页岩气集输管网适应性评价分析

2022-09-29何国玺唐鑫黄小明廖柯熹王敏安彭浩

科学技术与工程 2022年24期

何国玺,唐鑫,黄小明,廖柯熹，王敏安,彭浩

(1.西南石油大学石油与天然气工程学院，成都 610500；2.中国石油天然气有限公司西南油气田，重庆 400014)

页岩气是以游离态和吸附态的形式存在于纳米级或微米级的裂缝和孔隙中，分布在页状或薄片状层理的沉积页岩中[1-2]。根据页岩气井流参数特征及变化规律，页岩气不同生产阶段内的压力和产量变化较大，开采初期产气量、产水量较大，但中后期气水产量衰减快[3]，因此地面集输管网与地下资源条件之间需要一定的适应性。

近年来，针对页岩气集输管网运行适应性分析评价的相关研究较少，主要是对常规天然气管网、煤层气集输管网进行拓扑优化和方案评价。文献[4-5]采用模拟软件建立管网水力计算模型，以对集输管网或外输管网系统进行适应性分析。文献[6-8]基于数学拓扑优化理论，以管网投资最小或井站距离之和最短为目标函数，建立集输管网布局优化模型。文献[9-11]针对页岩气压力优化问题，依靠归一化曲线模型来量化管线压力变化对单井产量的影响，提出了混合整数非线性规划模型，并应用于现场实际。文献[12-14]对页岩气田地面集输管网规划方案存在资源浪费的问题，通过数学拓扑方法优化设计集气站、处理厂等各级站的位置及管网的连接关系，降低页岩气集输管网系统的基础投资和生产运行费用。王博弘等[15]制定了评分等级标准，并确定可靠性、适应性和经济性评价的指标权重大小，以对煤层气管网设计方案进行综合评价。目前，中国关于气液混输工艺的适应性研究主要局限于管网建模方法。何思宏[16]通过采用模拟软件建立页岩气集输管网模型，以分析气液混输条件下集输管道的适应性。岳兴龙[17]采用OLGA软件对混输管道的瞬态工况进行模拟，分析了混输管道内气液流量、压力、温度等之间的影响，对混输管道中的流型进行了预测。王荧光[18]针对苏里格气田，提出了集气阀组的“枝上枝”管网布局形式，将集气站改为集气阀组，单井来气就近接入集气阀组，阀组再将来气输送至中央处理厂进行工艺处理。

基于长宁某区块页岩气集输管网的现场运行问题及实际工况条件，从管网布局、输送工艺和增压工艺三个方面，优化选取出相应的适应性评价指标，有针对性地对该集输管网进行适应性评价分析，并将评价结果和工艺调整建议应用到工程实际生产中，以提高集输管网在运行过程中的适应性和输送效率，从而为页岩气田高效低成本规模化开发提供技术支持和借鉴。

1 集输管网运行工艺及适应性评价流程

1.1 集输管网运行工艺

1.1.1 管网布局形式

页岩气集输管网有放射状、枝状、环状及组合式等四种布局形式[19]。长宁区块页岩气富集区域多处山地，管网沿线地形起伏大，单一布局形式的集输管网难以实现气田高效低成本开发。以总费用与可靠度比值为目标函数，因此长宁区块页岩气集输管网采用“放射状+枝状”的布局形式可得到最优解[20-21]。在生产后期出现高低压井后，改造方案多、费用低、工艺简单，可以充分利用压力能和适应性高低压输送。

1.1.2 输送工艺

以减少设备投资、运行维护和管理费用最低为原则，页岩气正常生产初期采用气液分输方式，而生产中后期采用气液混输方式。相比气液分输工艺，气液混输工艺中介质的流动状态和管道沿线流动规律更为复杂[22]，因此有必要对不同工况条件下的输送工艺进行适应性研究。

1.1.3 增压工艺

中外页岩气田生产后期主要有平台增压、集气站增压和脱水站增压等三种增压工艺。长宁页岩气田推荐采用以集气站集中增压为主、平台增压为辅的方案。并且针对增压工艺的变工况操作特性，往复式压缩机较为灵活，因此长宁区块页岩气平台站场广泛采用往复式压缩机[23]。

1.2 集输管网运行适应性评价流程

页岩气田集输管网运行适应性评价技术路线如图1所示。首先基于管网布局、混输工艺及增压工艺3个方面的运行工况，择优选取适应性评价指标并建立页岩气集输管网运行适应性评价指标体系。根据页岩气田不同开发阶段的生产特点，对页岩气集输管网运行进行适应性评价。基于评价结果提出建议，并将其应用于现场生产实际，从而提高页岩气田集输管网的运行适应性。

图1 页岩气田集输管网运行适应性评价流程Fig.1 Adaptability assessment process of gathering and transportation pipeline network in shale gas Fields

2 集输管网运行适应性评价指标的选取与评定

2.1 适应性评价指标的选取

2.1.1 管网布局适应性评价指标的选取

管网布局适应性选取相对可靠度、地形起伏度及管线长度作为评价指标[24]。相对可靠度是指在一定的条件和时间内管网安全输送规定流量的概率，该指标可以表征管网系统的正常运行能力。通过统计集输管网中节点的连接形式，并根据放射状、枝状、组合式3种连接形式可以确定其相对可靠度。地形起伏度是指在特定的区域内沿线地形相对高程之差，可描述一个区域地形特征的宏观性指标，采用地理信息系统(Geographic Information System，GIS)求解地形起伏度的值。在页岩气集输管网的系统中，管线长度会直接制约集输系统的总投资成本，同时也可以表征集输系统所处地形地貌的复杂程度，管线长度可以在管网布局图或设计说明书上找到原始资料。

2.1.2 混输工艺适应性评价指标的选取

混输工艺适应性评价选取管道输送效率、气液比、平均流速作为评价指标。管道输送效率与管道输送能力、管道运行安全性、能耗和投资成本有关，输送效率较低，管网系统所需的能耗较高，从而影响投资成本，制约管网系统的整体安全。根据(SYT 5922—2012)《天然气管道运行规范》，管道输送效率计算公式为

(1)

式(1)中：η为管道输送效率，%；Qprac为在同一运行工况下管道的实际输送气量，m3/d；Qcal为在同一运行工况下管道的计算输送气量，m3/d；根据《用气体涡轮流量计测量天然气流量》(GB/T 21391—2008)规定，p0为标准大气压，计算时取0.101 325 MPa，T0为常温，计算时取293.15 K。

根据《输气管道工程设计规范》(GB 50251—2015)，管道的计算输气量可以采用潘汉德(Panhandle)输气计算公式，即

(2)

式(2)中：d为管线内径，cm；p1为管线起点压力，MPa；p2为管线终点压力，MPa；T为天然气平均温度，K；L为管线长度，km；ρrelative为天然气相对密度，无量纲；Z为天然气的平均压缩因子，无量纲；E为输气管道的效率系数，无量纲，E一般小于1，当管线外径大于325 mm时，E值取0.90～0.94，当管线外径小于325 mm时，E值取0.85～0.90。

(3)

式(3)中：M为天然气的分子质量，g/mol；yi为天然气中组分i的摩尔分数，%；ρ为天然气的密度，kg/m3；Mi为天然气中组分i的分子质量，g/mol；ρair为标准条件下空气的密度，取1.293 kg/m3。

(4)

式(4)中：pm为管道内气体平均压力的绝对值，MPa。

(5)

气液比会对管道积液、流型流态产生影响，气液比降低，低洼处积液容易导致管道堵塞，增加压力降，从而降低管道的输送效率。管线的携液量可以通过OLGA软件并结合不同工况条件(不同气液比、流体组分、压力、温度、流量和管线几何条件)进行模拟计算。页岩气集输管道在极端工况下的高流速可能会对管线、弯头部分造成过大的冲蚀。并结合《页岩气气田集输工程设计规范》(NB/T 14006—2015)，需要将流体的平均流速控制在5～12 m/s范围。集输管道内的流体流速可通过测速仪进行准确、高效、实时地测量。

2.1.3 增压工艺适应性评价指标的选取

增压工艺适应性评价选取压缩比及最高操作压力作为评价指标。压缩比是指压缩机排出总压力与吸入总压力之比。压缩比越大，压缩机所需级数就越多，其功耗也越大；当压缩比过低时，则会浪费电能，增大投资成本。由于天然气压缩机对排气温度的要求，因此规定压缩机的每级压缩比一般不大于4∶1。《页岩气气田集输工程设计规范》(NB/T 14006—2015)中规定，页岩气地面集输系统的最高操作压力不能超过8.5 MPa，以避免增压设备及其工艺管线的压力等级过高，同时也可降低增压工艺设备的投资成本。

2.2 适应性评价指标的评定及权重

管网布局、混输工艺和增压工艺适应性评价指标可划分为“高(90～100分)、较高(80～90分)、中等(70～80分)、较低(60～70分)、低(<60分)”5个等级，并可确定各适应性等级的评分范围。根据专家打分法、相关现场生产经验，结合管网布局适应性评价指标的相对重要性比例，采用层次分析法计算得到管网布局、混输工艺和增压工艺各单元的权重大小如表1所示。

表1 管网布局适应性评价指标的权重标准Table 1 Weight standard of the evaluation index of the adaptability of the pipeline network layout

2.3 多因子定量评价模型及综合评价标准

2.3.1 定量评价模型

管网布局、混输工艺和增压工艺适应性指标的定量评价采用多因子分级加权指数和模型，计算公式为

(6)

式(6)中：S为适应性综合定量评价计算分值，S以高分值为优，无量纲；Bi为第i项评价指标的定量得分，无量纲；Wi为第i种评价指标的权重，无量纲；n为参与评价的因子数量，无量纲。

2.3.2 定量评价标准

通过采集现场实际运行数据，可以确定集输系统各工艺适应性评价指标在各适应性等级内的具体取值。结合适应性评价指标的权重大小，可判定各指标的适应性评价指标等级，其等级可作为管网布局的适应性判定基准，适应性评价指标的判定基准如表2所示。综合多指标评价结果，将管网布局、混输工艺和增压工艺的适应性程度分为5个等级：高适应性、较高适应性、中等适应性、较低适应性、低适应性，具体的分级判定标准如表3所示。

表2 适应性评价指标的等级划分Table 2 The classification of adaptability evaluation index

表3 评价单元适应性程度分级判定Table 3 Evaluation unit adaptability degree classification

3 长宁区块集输管网运行适应性分析评价

3.1 管网布局适应性分析评价

3.1.1 相对可靠度

集输管网在不同布局形式下的运行适应性和相对可靠度各不相同，管网可靠度从高到低依次是放射状+放射状、放射状+枝状、枝状+放射状、枝状+枝状[23]。假设以放射状为基准，设放射状可靠度为1.0，则枝状、组合式的相对可靠度分别为0.8、0.9，不同布局形式下的集输管网相对可靠度及总体可靠度如表4所示。长宁区块页岩气采集气管网总体布局是以“放射状”管网为主，以“枝状”管网为辅，因此，该管网布局形式下的总体可靠度为0.8，其值符合要求，适应性较高。

表4 不同布局形式下的集输管网相对可靠度Table 4 Relative reliability of gathering and transportation network under different layouts

3.1.2 地形起伏度

图2为长宁某区块页岩气田集输支线的高程-里程数据，地形起伏度(高程差)较大，低则为50 m以内，高则达到300 m以上。因此，在地形起伏较大情况下，管网布局难度较大，建设施工难度大，集输管网布局的适应性较差。

图2 长宁某区块集气干线的高程-里程数据Fig.2 Elevation-mileage data of a gas gathering trunk line in a block of Changning

3.1.3 管线长度

长宁页岩气田集输管道主要分为采气管道、集气管道。采气管道为平台井站至集气站管道，集气管道为集气站至脱水站管道。长宁某区块大部分采、集气管线长度为3 km以上，因此，集输系统的节点较少，经济性较好，可以较好地适应页岩气高效、大规模的开发，适应性好。

3.2 混输工艺适应性分析评价

3.2.1 输送效率

根据各参数取值，由式(1)～式(5)计算得各管线输送效率，如表5所示。由表5可知，长宁某区块集输管道的平均输送效率约为85%，平台4-中心站、平台5-平台4、平台3-平台4管线的输送效率超过90%，但平台1-平台2管线的输送效率甚至低于70%，因此总体适应性评价较高。

表5 长宁某区块页岩气不同集输管线的输送效率Table 5 Transportation efficiency of different shale gas gathering and transportation pipelines in a block of Changning

3.2.2 气液比

通过OLGA软件计算不同工况下管线的携液量，如表6所示。长宁某区块典型井组的气液比较高，反映集输管道内液相含量远低于气相含量。因此，页岩气排液工艺及其系统具有较好的适应性。

表6 长宁某区块典型井组的产量及气液比Table 6 Production andthe gas-liquid ratio of a typical well group in a block in Changning

3.2.3 平均流速

根据《页岩气气田集输工程设计规范》(NB/T 14006—2015)，集气管道流速宜控制在5～12 m/s，既保证管线一定的携液能力，又防止因气流速度过快所造成的冲刷腐蚀。由表7可知，上述集输管线的平均流速基本上都在2～5 m/s，说明管道运行压力过低，增压装置与管网适应性较差。

表7 长宁某区块页岩气不同集输管线内的流体流速Table 7 Fluid flow velocity in different shale gas gathering and transportation pipelines in a block of Changning

3.3 增压工艺适应性分析评价

3.3.1 压缩比

由表8可知，长宁某区块井站内压缩机的压缩比均在正常范围内(压缩比nratio≤8)，但是大部分压缩比分布在1～3，因此压缩机的压缩比与现场生产实际的适应性较差。

表8 某区块井站压缩机的压缩比Table 8 Compression ratio of a compressor station in a certain block

3.3.2 最高操作压力

根据井区已经设置井区中心站(含集气装置、脱水装置)的特点，为保证脱水装置的处理能力，装置操作压力应维持在接近或等于装置的最高操作压力，即≤6.3 MPa。通过井区管网模型计算得出各平台增压站最高应达到的排气压力值，如表9所示。由表9可知，平台1、平台2和平台3的增压站最高操作压力在大多数时间内超过6.3 MPa，但波动范围不大，因此适应性一般。