利用Pipephase分析蘇南管網運行現狀
——以作業二區為例

金婷，李澤亮，李昊龍，南博

中國石油長慶油田蘇里格南作業分公司（陜西 西安 710018）

中國石油長慶油田蘇里格南合作區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，具有單井控制儲量小、穩產期短、非均質性強、連通性差的特點。隨著區塊的開發生產，大量氣井產能下降進入排水采氣階段，部分早期投產管線輸氣量下降且積液嚴重，由于采用滾動開發的生產模式，新增氣井不斷接入采輸管道，各管段運行負荷不均衡的程度逐漸增大，導致現場生產管理難度較大。分析管網運行現狀并總結生產活動對管網運行情況的影響，對作業區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，結合蘇南集輸管網現場生產資料，以作業二區輸氣干管為主要分析對象，建立管網系統模擬模型，計算并分析夏季清管推液以及冬季高峰供氣期間的節點壓力變化，確定管網運行現狀，并對冬季管網水合物的生成條件進行預測，以有效地管理作業區。

1 作業二區集輸管網基本概況

蘇里格南區塊采用9 井式井叢開發模式，地面集輸系統采用“井叢集氣、井下節流、井口注醇、連續計量、兩級增壓、氣液分輸、集中處理”的中低壓集輸工藝[1-2]，地面集輸系統總工藝流程如圖1所示。

2 集輸管網模擬模型構建

目前，作業二區氣井共有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），管網系統結構復雜。管內介質以氣為主并伴有少量采出水和凝析油，屬于復雜多相流管網模擬計算與分析問題。求解此類問題，需借助多相流管網模擬分析軟件以及與工程實際相適應的理論模型才能實現。

圖1 蘇里格南區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。該軟件作為一種穩態多相流模擬軟件，將現代油氣生產方法與軟件分析技術進行結合，形成了具有魯棒、高效特性的油田設計規劃工具，采用聯立方程法并結合Newton-Raphson 算法和矩陣求解器算法對管網進行壓力和流量平衡計算，可處理任意復雜度的管網系統[3-4]。其中熱物性參數計算將采用“組分模型+SRK 狀態方程”[5]，管道持液率和壓降損失計算擬采用GB 50349—2015《氣田集輸設計規范》推薦的Beggs-Brill模型[6]。

考慮到管網系統中存在大量交匯點，若完全依據實際情況建立模型，大量節點要求長時間的試算且每次試算需要修改大量的節點參數，在模擬計算時易出現解算時間長且不易收斂的情況。因此，將分析重點集中在12條干管管線的運行分析上，僅搭建主管網模擬模型，如圖2所示。

3 集輸管網模擬計算與分析

3.1 集輸管道輸氣效率及計算結果分析

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

式中：E為輸氣效率；Q為標況下實際輸氣量,104m3/d；Qr為標況下設計輸氣量,104m3/d。

圖2 作業二區集輸管網系統主管網模型

在實際生產中，由于受新井投產進度、冬季高峰供氣等因素影響，集輸管道投運后，會出現輸氣量長期偏低或者超出設計輸氣量的情況，使得計算的輸氣效率隨著實際管輸氣量的變化而變化（圖3）。因此，以輸氣效率來評價管網輸氣能力的利用情況更為準確。

根據2019 年8 月至10 月的數據，作業二區投運的12條干管的輸氣能力利用情況見表1。

由表1計算結果，可得出以下結論：

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

圖3 2019年8—10月集輸管線真實氣量與輸氣效率變化圖

表1 作業二區夏季輸氣干管輸氣能力計算結果匯總

2）2013 年投運的 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 雖然是最新投產的管線，但管線長度超過10 km，氣井穩產時間短，導致其管輸能力利用率偏低。

3）根據以往生產情況，認為GG13 積液情況較嚴重，輸送能力不高，但經過計算知其平均管輸能力利用率達80%以上，是管輸能力利用率第二高的管線。因此與生產活動中的認識并不一致，出現此情況的主要原因在于BB9 井叢SN0065 井叢管容受限，氣井產量高，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 集輸管道攜液運行情況及分析

3.2.1 集輸管道攜液運行情況

天然氣在集輸過程受管道摩擦、沿途控制元件、轉彎等因素的影響會造成一定的壓力損失，不考慮積液的影響下，通過Pipephase 模擬計算管線在一定輸氣量下的壓降(理論壓降)，而當干管實際壓降大于理論壓降時該管線可認為存在積液[8]。管線在氣體流速不變的條件下存在一個臨界積液量，如果有更多積液聚集，會導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態過程中[9]，管線積液量保持穩定；但實際生產中，伴隨氣井氣量自然遞減，臨界積液量逐漸增大，通過開井短時間內提高氣體流速，能夠一定程度緩解管線積液情況，人為減緩了積液速度。通過對實際壓降與理論壓降的差值（以下簡稱壓差）數據的散點趨勢線計算，引入趨勢線斜率值（K）作為判斷依據，以08#干管為例衡量該時間段內的管線積液速度(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，得出以下認識：

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

圖4 2019年GG08管線壓差散點圖及不同時段內壓差趨勢線

表2 2019年8—10月作業二區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的氣體流速降低短時間內的管線臨界積液量，將多余的積液帶入集氣站，減少管線內積液。當供氣量逐步下降到之前水平，其臨界積液量以Kˉ的速度達到開井前的量值，可以再次開井推液；重復此操作不斷打斷管線持續積液的過程，減緩積液速度。根據計算結果，GG05、GG06、GG07、GG08、GG14 積液速度均較快，通過間歇清管推液后K值降低了至少一個數量級。GG05 在K2、K3兩個生產階段之間有3 天的管線停運，此后開井生產再進行間歇推液清管，Kn值下降了約3倍。

3）2019 年 8 月，GG02 管線因 SN0039 井叢干擾試井關井，輸氣量穩定在約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，結束干擾試井后，輸氣量穩定在20×104m3/d左右，Kn降為0.010 4；12 月SN0039 井叢投入生產后，以雙管線投運作為分界點，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，兩個月內K=-0.002 2（圖5）。這說明：①管道輸氣量增大，管內流速增大，攜液能力增強，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根據歷史數據，SN0039 井叢開井時集氣站積液量較大，該井叢部分氣井出液量較高，開井生產雖能夠提高管線輸氣量，但在無人為因素介入且產量遞減較快的情況下，其管線積液速度也相應上升，所以Kn較大；③輸氣量提高 10×104m3/d 以上，攜液能力增強，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值出現負數，GG13 雖然輸氣量高，壓力差偏低，但總持液量高，仍然需要通過機械清管減少管線的積液。

3.2.3 管理措施與建議

根據以上分析，建議制定以下管理措施：

1）GG01、GG05、GG06、GG07、GG08、GG14 短時間內增加瞬時流量氣量達到10×104m3/d，通過間歇推液清管維持管線狀態，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 可選擇在生產期間進行兩到三次的短期停產，利用管線投產時的氣流速度清除部分積液，降低之后生產的積液速度。

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井叢投產后，GG14 平均輸氣能力利用率達到51.8%），以及管輸能力利用率較高的GG13，根據春秋季清管計劃開展機械清管。

3.3 管網水合物預測與分析

基于Pipephase 的水合物預測單元對管道內的水合物形成情況進行預測。為便于判斷和分析，繪制了管網水合物形成曲線及各管線節點P/T數據位置點，如圖6所示。

圖6 作業二區管網水合物形成P/T曲線及管線節點數據點

由預測結果可知，各管網節點的水合物形成溫度為 4.10～13.12 ℃，有 3 個節點（SN0015、SN0023、SN0055）的P/T位置處于水合物曲線左側，即節點溫度低于水合物形成溫度，易形成水合物；4 個節點（SN0043、SN0019、SN0017、SN0049）略微偏曲線右側，生產狀況發生變化，便會向左越過曲線，尤其是SN0049，不改善其管線積液狀況，壓力繼續升高，進入生成水合物的溫度范圍，因此應考慮注醇防堵。

基于冬季高峰生產期產量最高一日數據（2020年1 月3 日），計算了集輸管道在注入不同甲醇濃度下管道內水合物的形成條件（冬季高峰生產期），如圖7 所示。圖7 中綠色曲線為假定系統中存在自由水時預測出的水合物曲線，紫色、藍色、橙色曲線分別表示注入液質量分數（即最終的水相中抑制劑的質量分數）為5%、10%、15%的甲醇的水合物形成曲線，紅色曲線表示管內流體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量分數為5%的水合物曲線右側（圖7（c）），管線甲醇抑制劑注入質量分數以5%為參考值進行加注。

2）GG01、GG06、GG07、GG09 的流體P/T路徑線緊鄰甲醇注入質量分數為10%的水合物曲線右側（圖7（b）），管線甲醇抑制劑注入質量分數以10%為參考值進行加注。

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量分數為10%的水合物曲線左側的部分，管線甲醇抑制劑注入質量分數以15%為參考值進行加注。

通過Pipephase 管網模擬，計算出管線所需的理論注醇量，作業二區以此為參考進行注醇泵行程調整，2019 年冬季作業二區消耗甲醇1 451 m3，醇氣比0.024 4 m3/104m3，與2018 年冬季相比，醇氣比下降0.001 6 m3/104m3。

4 結論與建議

1）評價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，不能單一評價管輸能力的高低，因此引入壓差隨著生產變化趨勢線的斜率作為積液速度同輸氣效率一起評價管線運行情況。

2）作業二區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，提高短時間內流量至臨界攜液流量以上，將部分積液攜帶進入下游集氣站，周期性地進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械清管改善積液情況。

3）冬季高峰期生產條件下，管輸能力利用率低的管線由于積液和溫度損失的影響，易達到水合物形成的壓力和溫度條件。為防止管內出現水合物冰堵進行注醇，由于輸氣量其醇氣比較高，從經濟效益上可以考慮關停冬季管輸能力利用率低于20%的管線，減少甲醇使用，將維護管線運行集中在高效干管的穩定運行和中效管線提高管輸能力利用率上。