QC油田頁巖油伴生氣集氣工藝模擬優化研究

喬文波,龐永莉,曹欽亮,霍富永,李 倩

1.長慶工程設計有限公司,陜西西安 710018

2.長慶油田分公司新能源項目部,陜西西安 710018

目前，國內大多數油田油井伴生氣量小，井位分散，所處地形起伏大，地貌復雜，尤其是QC油田，其頁巖油的產液量、氣油比隨著開發的進展而遞減較大。在氣液分離前的集氣過程中，管道內主要為氣液兩相混輸流動，其流動流型多變，壓力波動大，流動特性及積液規律較為復雜。管中液相主要為地層采出游離水和凝析重烴組分，在地形起伏較大的地區，易產生積液[1-2]，進而導致液堵，加速管道腐蝕，減少管道流通截面積，致使單井集氣管道壓力損失大幅提升[3-4]。

為了弄清起伏伴生氣集氣管道中氣液兩相混輸流動的特征，進而探究起伏管道內的積液規律，以便優化頁巖油伴生氣集氣工藝，筆者應用OLGA模擬軟件模擬了系列工況，考察了不同井數、管輸距離及起伏地形條件下的積液規律，進行了起點壓力模擬計算與管徑優選、核算，同時選擇已投用管道進行了模擬計算驗證，為集氣工藝優化提供模擬依據。

1 模擬軟件與模擬設計

1.1 模擬軟件

OLGA模擬軟件是一款由挪威阿卡什公司開發的全動態多相流模擬軟件[5]，其最早版本完成于1984年，后幾經修改，形成了擴展的雙流體模型。迄今為止，該軟件已經推出了多個版本。本研究所使用的是OLGA6.2.3版本。

1.2 初始條件

本文開展的模擬研究以QC油田頁巖油伴生氣組分及工況為依據，其主要初始條件參數如下。第一，天然氣基礎物性參數見表1。第二，管道參數：管徑選取見表2，管道粗糙度為0.01 mm，鋼管的比熱容為550 J∕（kg·℃），鋼管導熱系數為46 W∕（m·K），密度為7 850 kg∕m3。第三，管道埋深與土壤參數：管頂埋深為1.1 m，土壤的比熱容為880 J∕（kg·℃），土壤導熱系數為1.8 W∕（m·K），土壤密度為2 500 kg∕m3。第四，伴生氣輸量：見表3。第五，管道運行參數：環境溫度為8℃，管道起點溫度取15℃，壓力取400 kPa；管道終點溫度取10℃，壓力取250 kPa。

表1 天然氣基礎物性參數

表2 管徑的選取

表3 伴生氣輸量

1.3 模擬設計

本研究主要針對4種井數（氣量）、3種管輸距離、4種起伏地形等工況進行模型的建立，見表4。

表4 模擬設計

2 積液分布研究

管道內持液率、積液積累量、管道內積液總量、溫度、壓力是反映積液規律的重要參數，管道內持液率指的是某管道位置持液量占管道整體持液量的百分比，表征了管道積液分布情況。積液積累量指的是管道起始點至某管道位置積液積累量，表征了管道內積液階段總量情況。管道內積液總量指的是管道內積液總量，表征了管道內積液總量情況[6-7]。

由于QC油田多為黃土塬地貌，地形起伏大，管道主要為“S形”敷設，因此本文主要對“S形”管道積液分布進行了模擬研究。

2.1 積液分布研究

在對不同井數、管道長度、5年份年產氣量及平均產氣量等條件進行模擬后，得到管道內持液率、積液積累量、管道內積液總量分布，如圖1～圖3所示。

圖1 不同長度、輸量下管道內持液率變化曲線

圖2 不同長度、輸量下積液積累量變化曲線

圖3 不同長度、輸量下管道內積液總量變化曲線

由圖1～圖3可以看出，第一，對“S形”管道，積液聚集在上傾段的低點位置，低點位置處的管段內持液率較高，積液產生量較多；上傾段的末段、下傾段以及靠近終點的水平管段位置處持液率極低，積液產生量較少。第二，輸量越低，積液產生量越多。在第1年高輸量情況下，上傾段低點位置持液率在1%～8%之間，持液率水平較低，積液產生量較少；隨著年份增加，輸量降低，上傾段低點位置持液率會有所升高，甚至高達99.99%。第三，“S形”管道內積液總量短時間內基本趨于穩定，可以認為同“水平型”、“上升型”、“下降型”等管道類型一樣，一定長度的管道內三相流情況下可以迅速形成穩態。

2.2 溫度分布研究

在對不同井數、管道長度、不同年份產氣量等條件進行模擬后，得到管道內溫度分布如圖4所示。

圖4 不同長度、輸量下管道全線溫度變化曲線

可以看出，對同一管道而言，輸量越大，起點溫度越高。全線溫度呈現先迅速降低、后平緩降低的趨勢。

2.3 壓力分布研究

在對不同井數、管道長度、不同年份產氣量等條件進行模擬后，得到的壓力分布如圖5所示。

圖5 不同長度、輸量下管道全線壓力變化曲線

可以看出，對同一管道而言，輸量越大，起點壓力越高。高輸量條件下全線壓力降落曲線呈斜率越來越大的上凸形；中低輸量條件下全線壓力呈階梯下降形式，在管道上傾段壓力降落較快，在管道水平段以及下傾段壓力降落較為緩慢。

3 最優管徑選取

目前頁巖油伴生氣采用“叢式井平臺-集氣管道-增壓站-輕烴廠-外輸”的集輸工藝流程，叢式井平臺中由分離器分離出的致密油伴生氣（0.4 MPa）進入集氣管道后，靠自身壓力輸送至增壓站（0.25 MPa），在增壓站進行增壓后輸送至輕烴廠進行過濾、分離、增壓和深度脫水等處理，處理合格后進行外輸[8]。

由于QC油田多為黃土塬地貌，地形起伏大，管道主要為“S形”敷設，故本文主要針對“S形”地形管道管徑進行模擬計算和優選[9]。

3.1 管徑初選

根據輸氣管道輸送的經濟流速確定最初管徑：

式中：D為管徑，m；Q為輸氣量，m3∕s；v為經濟流速，m∕s。

經濟流速的選擇一般和輸氣壓力、輸氣含水率等有關，經濟流速控制在3～12 m∕s，低壓管道可以適度提高，最高可以達到20 m∕s。考慮到氣體流速對攜液能力的影響，經濟流速取20 m∕s。在20口井的情況下，5年產氣量的平均值為42 787.2 m3∕d，設計輸氣量取平均值的1.2倍，則計算結果如下：

根據GB∕T 17395—2008《無縫鋼管尺寸、外形、重量及允許偏差》推薦的管道系列，初步選取管道外徑為146、152、159、168、180、194 mm。

壁厚按GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規范》中第8.1.4條給出的公式進行計算。

式中：δ為計算壁厚，mm；P為設計壓力，MPa；D為管道的外徑，mm；σs為鋼管的最低屈服強度，取245 MPa；F為強度設計系數，穿越鐵路、公路、河道時，設計系數F=0.6；?為鋼管焊縫系數，當選用無縫鋼管時，取1.0，選用螺旋縫鋼管時，取0.95；t為溫度折減系數，當溫度小于120℃時，t值取1.0；C為管道腐蝕余量，mm。

采用式（2）進行計算，設計壓力取2.5 MPa，最低屈服強度取245 MPa，溫度折減系數取1，設計系數取0.72，鋼管焊縫系數取1，由于氣體組分中不含酸氣，故管道腐蝕余量取0 mm。計算得到6種初選外徑下管道的計算壁厚，如表5所示。

表5 管道計算壁厚

管道壁厚選取還應滿足GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規范》中第5.1.3條款要求，即輸氣管道的最小管壁厚度不應小于4.5 mm，鋼管外徑與壁厚之比不應大于100。根據管徑和鋼管壁厚計算結果，初步選擇D159 mm×4.5 mm、D168 mm×4.5 mm、D180 mm×4.5 mm三種規格形式的管道，采用模擬軟件對第1年高輸量、“S形”地形以及不同管道長度情況下的起點壓力進行模擬計算。由于管道建設的主要成本在于用鋼量大小，故根據模擬計算結果尋找起點壓力滿足要求且用鋼量最小的管徑規格。

3.2 起點壓力計算與管徑優選

對初選的三種管徑規格進行模擬計算，得到“S形”地形、不同管道長度下的管道起點壓力值，見表6。

表6 井口數量為20口的“S形”地形下管道起點壓力模擬結果

為進一步滿足起點壓力要求和經濟性要求，在表6所示的模擬計算結果的基礎上，對管道長度為1 km的情況，進一步選取D152 mm×4.5 mm、D146 mm×4.5 mm規格的管道，對管道長度為2 km的情況，進一步選取D152 mm×4.5 mm規格的管道，對管道長度為3 km的情況，進一步選取D194 mm×4.5 mm規格的管道進行模擬計算，計算得到的管道起點壓力如表7所示。

表7 井口數量為20口的“S形”地形管道起點壓力模擬結果

從表6及表7的模擬數據結果可知，通過調整管徑系列的方式無法使“S形”管道在最高輸量下的起點壓力滿足要求，這可能是由于“S形”管道內上傾段及低點位置存在積液而造成的，為進一步確定其原因，假定對入口伴生氣進行脫水處理，而后模擬計算入口壓力情況，模擬得到表8所示的結果。

表8 井口數量為20口的“S形”管道入口伴生氣完全脫水后起點壓力模擬結果

根據表6、表7、表8所示的不同管徑規格下的起點壓力模擬計算結果，取脫水過程中壓力損失為10%時進行對比，然后確定管徑優選結果，見表9。

表9 井口數量為20口下“S形”管道管徑優選結果

3.3 管徑核算

采用GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規范》中無高差影響的公式驗算上述初選的最優管徑，其中相對密度為0.65，壓縮因子利用程序計算得到的結果為0.987 462，平均溫度取278.15 K，20口井口數量下“S形”管道的核算結果見表10。

表10 井口數量為20口下“S形”管道管徑核算結果

經過管徑核算后發現，其結果差別較大，這是由于管道內積液造成起點壓力升高所導致的，故采用入口氣體脫水后的壓力結果進行進一步的核算，核算結果見表11。

表11 井口數量為20口下“S形”管道入口氣體完全脫水后管徑核算結果

經驗算，用OLGA軟件優選的管徑能夠滿足相關規范的要求，且計算結果差別較小。

3.4 工程最優管徑

根據QC油田建設過程中常用管道規格，以及依據井口至處理站伴生氣管道管徑“取大不取小”的原則，最終選取符合現場工程建設實際的管道規格，同理分別對4、6、8口井等情況分別進行計算和優選，確定不同井數下工程最優管徑，見表12。

表12 不同井口數量下“S形”地形工程最優管徑

4 工程管網驗證

本文共選取了L45增-L二聯、L43增-L二聯、L44增-L二聯、L42增-L45增等4條已投用集氣管道，綜合考慮管道沿程海拔變化，應用OLGA模擬軟件進行模擬計算驗證。

4.1 現場工況

所選取的4條管道管徑及運行情況如表13、表14所示，管道的沿程海拔情況如圖6～圖9所示，其他參數設置同本文第1.2節內容。

表13 各管道管徑情況

表14 各管道運行情況

圖6 L45增-L二聯沿程溫度壓力變化

圖7 L43增-L二聯沿程溫度壓力變化

圖8 L44增-L二聯沿程溫度壓力變化

圖9 L42增-L45增沿程溫度壓力變化

4.2 數據對比

4條管道沿程持液率、壓力、溫度等分布變化的模擬情況如圖6～圖9所示。

將上文4條管道的起點壓力模擬與實際數據進行對比，其結果見表15。

表15 各管道起點壓力模擬與實際數據對比

可以看出，前3條管道的起點壓力模擬結果基本接近實際運行壓力；L42增-L45增管道的起點壓力模擬結果與實際運行壓力相差0.268 MPa，可能是由于實際運行過程中該管道低洼點積液嚴重，造成壓縮機出口壓力上升。總的來說，對實際管道的模擬結果較好地吻合了實際生產數據，OLGA軟件的模擬結果較為可信。

5 結束語

本文應用OLGA模擬軟件對不同井數、管輸距離及地形條件下的積液規律進行了定量研究，給出了4種地形特別是“S形”地形條件下積液分布情況。針對不同井數、“S形”地形進行了管道管徑的初選、模擬計算、優選和核算，得到了4種井數（氣量）、3種管輸距離在“S形”地形工況下的工程最優管徑。綜合考慮管道沿程海拔變化，應用OLGA模擬軟件進行了模擬計算驗證，模擬結果表明較好地吻合了實際生產數據，總的來看，OLGA軟件的模擬結果較為可信。本文所使用的OLGA軟件集氣工藝模擬優化思路，可為提高油田伴生氣集氣工藝設計的準確性與適應性提供參考。