郭小哲 孫寶龍 劉學鋒

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院；2.中國石油西氣東輸豫皖管理處）

在天然氣集輸系統(tǒng)中，集氣站將各單井產(chǎn)氣進行匯集并計量后外輸至集氣干線，以實現(xiàn)下游的氣源供給。通過調(diào)節(jié)集氣站外輸氣量可達到調(diào)峰管理的目的，此時，集輸系統(tǒng)的壓力會發(fā)生改變，繼而影響到單井產(chǎn)量的改變。如，當需要減少外輸量時，會調(diào)小外輸閥開度，以使外輸閥后的壓力降低，同時，會升高外輸閥前的壓力，進而導致單井進站壓力升高、井底生產(chǎn)壓差降低，從而達到降低產(chǎn)量的目的。因此，集氣站外輸壓力的變化將會引起整個生產(chǎn)系統(tǒng)的變化，形成了耦合效應。

對于天然氣生產(chǎn)系統(tǒng)中的各節(jié)點而言，產(chǎn)能計算［1］、井筒多相流［2］、地面管流計算［3］等都有著非常成熟的理論與方法，而且也有較為廣泛的應用。但是，由于集氣站內(nèi)部的壓力降計算較為復雜，目前，還沒有成熟的理論方法和模型，許多對于井口生產(chǎn)節(jié)點的分析，都把分離器壓力作為最后的節(jié)點壓力［4］，不能完全反映外輸壓力的變化對整個系統(tǒng)的影響。

因此，擬建立集氣站內(nèi)壓力降計算模型，研究由外輸壓力引起的進站壓力變化關(guān)系的理論方法，由此完善節(jié)點分析，并為研究外輸閥調(diào)整對單井產(chǎn)量的影響關(guān)系提供理論支持。

1 模型建立的基本思路

集氣站工藝流程：各單井所產(chǎn)天然氣經(jīng)采氣管道到達集氣站后，首先，進入加熱爐進行升溫，經(jīng)氣嘴節(jié)流后進入分離器進行氣液分離，經(jīng)氣液分離后的天然氣進入流量計進行計量，再通過外輸閥控制外輸?shù)牧髁亢蛪毫?，進入集氣干線外輸。天然氣進站壓力及溫度、氣嘴前后溫度及氣嘴后壓力、外輸閥前的壓力及流量均可監(jiān)測。

由此可知，單井天然氣進集氣站壓力=外輸壓力（外輸閥前壓力）+集氣站內(nèi)天然氣壓力降，而集氣站內(nèi)天然氣壓力降=加熱爐壓降+氣嘴節(jié)流壓降+節(jié)流后至外輸閥壓降。其中，氣嘴節(jié)流后至外輸閥的壓降較小，且沒有確切的計算模型，只能根據(jù)現(xiàn)場監(jiān)測數(shù)據(jù)得到該壓降的平均值，并認為該過程中溫度不變。因此，氣嘴節(jié)流壓降計算和加熱爐壓降計算這2個模塊對該模型的影響較大。

2 氣嘴節(jié)流壓降計算

氣體流經(jīng)氣嘴的流動屬于噴嘴流動，一般認為節(jié)流是等熵（絕熱）膨脹過程，即，節(jié)流后壓力下降、溫度下降、流速增加。對于氣嘴節(jié)流壓降，一般根據(jù)臨界壓力比進行計算［5］。

此時，有臨界壓力比，其值與天然氣絕熱指數(shù)有關(guān)，其計算式：

當外輸閥調(diào)整時，節(jié)流后壓力與溫度為已知，可用歷史時間段氣嘴前后的壓力比判斷流動狀態(tài)。

當為臨界狀態(tài)時，應用式（1）反求節(jié)流前壓力，即：

當為亞臨界狀態(tài)時，近似計算式：

式（5）需要用節(jié)流前后歷史數(shù)據(jù)計算出修正指數(shù)k，然后用于計算節(jié)流前的壓力p1。

式（1）～式（5）中：qsc——天然氣體積流量，104m3/d；d——氣嘴孔眼直徑，mm；p1——節(jié)流前壓力，MPa；T1——節(jié)流前溫度，K；p2——節(jié)流后壓力，MPa；T2——節(jié)流后溫度，K；Z1——T1、p1條件下的偏差系數(shù)；γg——氣體相對密度；k——天然氣絕熱指數(shù)，約為1.3［5］；pc——臨界壓力，MPa。

3 加熱爐壓降計算

天然氣在加熱過程中，加熱爐的盤管及元器件會增加其壓力損失，但是，相比在吸熱過程中氣體溫度上升導致的壓力變化，加熱爐的機械壓力損失很小，可以忽略不計。

考慮到天然氣的進站流量和氣嘴流量不會變化，則瞬時吸熱過程可假設(shè)為等容狀態(tài)，由氣體狀態(tài)方程［6］，可得到計算式：

式（6）中：Tin——進站溫度，K；pin——進站壓力，MPa；Zin——進站狀態(tài)下的氣體偏差系數(shù)。

由于壓力和溫度變化引起的偏差系數(shù)變化較小，可以認為變化前后偏差因子相等。若進站溫度、節(jié)流前壓力和溫度為已知，則可推算得到單井的進站壓力，進而得到由外輸壓力變化而引起的單井進站壓力的變化關(guān)系。

4 算例分析

應用以上模型，對某集氣站45口井的進站壓力進行計算，并與實際數(shù)據(jù)進行對比、分析。基本參數(shù)：氣體相對密度gγ為0.7，天然氣絕熱指數(shù)k為1.3，設(shè)定節(jié)流后至外輸閥壓降為0.233MPa。

單井理論進站壓力隨外輸壓力的變化情況見圖1。由圖1可知，隨著外輸壓力的增加（關(guān)小外輸閥門），單井進站壓力隨之增大，進而影響到氣井產(chǎn)量隨之減少，從而達到調(diào)節(jié)外輸量的目的。

圖1 某井理論進站壓力隨外輸壓力的變化

數(shù)據(jù)樣本共為568口井次，其中，達到臨界流狀態(tài)的有383口井次，由實際的外輸壓力與溫度推算到理論的進站壓力，再與實際進站壓力進行誤差分析，誤差在10%以內(nèi)的為341口井次，占比89%；處于亞臨界流狀態(tài)的有185口井次，應用式（5）對歷史數(shù)據(jù)進行計算分析，得到不同井次的k值，再結(jié)合其他模塊推得進站壓力，理論與實際對比，誤差在10%以內(nèi)的為177口井次，占比96%。

5 結(jié)語

通過該模型的應用，可得到單井進站壓力隨外輸壓力變化的關(guān)系，從而預測不同外輸壓力下的單井產(chǎn)量變化，可用于指導因氣田下游需求變化而對單井重新配產(chǎn)。

此模型是基于經(jīng)過加熱爐、氣嘴和外輸閥3個關(guān)鍵元器件的壓力降計算，若遇有不同的站內(nèi)結(jié)構(gòu)，如，有的集氣站不需加熱爐、氣嘴較多或者站內(nèi)管路安裝較為復雜等，可將計算模型拆開進行計算。但是，每一關(guān)鍵環(huán)節(jié)的計算模型均需進行大量的計算和對比，當達到較小誤差時，才能用于實際預測。

[1] 呂棟梁，唐海，呂漸江，等.氣井產(chǎn)水時產(chǎn)能方程的確定[J].巖性油氣藏，2010(4)： 112-115.

[2] 黃煒，楊蔚.高氣水比氣井井筒壓力的計算方法[J].天然氣工業(yè)，2002，22(4)： 64-66.

[3] 李長俊.天然氣管道輸送[M].北京： 石油工業(yè)出版社，2000： 56-61.

[4] 張琪.采油工程原理與設(shè)計[M].東營： 石油大學出版社，2006： 64.

[5] 李士倫.天然氣工程[M].北京： 石油工業(yè)出版社，2008： 132-133.

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