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致密气地面集输系统中后期增压模拟与分析

李超 ,  何泉 ,  李怡超 ,  练兴元 ,  李俊妤 ,  周军 ,  梁光川

现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (6) : 230 -235.

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现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (6) : 230-235. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.06.039
工业技术

致密气地面集输系统中后期增压模拟与分析

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Simulation and analysis of mid- and late-stage pressurization scheme for tight gas surface collection-transportation system

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摘要

剖析了致密气集输系统中后期增压所面临的问题。首先根据增压位置的不同,分析了致密气集输系统中的6种增压工艺,并以致密气田某井区管网结构为例,通过TGNET仿真建模,反算各平台增压时机和执行间歇生产的最低压力,模拟了集输系统在不同生产时期和进站压力下,共20组增压方案的压缩机配置和运行情况,以及间歇生产阶段对压缩机运行参数的影响,为致密气地面集输系统中后期增压方案的确定提供研究思路。

Abstract

The problems faced by the pressurization in the middle and late stages of tight gas collection-transportation system are expounded.Firstly,according to the different pressurization locations,six kinds of pressurization processes for tight gas collection-transportation system are analyzed.Taking the pipeline network structure of a certain well area in tight gas field as an example,the opportunities for pressurization at various platforms and the minimum pressure needed for executing intermittent production are back-calculated through TGNET simulation modeling.The configuration and operation situation of compressors for 20 groups of pressurization schemes in total are simulated for the collection-transportation system under different production periods and inlet pressure,and the influence of intermittent production stage on the operation parameters of compressors is also simulated.This study aims to provide research ideas for the determination of pressurization schemes in the middle and late stages of tight gas surface collection-transportation system.

Graphical abstract

关键词

致密气 / 管网模拟 / 增压方案 / 集输系统

Key words

tight gas / pipe network simulation / pressurization scheme / collection-transportation system

Author summay

李超(1983-),男,学士,高级工程师,从事地面建设工作,。

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李超,何泉,李怡超,练兴元,李俊妤,周军,梁光川. 致密气地面集输系统中后期增压模拟与分析[J]. 现代化工, 2025, 45(6): 230-235 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.06.039

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致密气即致密砂岩气[1],是指渗透率小于0.1 md的砂岩地层天然气[2]。致密气作为2种重要的非常规天然气资源[3],已经逐渐成为天然气产量的主要增长点。2020年底,我国致密气采气量为4.70×1010 m3位居世界第三大致密气产气国,天然气累计探明地质储量1.72×1013 m3[4],其中致密气探明储量5.49×1012 m3,占总探明储量的32%。近10年来,致密气占天然气总探明储量的比例不断增加[5-7]。2023年,致密气夯实鄂尔多斯、四川2大资源阵地,产量稳步增长,全年产量0.6×1011 m3[8]。
致密气普遍含水,具有初期产量高、压力高、产液量大、后期衰减快速,产量变化较大的特点,在气田开发中后期随着气井压力的不断下降,依靠地层自然能量运输气体已然不能满足外输压力的需求,因此需要根据生产需求在合适的位置,通过安装压缩机进行增压,以达到节点对集输压力的要求。根据苏里格开发经验,一般生产2 a后因为井口压力过低或产量低于连续携液流量而转入间歇生产[9-10]。整个开发过程通常可分为自然能量开采、集中增压开采和负压开采3个阶段[11],气井生产周期长,但第一阶段时间很短,绝大多数产量在增压开采期产出[12];第二、三阶段需要实施不同规模的增压开采。
综上,随着致密气井产能的快速递减,气井压力不断下降直至低于外输压力,为满足生产需求,将进行增压开采或间歇生产以满足外输压力的需求。气田通过执行间歇生产可以推迟增压时机,同时由于气田的滚动式开发势必造成不同时期投产的气井在生产过程中将处于不同的生产阶段,间歇气井压力和产量的周期性波动将对增压方案的确定和压缩机运行造成影响,同时采用不同的增压工艺对集输系统压缩机的配置和运行参数有较大影响,因此为探究致密气集输系统增压方案,通过建立TGNET管网仿真模型进行研究,并确定增压时机和气井间歇生产最低压力,以提高气田生产管理效率。

1 增压工艺分析

气田增压工艺主要包括气井增压、平台增压、区域增压、集气站增压和脱水站增压等方式,不同方式各有优缺点,需根据气田开发阶段、井口压力及经济性进行选择。气井增压指在单井或同期投产的气井处安装压缩机,可适应于不同气井条件,但当低压气井数量多时经济效益较低。平台增压指将增压站设置于平台处,对平台内所管辖的气井进行增压,降低了设备的能耗成本,但运行费用高,噪音防治难度较大。区域增压指将上游多个平台的来气进行统一增压的方式。通过单独设置增压站,增加了管网调度的灵活性,延长集气距离,但需专人值守,增加了管理和运行的成本。部分串接井投产时间不一致导致井口压力不同,因此为提高气田采收率,采用集气站增压方式进行增压。脱水站增压是将各平台天然气汇集到集气站,通过集气干线输至脱水站进行集中增压后外输。由于致密气田压力下降快,单一增压方式难以满足生产需求,通常采用组合增压方式,包括“脱水站+区域”、“区域+集气站”、“脱水站+集气站”组合增压方式。该方式能够兼顾不同工艺的优点,从而确定出经济、高效的致密气集输系统的增压方案,如图1所示。

2 间歇生产阶段特征分析

2.1 井口压力变化曲线

间歇生产阶段井口压力实际变化曲线,如图2所示。开井阶段类似指数函数的形式,压力逐渐下降,关井阶段类似对数函数形式压力逐渐恢复。间歇有效期为气井执行间歇生产到结束间歇生产的时期,可以通过RTA法拟合气井该生产阶段的产量递减规律确定[13]。间歇有效期由若干个间歇周期(T)组成,间歇井的关井压力恢复时期(G)与开井生产时期(K)构成一个间歇周期[14]。

2.2 气井产量变化曲线

间歇生产阶段产量实际变化曲线如图3所示。开井生产阶段井口产能不断下降,底层产能先增加后下降,关井阶段井口产能为零,通过关井使压力恢复,底层产能继续下降,当压力恢复到一定值时,再次开井生产。在产气量大于0.5×104 m3/d、水气比大于1×104 m3/m3的情况下,关井前后气井产量变化不大[15]。

3 气田增压方案分析

3.1 仿真模型

采用某气田的J1井区部分集输管网为例,建立TGNET仿真模型,如图4所示。该集输管网包含1个集气站,4个平台,括号中的数据为该平台的气井数,集气站外输压力为6.5 MPa。根据J1井区的数据,计算得出该井区中各单井压力、产能的预测值,如图5所示。

3.2 增压时机和间歇生产最低压力分析

增压时机指井口压力下降至需安装压缩机来满足外输要求时的压力。间歇生产最低压力指当压力下降至增压时机时,通过执行间歇生产恢复至气井压力时的压力值。间歇生产最低压力等于增压时机。
根据J1井区单井产能预测数据,第2年日产量为7.23×104 m3/d,最低压力7.14 MPa,与外输压力接近,可能需要安装压缩机增压外输或执行间歇生产,因此单井产能以该生产数据进行压力核算。压力核算结果表明平台压力在6.65~6.72 MPa,满足外输压力需求,未达到第2年气井最低生产压力,因此第2年不需要额外增压。第3年时单井日产气量为6.14×104 m3/d,气井最低为3.42 MPa,利用 TGNET进行压力核算,确定气井的增压时机。仿真结果显示平台1增压时机为6.61 MPa,平台2、平台3、平台4增压时机分别为6.65、6.66、6.66 MPa。通过分析增压时机,可以确定平台1、平台2、平台3、平台4间歇生产最低压力分别为6.61、6.65、6.66、6.66 MPa。在间歇生产阶段结束后压力低于该压力集输系统需要安装压缩机。

3.3 不同时期增压方案分析

3.3.1 第3年增压方案分析

根据单井压力、产量预测数据第3年气井压力为3.42 MPa,日产气为6.14×104 m3/d,以此数据利用TGNET模拟不同增压方案下的压缩机配置。平台增压方案下共需要5台压缩机,R-1、R-2、R-3、R-4计算功率分别为403、233、233、175 kW。区域增压只需要安装1台压缩机,计算功率为1 094 kW,压缩机进口压力为3.31 MPa,出口压力为6.61 MPa。集气站增压只需要安装1台压缩机,压缩机计算功率为1 193 kW,压缩机进出口压力为3.08、6.50 MPa。考虑2种组合增压方案,方案1为“平台+区域”,方案2为“集气站+区域+平台”。方案1共需要2台压缩机R-1、R-2,计算功率分别为403、649 kW。方案2共需要3台压缩机,在R-3进站压力为6 MPa时,计算功率分别为569、352、112 kW。

3.3.2 第4年增压方案分析

根据单井压力、产量预测数据第4年气井压力为1.1 MPa,日产气为2.74×104 m3/d。平台增压方案需要5台压缩机,R-1、R-2、R-3、R-4计算功率分别为506、289、289、217 kW。区域增压只需要安装1台压缩机,计算功率为1 341 kW,压缩机进口压力为1.91 MPa,出口压力为6.53 MPa。集气站增压只需要安装1台压缩机,压缩机计算功率为1 452 kW,进出口压力为1.79、6.50 MPa。组合增压中方案1共需要2台压缩机,计算功率分别为506、805 kW。方案2共需要3台压缩机,在 R-3进站压力为6 MPa时,计算功率分别为616、387、59 kW。

3.3.3 第5年增压方案分析

根据单井压力、产量预测数据第5年气井压力为1.96 MPa,日产气为3.22×104 m3/d。平台增压方案共需要4台压缩机,R-1、R-2、R-3、R-4计算功率分别为419、240、240、180 kW。区域增压只需要安装1台压缩机,计算功率为1 103 kW,压缩机进口压力为1.91 MPa,出口压力为6.53 MPa。集气站增压方案只需要安装1台压缩机,计算功率为 1 166 kW,压缩机进出口压力为1.79、6.50 MPa。组合增压中方案1共需要2台压缩机,计算功率分别为419、665 kW。方案2共需要3台压缩机,在 R-3进站压力为6 MPa时,压缩机计算功率分别为616、387、59 kW。

3.3.4 增压方案对比

不同增压方案下的压缩机总功率和台数计算结果如表1、表2所示。集气站增压3年的总功率分别为1 052、1 031、1 084 kW,在5种增压方案中总功率最大,相应的压缩机总运行成本最高。组合增压方案2的总功率在5种增压方案中最小,但是需要安装3台压缩机,压缩机其他成本相比于区域增压、集气站增压较高。从运行成本方面采用组合增压方案2最好,但增压方案的选取除了考虑压缩机运行成本外,还需要考虑压缩机的购买成本、安装成本和工程成本等,因此需要综合考虑才能获得经济效益最高的增压方案。

3.4 不同进站压力下增压方案分析

针对“集气站+区域+平台”组合增压方案,通过调节上游压缩机的出口压力将影响下游压缩机R-3的进出口压力,因此对不同进站压力下的增压方案进行仿真模拟。

3.4.1 第3年不同进站压力增压方案分析

第3年选取4.0~5.5 MPa之间的4个压力点进行仿真模拟。结果表明不同进口压力下,每个位置的压缩机计算功率都不相同。进口压力为 4.0 MPa时,集气站、区域点、平台的压缩机计算功率分别为741、204、116 kW,进口压力为5.5 MPa时,压缩机计算功率分别为239、299、486 kW,不同进口压力下的压缩机的配置区别较大,因此增压方案需要根据生产需求确定。

3.4.2 第4年不同进站压力增压方案分析

第4年取3.0~5.5 MPa之间的6个压力点进行仿真模拟。当进口压力为3.0 MPa时,集气站、区域点、平台的压缩机计算功率分别为650、141、232 kW,进口压力为5.5 MPa时,压缩机计算功率分别为125、353、563 kW。

3.4.3 第5年不同进站压力增压方案分析

第5年取2.0~5.5 MPa之间的8个压力点进行仿真模型。当进口压力为2 MPa时,集气站、区域点、平台的压缩机计算功率分别为806、154、253 kW,进口压力为5.5 MPa时,压缩机计算功率分别为96、449、716 kW。

3.4.4 不同进站压力下增压方案对比分析

各时期组合增压方案2在不同进站压力下压缩机功率如图6所示。压缩机R-3所需功率随进站压力的降低而降低,而压缩机R-1、压缩机R-2的所需功率随进站压力的降低而升高。在第5年当进站压力为2 MPa时,压缩机R-3所需功率为 806 kW,进站压力为5.5 MPa时,压缩机所需功率为96 kW,表明不同进站压力会对压缩机的配置产生影响。因此在满足工况要求的条件下,确定各时期最佳进出口压力组合,实现全生命周期增压成本的最小化。

3.5 间歇生产阶段气井开关对压缩机运行影响分析

3.5.1 平台投产时间划分

气田的滚动式开发,造成集输系统内同一时期不同平台下气井处于不同生产阶段,为探究气井间歇生产阶段对压缩机运行参数的影响,假设J1井区投产时间如表3所示。第1年平台1和平台2开始投产运行,第2年平台3和平台4开始投产运行。

3.5.2 气井压力、产量分析

根据平台投产时间和该井区产能预测数据,结合前文对增压时机的仿真分析,绘制了不同生产时期井口压力、产量的变化如图7所示。假设间歇有效期为1年,第1年投产的气井将在第3年执行间歇生产阶段,第2年投产的气井将在第4年执行间歇生产,通过执行间歇生产,气田在第3年不需要安装压缩机,而是在间歇有效期结束后的第4年,对第1年低压气井进行增压生产。前2年,气井压力较高需要降压生产;第3年,第1年投产的气井压力低于外输压力执行间歇生产,而第2年投产的气井压力仍较高需要降压生产;第4年,第1年投产的气井结束间歇生产阶段,气井压力低于外输压力需要进行增压,而第2年投产的气井将执行间歇生产使井口压力维持在外输压力之上;第5年,第1年和第2年投产的气井压力进一步降低,气田完全进入增压生产。气井在投产的前3年产量较大,水汽比较高,因此在间歇生产阶段气井开关前后产量变化不大,因此产量预测曲线仍适用于间歇生产阶段。

3.5.3 产量、压力数据

为探究间歇生产开关机对压缩机运行的影响,选择第4年中的一个间歇周期进行模拟仿真,压力及产量数据如表4所示。一类井表示第1年投产的气井,二类井表示第2年投产的气井,一个间歇周期由开井阶段(t1~t5)和关井阶段(t6~t10)组成,根据产能预测数据一类井在第4年压力平均每天下降0.003 5 MPa,产量平均每天下降0.004 7×104 m3,因此考虑在一个间歇周期内气井压力、产能不变。

3.5.4 考虑平台增压方案下结果分析

采用平台增压方案对间歇生产阶段开关井压缩机运行参数进行分析,得到开井阶段与关井阶段压缩机运行参数,如表5所示。压缩机R-1,开井阶段与关井阶段压缩机功率相差4 kW,排出压力相差0.15 MPa;压缩机R-2功率相差4 kW,排出压力相差0.09 MPa。该数值会随着气田增压方案、气井数量的变化而变化,同时压缩机运行成本除了与上述因素相关外,还直接与间歇生产阶段的开关井时长有关,因此考虑气井间歇生产阶段将对气田增压方案的选择以及压缩机的运行产生一定程度的影响,通过人工比选的方式很难做出精确的判断,尤其是当方案间的经济差异较小时。

4 结论

分析了致密气集输系统中常见的几种增压方式及其优缺点,对气井间歇生产阶段特征进行了分析,最后利用TGNET建立仿真模型,确定气井的增压时机和间歇生产阶段最低压力,分析了气井不同生产时期、不同进站压力和间歇生产阶段下的增压方案和压缩机运行情况,主要结论如下。
(1)根据增压位置的不同,可以将增压工艺分为气井增压、平台增压、区域增压、集气站增压和脱水站增压,以及多种增压工艺组合的组合增压工艺。
(2)气井间歇生产阶段包含了间歇有效期和间歇周期2个概念,在间歇有效期内气井的产能、压力呈周期性的变化,一个周期称为间歇周期,间歇有效期由若干个间歇周期组成。
(3)利用TGNET反算气井压力,确定增压时机和间歇生产最低压力。模拟结果表明,平台1、平台2、平台3、平台4执行间歇生产的压力下限分别为6.61、6.65、6.66、6.66 MPa,气井压力低于此压力后需要进行增压运输。
(4)开展了集输系统不同时期、不同进站压力下的增压方案仿真模拟,结果表明,不同的增压方案以及进站压力对压缩机的配置、运行功率有着显著影响,因此需要综合考虑压缩机运行成本、安装成本、购买成本等对集输系统增压问题进行研究。
(5)对间歇生产阶段下的压缩机运行进行仿真模拟,结果表明,气井开关对压缩机的运行将造成一定的影响。

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基金资助

国家自然科学基金青年科学基金项目(51704253)

国家自然科学基金面上项目(52474084)

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