金婷，李澤亮，李昊龍，南博

中國石油長慶油田蘇里格南作業(yè)分公司（陜西 西安 710018）

中國石油長慶油田蘇里格南合作區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地蘇里格氣田南部，是典型的低滲透致密巖性氣田，具有單井控制儲(chǔ)量小、穩(wěn)產(chǎn)期短、非均質(zhì)性強(qiáng)、連通性差的特點(diǎn)。隨著區(qū)塊的開發(fā)生產(chǎn)，大量氣井產(chǎn)能下降進(jìn)入排水采氣階段，部分早期投產(chǎn)管線輸氣量下降且積液嚴(yán)重，由于采用滾動(dòng)開發(fā)的生產(chǎn)模式，新增氣井不斷接入采輸管道，各管段運(yùn)行負(fù)荷不均衡的程度逐漸增大，導(dǎo)致現(xiàn)場生產(chǎn)管理難度較大。分析管網(wǎng)運(yùn)行現(xiàn)狀并總結(jié)生產(chǎn)活動(dòng)對管網(wǎng)運(yùn)行情況的影響，對作業(yè)區(qū)制定合理有效的管理措施具有極大的幫助。基于多相流模擬軟件Pipephase9.5，結(jié)合蘇南集輸管網(wǎng)現(xiàn)場生產(chǎn)資料，以作業(yè)二區(qū)輸氣干管為主要分析對象，建立管網(wǎng)系統(tǒng)模擬模型，計(jì)算并分析夏季清管推液以及冬季高峰供氣期間的節(jié)點(diǎn)壓力變化，確定管網(wǎng)運(yùn)行現(xiàn)狀，并對冬季管網(wǎng)水合物的生成條件進(jìn)行預(yù)測，以有效地管理作業(yè)區(qū)。

1 作業(yè)二區(qū)集輸管網(wǎng)基本概況

蘇里格南區(qū)塊采用9 井式井叢開發(fā)模式，地面集輸系統(tǒng)采用“井叢集氣、井下節(jié)流、井口注醇、連續(xù)計(jì)量、兩級增壓、氣液分輸、集中處理”的中低壓集輸工藝[1-2]，地面集輸系統(tǒng)總工藝流程如圖1所示。

2 集輸管網(wǎng)模擬模型構(gòu)建

目前，作業(yè)二區(qū)氣井共有310口，管轄BB9'井叢12 座，BB9 井叢 21 座（水平井 4 口），支干管 36 條（其中有兩條支管線為雙管線），管網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)復(fù)雜。管內(nèi)介質(zhì)以氣為主并伴有少量采出水和凝析油，屬于復(fù)雜多相流管網(wǎng)模擬計(jì)算與分析問題。求解此類問題，需借助多相流管網(wǎng)模擬分析軟件以及與工程實(shí)際相適應(yīng)的理論模型才能實(shí)現(xiàn)。

圖1 蘇里格南區(qū)塊地面集輸總工藝流程

采用多相流模擬軟件Pipephase9.5 來建模并開展分析研究。該軟件作為一種穩(wěn)態(tài)多相流模擬軟件，將現(xiàn)代油氣生產(chǎn)方法與軟件分析技術(shù)進(jìn)行結(jié)合，形成了具有魯棒、高效特性的油田設(shè)計(jì)規(guī)劃工具，采用聯(lián)立方程法并結(jié)合Newton-Raphson 算法和矩陣求解器算法對管網(wǎng)進(jìn)行壓力和流量平衡計(jì)算，可處理任意復(fù)雜度的管網(wǎng)系統(tǒng)[3-4]。其中熱物性參數(shù)計(jì)算將采用“組分模型+SRK 狀態(tài)方程”[5]，管道持液率和壓降損失計(jì)算擬采用GB 50349—2015《氣田集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》推薦的Beggs-Brill模型[6]。

考慮到管網(wǎng)系統(tǒng)中存在大量交匯點(diǎn)，若完全依據(jù)實(shí)際情況建立模型，大量節(jié)點(diǎn)要求長時(shí)間的試算且每次試算需要修改大量的節(jié)點(diǎn)參數(shù)，在模擬計(jì)算時(shí)易出現(xiàn)解算時(shí)間長且不易收斂的情況。因此，將分析重點(diǎn)集中在12條干管管線的運(yùn)行分析上，僅搭建主管網(wǎng)模擬模型，如圖2所示。

3 集輸管網(wǎng)模擬計(jì)算與分析

3.1 集輸管道輸氣效率及計(jì)算結(jié)果分析

輸氣效率可反映輸氣管道臟度，表明了實(shí)際運(yùn)行情況偏離理想計(jì)算條件的程度。美國Panhandle和前蘇聯(lián)天然氣研究所后期研究中均引入了輸氣效率的計(jì)算公式[7]，其基本計(jì)算公式為：

式中：E為輸氣效率；Q為標(biāo)況下實(shí)際輸氣量,104m3/d；Qr為標(biāo)況下設(shè)計(jì)輸氣量,104m3/d。

圖2 作業(yè)二區(qū)集輸管網(wǎng)系統(tǒng)主管網(wǎng)模型

在實(shí)際生產(chǎn)中，由于受新井投產(chǎn)進(jìn)度、冬季高峰供氣等因素影響，集輸管道投運(yùn)后，會(huì)出現(xiàn)輸氣量長期偏低或者超出設(shè)計(jì)輸氣量的情況，使得計(jì)算的輸氣效率隨著實(shí)際管輸氣量的變化而變化（圖3）。因此，以輸氣效率來評價(jià)管網(wǎng)輸氣能力的利用情況更為準(zhǔn)確。

根據(jù)2019 年8 月至10 月的數(shù)據(jù)，作業(yè)二區(qū)投運(yùn)的12條干管的輸氣能力利用情況見表1。

由表1計(jì)算結(jié)果，可得出以下結(jié)論：

1）管線整體輸送能力利用率偏低，GG10的管輸能力利用率達(dá)到96%，GG03、GG04、GG13 的管輸能力利用率達(dá)到70%以上，其余管線基本在50%以下。

圖3 2019年8—10月集輸管線真實(shí)氣量與輸氣效率變化圖

表1 作業(yè)二區(qū)夏季輸氣干管輸氣能力計(jì)算結(jié)果匯總

2）2013 年投運(yùn)的 4 條干管，其中 GG06、GG07、GG08 管輸能力利用率基本在20%～25.6%，GG05 連接氣井產(chǎn)能下降，受限于輸氣量供給能力，管輸能力利用率僅為8.0%；GG14 雖然是最新投產(chǎn)的管線，但管線長度超過10 km，氣井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短，導(dǎo)致其管輸能力利用率偏低。

3）根據(jù)以往生產(chǎn)情況，認(rèn)為GG13 積液情況較嚴(yán)重，輸送能力不高，但經(jīng)過計(jì)算知其平均管輸能力利用率達(dá)80%以上，是管輸能力利用率第二高的管線。因此與生產(chǎn)活動(dòng)中的認(rèn)識(shí)并不一致，出現(xiàn)此情況的主要原因在于BB9 井叢SN0065 井叢管容受限，氣井產(chǎn)量高，井口背壓較高，冬季在壓力上受到較多限制，管線輸氣量不高，夏季在壓力上的限制較少，能夠在壓力允許的情況下盡量提高供氣量，因此管輸能力利用率較高，但這不意味著該管線積液量少。

3.2 集輸管道攜液運(yùn)行情況及分析

3.2.1 集輸管道攜液運(yùn)行情況

天然氣在集輸過程受管道摩擦、沿途控制元件、轉(zhuǎn)彎等因素的影響會(huì)造成一定的壓力損失，不考慮積液的影響下，通過Pipephase 模擬計(jì)算管線在一定輸氣量下的壓降(理論壓降)，而當(dāng)干管實(shí)際壓降大于理論壓降時(shí)該管線可認(rèn)為存在積液[8]。管線在氣體流速不變的條件下存在一個(gè)臨界積液量，如果有更多積液聚集，會(huì)導(dǎo)致局部氣體流速增加，多余液體被帶入下游管段，整條管路處在不斷接收積液和排出積液的動(dòng)態(tài)過程中[9]，管線積液量保持穩(wěn)定；但實(shí)際生產(chǎn)中，伴隨氣井氣量自然遞減，臨界積液量逐漸增大，通過開井短時(shí)間內(nèi)提高氣體流速，能夠一定程度緩解管線積液情況，人為減緩了積液速度。通過對實(shí)際壓降與理論壓降的差值（以下簡稱壓差）數(shù)據(jù)的散點(diǎn)趨勢線計(jì)算，引入趨勢線斜率值（K）作為判斷依據(jù)，以08#干管為例衡量該時(shí)間段內(nèi)的管線積液速度(圖4）。

3.2.2 管線積液速度變化情況分析

計(jì)算2019年8—10月各管線K值，見表2。分析表2及圖5，得出以下認(rèn)識(shí)：

1）沒有人為參與的Kn值可視為每條管線的自然積液速度，但在不同時(shí)期生產(chǎn)單井的產(chǎn)液不同，所以Kˉ在一定程度更能反應(yīng)管線的自然積液速度。

圖4 2019年GG08管線壓差散點(diǎn)圖及不同時(shí)段內(nèi)壓差趨勢線

表2 2019年8—10月作業(yè)二區(qū)管線積液速度變化情況匯總表

2）間歇推液清管的管線通過提高開井時(shí)的氣體流速降低短時(shí)間內(nèi)的管線臨界積液量，將多余的積液帶入集氣站，減少管線內(nèi)積液。當(dāng)供氣量逐步下降到之前水平，其臨界積液量以Kˉ的速度達(dá)到開井前的量值，可以再次開井推液；重復(fù)此操作不斷打斷管線持續(xù)積液的過程，減緩積液速度。根據(jù)計(jì)算結(jié)果，GG05、GG06、GG07、GG08、GG14 積液速度均較快，通過間歇清管推液后K值降低了至少一個(gè)數(shù)量級。GG05 在K2、K3兩個(gè)生產(chǎn)階段之間有3 天的管線停運(yùn)，此后開井生產(chǎn)再進(jìn)行間歇推液清管，Kn值下降了約3倍。

3）2019 年 8 月，GG02 管線因 SN0039 井叢干擾試井關(guān)井，輸氣量穩(wěn)定在約20×104m3/d，期間井叢存在壓恢開井，Kn=-0.004 1。干擾試井開井期間，輸氣量提高（5～10）×104m3/d，Kn在 0.024 8～0.050 5，結(jié)束干擾試井后，輸氣量穩(wěn)定在20×104m3/d左右，Kn降為0.010 4；12 月SN0039 井叢投入生產(chǎn)后，以雙管線投運(yùn)作為分界點(diǎn)，前段Kn=0.005 7，平均輸氣量40×104m3/d，后段為0.003 5，平均輸氣量55×104m3/d，兩個(gè)月內(nèi)K=-0.002 2（圖5）。這說明：①管道輸氣量增大，管內(nèi)流速增大，攜液能力增強(qiáng)，將大量管線積液推至集氣站，總體上看2#干管的積液情況得到改善；②根據(jù)歷史數(shù)據(jù)，SN0039 井叢開井時(shí)集氣站積液量較大，該井叢部分氣井出液量較高，開井生產(chǎn)雖能夠提高管線輸氣量，但在無人為因素介入且產(chǎn)量遞減較快的情況下，其管線積液速度也相應(yīng)上升，所以Kn較大；③輸氣量提高 10×104m3/d 以上，攜液能力增強(qiáng)，管線臨界積液量下降，管線積液大量被清出，積液速度下降。

4）GG01 和GG02 均存在因清管或輸氣量大幅增加，管線積液大量清出，積液情況得到改善。因此其K值出現(xiàn)負(fù)數(shù)，GG13 雖然輸氣量高，壓力差偏低，但總持液量高，仍然需要通過機(jī)械清管減少管線的積液。

3.2.3 管理措施與建議

根據(jù)以上分析，建議制定以下管理措施：

1）GG01、GG05、GG06、GG07、GG08、GG14 短時(shí)間內(nèi)增加瞬時(shí)流量氣量達(dá)到10×104m3/d，通過間歇推液清管維持管線狀態(tài)，周期為7～10天。

圖5 2019年11月—2020年1月GG02管線壓差、輸氣量變化及分段趨勢線

2）GG05 可選擇在生產(chǎn)期間進(jìn)行兩到三次的短期停產(chǎn)，利用管線投產(chǎn)時(shí)的氣流速度清除部分積液，降低之后生產(chǎn)的積液速度。

3）對管線輸氣能力利用率在50% 左右的GG01、GG02、GG09及GG14（2019年11月SN0016井叢投產(chǎn)后，GG14 平均輸氣能力利用率達(dá)到51.8%），以及管輸能力利用率較高的GG13，根據(jù)春秋季清管計(jì)劃開展機(jī)械清管。

3.3 管網(wǎng)水合物預(yù)測與分析

基于Pipephase 的水合物預(yù)測單元對管道內(nèi)的水合物形成情況進(jìn)行預(yù)測。為便于判斷和分析，繪制了管網(wǎng)水合物形成曲線及各管線節(jié)點(diǎn)P/T數(shù)據(jù)位置點(diǎn)，如圖6所示。

圖6 作業(yè)二區(qū)管網(wǎng)水合物形成P/T曲線及管線節(jié)點(diǎn)數(shù)據(jù)點(diǎn)

由預(yù)測結(jié)果可知，各管網(wǎng)節(jié)點(diǎn)的水合物形成溫度為 4.10～13.12 ℃，有 3 個(gè)節(jié)點(diǎn)（SN0015、SN0023、SN0055）的P/T位置處于水合物曲線左側(cè)，即節(jié)點(diǎn)溫度低于水合物形成溫度，易形成水合物；4 個(gè)節(jié)點(diǎn)（SN0043、SN0019、SN0017、SN0049）略微偏曲線右側(cè)，生產(chǎn)狀況發(fā)生變化，便會(huì)向左越過曲線，尤其是SN0049，不改善其管線積液狀況，壓力繼續(xù)升高，進(jìn)入生成水合物的溫度范圍，因此應(yīng)考慮注醇防堵。

基于冬季高峰生產(chǎn)期產(chǎn)量最高一日數(shù)據(jù)（2020年1 月3 日），計(jì)算了集輸管道在注入不同甲醇濃度下管道內(nèi)水合物的形成條件（冬季高峰生產(chǎn)期），如圖7 所示。圖7 中綠色曲線為假定系統(tǒng)中存在自由水時(shí)預(yù)測出的水合物曲線，紫色、藍(lán)色、橙色曲線分別表示注入液質(zhì)量分?jǐn)?shù)（即最終的水相中抑制劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)）為5%、10%、15%的甲醇的水合物形成曲線，紅色曲線表示管內(nèi)流體P/T路徑線?？梢钥闯觯?/p>

1）GG03、GG04、GG10的流體P/T路徑線緊鄰甲醇注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%的水合物曲線右側(cè)（圖7（c）），管線甲醇抑制劑注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)以5%為參考值進(jìn)行加注。

2）GG01、GG06、GG07、GG09 的流體P/T路徑線緊鄰甲醇注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%的水合物曲線右側(cè)（圖7（b）），管線甲醇抑制劑注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)以10%為參考值進(jìn)行加注。

圖7 不同甲醇濃度下管線水合物形成曲線

3）其余管線的流體P/T路徑線均存在越過甲醇注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%的水合物曲線左側(cè)的部分，管線甲醇抑制劑注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)以15%為參考值進(jìn)行加注。

通過Pipephase 管網(wǎng)模擬，計(jì)算出管線所需的理論注醇量，作業(yè)二區(qū)以此為參考進(jìn)行注醇泵行程調(diào)整，2019 年冬季作業(yè)二區(qū)消耗甲醇1 451 m3，醇?xì)獗?.024 4 m3/104m3，與2018 年冬季相比，醇?xì)獗认陆?.001 6 m3/104m3。

4 結(jié)論與建議

1）評價(jià)管輸能力利用率涉及輸氣量和積液管線積液情況兩方面因素，不能單一評價(jià)管輸能力的高低，因此引入壓差隨著生產(chǎn)變化趨勢線的斜率作為積液速度同輸氣效率一起評價(jià)管線運(yùn)行情況。

2）作業(yè)二區(qū)管輸能力利用率低于50%的管線（GG01、GG05、GG06、GG07、GG08）無人為因素介入，積液速度較快，通過合理安排壓恢開井，提高短時(shí)間內(nèi)流量至臨界攜液流量以上，將部分積液攜帶進(jìn)入下游集氣站，周期性地進(jìn)行推液清管能夠降低管線的積液速度，起到改善管線積液情況的作用。管輸能力利用率在50%左右的管線可通過一次機(jī)械清管改善積液情況。

3）冬季高峰期生產(chǎn)條件下，管輸能力利用率低的管線由于積液和溫度損失的影響，易達(dá)到水合物形成的壓力和溫度條件。為防止管內(nèi)出現(xiàn)水合物冰堵進(jìn)行注醇，由于輸氣量其醇?xì)獗容^高，從經(jīng)濟(jì)效益上可以考慮關(guān)停冬季管輸能力利用率低于20%的管線，減少甲醇使用，將維護(hù)管線運(yùn)行集中在高效干管的穩(wěn)定運(yùn)行和中效管線提高管輸能力利用率上。