萬 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.中國石化華北油氣分公司基建處，河南 鄭州 450006；3.中國石油西南油氣田分公司輸氣管理處，四川 成都 610215；4.中國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“中后期增壓時機(jī)”，結(jié)合氣田遠(yuǎn)期產(chǎn)能建設(shè)評價與規(guī)模預(yù)測，利用管網(wǎng)模擬，對比研究不同增壓工藝、增壓模式，確定氣田遠(yuǎn)期增壓時機(jī)與方案。

1 氣田增壓時機(jī)的確定

1.1 氣田增壓時機(jī)確定方法

氣田增壓時機(jī)的確定流程如圖1所示，具體步驟如下。

（1）對各氣井歷史油壓進(jìn)行曲線擬合，并預(yù)測未來5年不同時期的氣井壓力變化趨勢，通過對氣井壓力的預(yù)測確定集氣站的壓力變化情況。

圖1 增壓時機(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基本參數(shù)，建立管網(wǎng)模型，并利用各時期的生產(chǎn)日報進(jìn)行校核，確保模型的準(zhǔn)確。

（3）根據(jù)未來產(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）對比氣井本身規(guī)律所預(yù)測的未來各站進(jìn)站壓力與模型計算的未來各站所需要的最低壓力，篩選出不同時期預(yù)測壓力小于需要壓力的各集氣站作為該時期的增壓點(diǎn)[9]。

1.2 氣井壓力遞減趨勢與進(jìn)站壓力預(yù)測

以不同生產(chǎn)層的直井、水平井為研究對象，預(yù)測井口油壓衰減趨勢，從而研究氣田中后期的增壓時機(jī)。通過統(tǒng)計57個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號集氣站氣井油壓預(yù)測函數(shù)如式（1）所示，6號集氣站氣井油壓衰減趨勢圖如圖2所示。

式中：p—油壓，MPa；

x—時間，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，采氣管線壓損約0.2 MPa；當(dāng)平均采氣半徑為1～3 km時，采氣管線的壓損約為0.3 MPa；當(dāng)采氣管線為3～5 km時，采氣管線壓損約為0.4 MPa。對各集氣站所管轄的單井利用產(chǎn)量對壓力進(jìn)行加權(quán)平均得出預(yù)測的各集氣站的進(jìn)站壓力。

圖2 6號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 增壓時機(jī)最終確定

通過預(yù)測壓力與實際所需壓力的對比，確定各時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機(jī)預(yù)測如表1所示。

表1 增壓時機(jī)預(yù)測表_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)日報的實際結(jié)果誤差在±10%以內(nèi)[11]。

針對目前大牛地氣田地面集輸管網(wǎng)，基于6個不同的模擬時間，對2014年4個時間節(jié)點(diǎn)和2015年2個時間節(jié)點(diǎn)的運(yùn)行現(xiàn)狀進(jìn)行模擬，6個模擬時間節(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

以時間節(jié)點(diǎn)一為例，模擬60個集氣站實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。

對比表2，實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比奠定基礎(chǔ)。

2.2 氣田增壓集輸方案對比

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)對比結(jié)果如表3所示。

表2 60個集氣站實際出站壓力與模擬出站壓力對比表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

按不同增壓方案對氣田管網(wǎng)的運(yùn)行情況進(jìn)行模擬分析。中國常用壓縮機(jī)的吸氣壓力最低為0.2 MPa；氣藏廢棄壓力是氣田開發(fā)設(shè)計重要參數(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)。對各方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)技術(shù)評判，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）求解反對稱矩陣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。計算矩陣V0每一_行的乘積：Mi=對向量則W=(W1,W2,...,Wn)即為所求全向量。針對各因素對方案優(yōu)選影響因子得出各個權(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AHP算法[18-20]，依 照 表 4中的數(shù)據(jù)表進(jìn)行因素數(shù)據(jù)處理，計算可得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，本文采用的模糊綜合評價方法，經(jīng)調(diào)研，該方法對此類問題的評價準(zhǔn)確性較高，相對于其他評價方法，更符合實際[17-20]。針對以上評價體系，設(shè)有兩個有限論域

其中：U—綜合評判集合；V—評語集合。

建立評語集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，稱模糊矩陣S=Q°T=(sij)m×n為Q與T的合成，其中

式（3）稱為綜合評判的數(shù)學(xué)模型，這里的R是一個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是評判結(jié)果，它是論域V上的一個模糊子集，即模糊向量。

根據(jù)各因素的評語，建立單因素評判矩陣，并進(jìn)行權(quán)數(shù)分類評判，得到最佳目標(biāo)方案[21]。

同時對各指標(biāo)因素進(jìn)行分析，建立單因素評判向量組成模糊矩陣，通過模糊變換形成模糊子集，對候選的氣田中后期四種增壓方案進(jìn)行權(quán)數(shù)分類評判，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判的結(jié)果，如式（6）所示。

作歸一化，即可得到模糊綜合評判的結(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)測各單井的油壓變化趨勢，并對各集氣站所管轄的單井利用產(chǎn)量對壓力進(jìn)行加權(quán)平均預(yù)測出各集氣站的進(jìn)站壓力，通過對比預(yù)測壓力與實際所需壓力，確定各時期所需要增壓的集氣站數(shù)目，并對其增壓時機(jī)進(jìn)行了預(yù)測。

（2）建立了大牛地氣田管網(wǎng)模擬模型，并通過調(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)日報的實際結(jié)果誤差在±10%以內(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。