为8 km(DN80)、8.5 km(DN80-DN100)、4.5 km(DN80-DN80-DN100)。

2.2.2 集输站场布置 根据实际开发方案确定的58口气井的方位坐标以及地形地貌条件，结合带液集输与井口分液集输的模拟计算结果，对地面集输站场进行了布置，结果见表8。

从表8中可以看出，带液集输条件下，需设置5座站场，单站最大管辖井数为15口。分液集输条件下，需设置3座站场，单站最大管辖井数为21口。2.2.3 主要设施及投资 带液集输与分液集输条件下，集气站的主要设施及投资见表9。

表8 站场布置Table 8 Number of stations while transported with or without water

带液集输和分液集输条件下的总投资和单位产能投资计算结果表明,带液集输方案比分液集输方案的投资节省约660万元；带液集输单位产能投资比分液集输方案的投资节省10.1 元/m3。井场分液集输时需要在各个井场建设分离器、凝液罐、装车泵等设施，设备分布区域广，不利于管理，且各个井场的凝液需要定期用罐车拉运，不但拉运费用高，而且还存在环境污染风险。

表9 带液集输与分液集输主要设施及投资Table 9 Main facilities and investment

因此，推荐采用井下节流、井口不加热、不注醇的低压带液集输工艺。该工艺不仅能较好地适应气田滚动开发的需要，同时还可有效解决在复杂地貌条件下，管道低点积液(4 km集输管道最大积液量1.3 m3)、管道水合物堵塞以及高压集气工艺前期高产液情况下天然气脱水效果差等问题。

3 结论

针对杭锦旗气田的具体特点及集输工艺存在的问题，利用OLGA软件建立管网集输模型，对高低压集输工艺、带液集输与分液集输进行了模拟计算，得出以下结论：

(1) 入口压力模拟值与运行值最大相对误差1.43%，温度最大相对误差3%，产液量最大相对误差1.32%。计算模型模拟结果与现场生产运行数据能较好地吻合，能够较准确的模拟计算实际管网的运行情况。

(2) 推荐采用井下节流、井口不加热、不注醇的低压带液集输工艺。该工艺不仅能较好地适应气田滚动开发的需要，同时还可有效解决在复杂地貌条件下，管道低点积液、管道水合物堵塞以及高压集气工艺前期高产液情况下天然气脱水效果差等问题。

(3) 单井进站集输距离控制在6.5 km(DN80)，两井串接进站集输距离7 km(DN80-DN100)，三井串接进站集输距离4 km(DN80-DN80-DN100)。

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(编辑 王戬丽)

Optimization Study on Gathering Process of Hangjinqi Gas Field

Chen Conglei， Li Changhe

(PetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China)

According to the characteristics of Hangjinqi Gas Field and the problems existing in exploitation, a calculation model was established by using OLGA software,then the optimization study on gathering process was carried out. The relative errors of the results calculated using the calculation model were less than 3%, so the actual operation conditions of the pipelines could be simulated accurately. Based on the calculation model, the amount of hydrate formation on high and low wellhead pressure, gathering distance with water and without water was calculated, respectively. The results showed that:The downhole choke, no wellhead heating, no alcohol injecting low pressure gathering process with water was most suitable for Hangjinqi Gas field, and it could resolve the problems of complex geomorphological conditions effectively, such as low point effusion, hydrate plugging, poor dehydration effect when liquid production was high at the early stage of high pressure gathering process. The single well entering station gathering distance was 6.5 km((DN80), two wells were 7 km(DN80-DN100) and three wells were 4 km(DN80-DN80-DN100).

Hydrate; OLGA; Low pressure gathering process； High pressure gathering process； Gathering distance

1006-396X(2017)03-0072-06

2016-11-18

2016-12-29

陈从磊(1985-)，男，硕士，工程师，从事油气集输工艺、油气田地面工程、长输管道规划方面的研究；E-mail：chencl.syky@sinopec.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.013

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn