萬(wàn) 偉，練章華，彭星煜，劉力升，劉 暢

1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.中國(guó)石化華北油氣分公司基建處，河南 鄭州 450006；3.中國(guó)石油西南油氣田分公司輸氣管理處，四川 成都 610215；4.中國(guó)石油西南油氣田分公司安研院，四川 成都 610000

引 言

大牛地氣田坐落于鄂爾多斯盆地北部，是山東、河南等地區(qū)的穩(wěn)定氣源，“十二五”末，大牛地氣田累計(jì)產(chǎn)能達(dá)53×108m3。隨著氣田整體增壓外輸運(yùn)行，老區(qū)井口壓力和氣井產(chǎn)量的下降，越來(lái)越影響氣田整體產(chǎn)能建設(shè)目標(biāo)的完成。為滿足天然氣外輸壓力要求，氣田已實(shí)現(xiàn)“集中增壓外輸”，可滿足近期氣井生產(chǎn)的要求。隨氣井產(chǎn)出氣增多，壓力會(huì)進(jìn)一步下降，要維持大牛地氣田50×108m3天然氣的穩(wěn)產(chǎn)，亟需進(jìn)行中后期增壓及相關(guān)研究。針對(duì)新老不同產(chǎn)區(qū)氣藏生產(chǎn)特性、井口產(chǎn)氣產(chǎn)水及壓力遞減的特點(diǎn)，在新老產(chǎn)區(qū)深入挖潛建產(chǎn)的過(guò)程中，結(jié)合地面集輸工藝操作，確定科學(xué)合理的“中后期增壓”技術(shù)路線，為后期氣田穩(wěn)產(chǎn)建設(shè)提供保證[1-3]。目前，部分氣井已不能有效進(jìn)入管網(wǎng)，這表明首站集中增壓已經(jīng)不能滿足生產(chǎn)需求，迫切地需要?dú)馓镞M(jìn)行二次增壓[4-7]。本文分析并確定了“中后期增壓時(shí)機(jī)”，結(jié)合氣田遠(yuǎn)期產(chǎn)能建設(shè)評(píng)價(jià)與規(guī)模預(yù)測(cè)，利用管網(wǎng)模擬，對(duì)比研究不同增壓工藝、增壓模式，確定氣田遠(yuǎn)期增壓時(shí)機(jī)與方案。

1 氣田增壓時(shí)機(jī)的確定

1.1 氣田增壓時(shí)機(jī)確定方法

氣田增壓時(shí)機(jī)的確定流程如圖1所示，具體步驟如下。

（1）對(duì)各氣井歷史油壓進(jìn)行曲線擬合，并預(yù)測(cè)未來(lái)5年不同時(shí)期的氣井壓力變化趨勢(shì)，通過(guò)對(duì)氣井壓力的預(yù)測(cè)確定集氣站的壓力變化情況。

圖1 增壓時(shí)機(jī)確定步框圖Fig.1 Supercharging timing determination step block diagram

（2）根據(jù)現(xiàn)有管網(wǎng)中采氣管線與集氣管線的各項(xiàng)基本參數(shù)，建立管網(wǎng)模型，并利用各時(shí)期的生產(chǎn)日?qǐng)?bào)進(jìn)行校核，確保模型的準(zhǔn)確。

（3）根據(jù)未來(lái)產(chǎn)能規(guī)劃以及各站配產(chǎn)情況，控制首站進(jìn)站壓力，計(jì)算出在規(guī)劃的配產(chǎn)條件下各集氣站需要的最低進(jìn)站壓力[8]。

（4）對(duì)比氣井本身規(guī)律所預(yù)測(cè)的未來(lái)各站進(jìn)站壓力與模型計(jì)算的未來(lái)各站所需要的最低壓力，篩選出不同時(shí)期預(yù)測(cè)壓力小于需要壓力的各集氣站作為該時(shí)期的增壓點(diǎn)[9]。

1.2 氣井壓力遞減趨勢(shì)與進(jìn)站壓力預(yù)測(cè)

以不同生產(chǎn)層的直井、水平井為研究對(duì)象，預(yù)測(cè)井口油壓衰減趨勢(shì)，從而研究氣田中后期的增壓時(shí)機(jī)。通過(guò)統(tǒng)計(jì)57個(gè)集氣站所轄氣井的油壓數(shù)據(jù)擬合出氣井油壓衰減規(guī)律，6號(hào)集氣站氣井油壓預(yù)測(cè)函數(shù)如式（1）所示，6號(hào)集氣站氣井油壓衰減趨勢(shì)圖如圖2所示。

式中：p—油壓，MPa；

x—時(shí)間，d；

A1，t1，y0—系數(shù)，A1=2.137，t1=11026.401，y0=-32.698。

集氣站進(jìn)站壓力是由其所管轄的各氣井以及集輸工藝共同確定的[10]。根據(jù)大牛地氣田現(xiàn)有集輸工藝，并考慮集輸半徑的影響，當(dāng)平均采氣半徑為0～1 km時(shí)，采氣管線壓損約0.2 MPa；當(dāng)平均采氣半徑為1～3 km時(shí)，采氣管線的壓損約為0.3 MPa；當(dāng)采氣管線為3～5 km時(shí)，采氣管線壓損約為0.4 MPa。對(duì)各集氣站所管轄的單井利用產(chǎn)量對(duì)壓力進(jìn)行加權(quán)平均得出預(yù)測(cè)的各集氣站的進(jìn)站壓力。

圖2 6號(hào)集氣站氣井油壓衰減規(guī)律圖Fig.2 Trend of gas wells pressure attenuation in No.6 gas gathering station

1.3 增壓時(shí)機(jī)最終確定

通過(guò)預(yù)測(cè)壓力與實(shí)際所需壓力的對(duì)比，確定各時(shí)期所需要增壓的集氣站數(shù)目及位置。最終各集氣站增壓時(shí)機(jī)預(yù)測(cè)如表1所示。

表1 增壓時(shí)機(jī)預(yù)測(cè)表_Tab.1 Supercharge timing prediction table

2 增壓方案優(yōu)選

2.1 大牛地氣田集輸管網(wǎng)數(shù)值模擬模型

大牛地氣田集輸管網(wǎng)布局如圖3所示，根據(jù)氣田集輸現(xiàn)狀進(jìn)行模型建立如圖4所示，并通過(guò)調(diào)節(jié)各管段的管壁粗糙度與管道效率等相關(guān)參數(shù)，使模型模擬結(jié)果與生產(chǎn)日?qǐng)?bào)的實(shí)際結(jié)果誤差在±10%以?xún)?nèi)[11]。

針對(duì)目前大牛地氣田地面集輸管網(wǎng)，基于6個(gè)不同的模擬時(shí)間，對(duì)2014年4個(gè)時(shí)間節(jié)點(diǎn)和2015年2個(gè)時(shí)間節(jié)點(diǎn)的運(yùn)行現(xiàn)狀進(jìn)行模擬，6個(gè)模擬時(shí)間節(jié)點(diǎn)依次取2014-02-01，2014-05-01，2014-08-01，2014-10-01，2015-04-01和2015-09-05。

圖3 大牛地氣田集輸管網(wǎng)布局圖Fig.3 Daniudi gas field collection pipeline network layout

圖4 管網(wǎng)模型Fig.4 Pipe network model

以時(shí)間節(jié)點(diǎn)一為例，模擬60個(gè)集氣站實(shí)際供氣量下的集輸管網(wǎng)運(yùn)行情況，模擬結(jié)果如表2所示。

對(duì)比表2，實(shí)際出站壓力和模擬所得的出站壓力模擬誤差絕大部分＜10%，證實(shí)了大牛地氣田管網(wǎng)模擬模型建立的準(zhǔn)確性和可操作性，此模型的建立為之后的各方案對(duì)比奠定基礎(chǔ)。

2.2 氣田增壓集輸方案對(duì)比

氣田增壓集輸方式有分散增壓和集中增壓兩種模式[12-14]，在保證能夠完成規(guī)定的輸量并滿足輸送要求的情況下，假設(shè)4種二次增壓的方案，分別是單井增壓、集氣站分散增壓、區(qū)域集中增壓、區(qū)域集中增壓+集氣站分散增壓[15-16]。

對(duì)以上4種方案進(jìn)行管網(wǎng)模擬，模擬結(jié)果如圖5～圖8所示，各方案優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比結(jié)果如表3所示。

表2 60個(gè)集氣站實(shí)際出站壓力與模擬出站壓力對(duì)比表Tab.2 Comparison of actual outbound pressure and simulated outbound pressure of 60 gas gathering stations

圖5 方案1模擬圖Fig.5 Scenario 1 simulation

圖6 方案2模擬圖Fig.6 Scenario 2 simulation

圖7 方案3模擬圖Fig.7 Scenario 3 simulation

圖8 方案4模擬圖Fig.8 Scenario 4 simulation

表3 增壓方案對(duì)比表Tab.3 Comparison of supercharging mode

2.3 增壓方案優(yōu)選指標(biāo)體系建立

按不同增壓方案對(duì)氣田管網(wǎng)的運(yùn)行情況進(jìn)行模擬分析。中國(guó)常用壓縮機(jī)的吸氣壓力最低為0.2 MPa；氣藏廢棄壓力是氣田開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)重要參數(shù)，廢棄壓力越高，氣藏最終采收率越低。廢棄壓力可由加拿大梅克公式法計(jì)算[17]。

單井增壓方案可使氣田平均廢棄壓力降低至約1.0 MPa，能夠最大程度提高采收率。集氣站分散增壓方案能夠使氣田的平均廢棄壓力降低至約1.5 MPa，能夠較大程度地提高采收率。區(qū)域增壓方案以及區(qū)域增壓+集氣站分散增壓方案能夠使氣田平均廢棄壓力降低至1.8 MPa左右。因此，以上幾種增壓方案均能夠保證氣田達(dá)到規(guī)劃目標(biāo)并穩(wěn)產(chǎn)。對(duì)各方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)技術(shù)評(píng)判，可以得到最優(yōu)方案。

2.4 指標(biāo)權(quán)重確定

本文采用改進(jìn)的AHP法，各方案主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)數(shù)據(jù)見(jiàn)表4，其主要步驟如下。

表4 氣田中后期增壓各方案主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)數(shù)據(jù)Tab.4 The main technical and economic indicators of the gas pipeline in the middle and late stages of the program

（1）構(gòu)造初始判斷矩陣A0，設(shè)A0=[aij]，其中aij=1/aji；

（2）求解反對(duì)稱(chēng)矩陣B0=lgA0(bij=lgaij；)

（4）導(dǎo)出A0的擬優(yōu)一致矩陣V0，υij?=10cij滿足使最小，最大限度地保證了初始判斷矩陣A0的信息；

（5）求解V0的特征向量與各影響因素權(quán)重值。計(jì)算矩陣V0每一_行的乘積：Mi=對(duì)向量則W=(W1,W2,...,Wn)即為所求全向量。針對(duì)各因素對(duì)方案優(yōu)選影響因子得出各個(gè)權(quán)重，權(quán)重滿足(歸一化原則，)最終得到基礎(chǔ)指標(biāo)權(quán)重為：U0=U1,U2,···,Un。

本案例中通過(guò)AHP算法[18-20]，依 照 表 4中的數(shù)據(jù)表進(jìn)行因素?cái)?shù)據(jù)處理，計(jì)算可得U0=(0.15,0.15,0.10,0.10,0.10,0.10,0.10,0.20)。

2.5 最優(yōu)增壓方案確定

在確定最優(yōu)增壓方案時(shí)，本文采用的模糊綜合評(píng)價(jià)方法，經(jīng)調(diào)研，該方法對(duì)此類(lèi)問(wèn)題的評(píng)價(jià)準(zhǔn)確性較高，相對(duì)于其他評(píng)價(jià)方法，更符合實(shí)際[17-20]。針對(duì)以上評(píng)價(jià)體系，設(shè)有兩個(gè)有限論域

其中：U—綜合評(píng)判集合；V—評(píng)語(yǔ)集合。

建立評(píng)語(yǔ)集V=（優(yōu)，良，中，差）=（0.4，0.3，0.2，0.1）。作模糊變換

式（3）中，° 意義為：設(shè)Q=(qij)m×l，T=(tij)l×n，稱(chēng)模糊矩陣S=Q°T=(sij)m×n為Q與T的合成，其中

式（3）稱(chēng)為綜合評(píng)判的數(shù)學(xué)模型，這里的R是一個(gè)m×n階模糊矩陣，A是論域U上的模糊子集，根前文中的基礎(chǔ)指標(biāo)權(quán)重U可知，A=U0=（0.15,0.15,0.10,0.10,0.10,0.10,0.10,0.20）。B是評(píng)判結(jié)果，它是論域V上的一個(gè)模糊子集，即模糊向量。

根據(jù)各因素的評(píng)語(yǔ)，建立單因素評(píng)判矩陣，并進(jìn)行權(quán)數(shù)分類(lèi)評(píng)判，得到最佳目標(biāo)方案[21]。

同時(shí)對(duì)各指標(biāo)因素進(jìn)行分析，建立單因素評(píng)判向量組成模糊矩陣，通過(guò)模糊變換形成模糊子集，對(duì)候選的氣田中后期四種增壓方案進(jìn)行權(quán)數(shù)分類(lèi)評(píng)判，得到4種方案的模糊矩陣R

作模糊變換，即可得到模糊綜合評(píng)判的結(jié)果，如式（6）所示。

作歸一化，即可得到模糊綜合評(píng)判的結(jié)果B，B=(0.230,0.221,0.239,0.310)，由最大隸屬度原則可知：方案四優(yōu)于其他3種增壓方案。因此，區(qū)域增壓+集氣站增壓是二期增壓方案中最優(yōu)方案。

3 結(jié) 論

（1）對(duì)大牛地氣田共約1 400口井進(jìn)行油壓曲線擬合，分別預(yù)測(cè)各單井的油壓變化趨勢(shì)，并對(duì)各集氣站所管轄的單井利用產(chǎn)量對(duì)壓力進(jìn)行加權(quán)平均預(yù)測(cè)出各集氣站的進(jìn)站壓力，通過(guò)對(duì)比預(yù)測(cè)壓力與實(shí)際所需壓力，確定各時(shí)期所需要增壓的集氣站數(shù)目，并對(duì)其增壓時(shí)機(jī)進(jìn)行了預(yù)測(cè)。

（2）建立了大牛地氣田管網(wǎng)模擬模型，并通過(guò)調(diào)節(jié)各管段的管壁粗糙度與管道效率等相關(guān)參數(shù)，使模型模擬結(jié)果與生產(chǎn)日?qǐng)?bào)的實(shí)際結(jié)果誤差在±10%以?xún)?nèi)，為之后的增壓方案優(yōu)選奠定基礎(chǔ)。

（3）建立了增壓方案優(yōu)選指標(biāo)體系，進(jìn)行最優(yōu)增壓方案的確定，針對(duì)大牛地氣田這樣的大型集輸管網(wǎng)，綜合經(jīng)濟(jì)與效能，最終確定了區(qū)域增壓+集氣站增壓是二期增壓方案中最優(yōu)方案。