大牛地氣田二次增壓時機及增壓方案優(yōu)選萬偉;練章華;彭星煜;劉力升;劉暢【摘要】大牛地氣田不斷開發(fā)導致首站集中增壓已不能滿足氣田開發(fā)的需要,同時40％的氣井壓力接近管網壓力,因此急需實行二次增壓集輸工藝.通過對氣井油壓的變化規(guī)律分析,確定二次增壓的增壓時機,并4:(1)單井增壓方案;(2)集氣站分散增壓方案;(3)區(qū)域集中增壓方案;(4)區(qū)域集中增壓+集氣站分散增壓方案.并從技術經濟角度4管網外輸的要求,又能保證經濟效益,是二次增壓方案中最合理的一種模式.《西南石油大學學報〔自然科學版〕》【年(卷),期】2023(041)0038(P129-136)大牛地氣田;廢棄壓力;增壓時機;管網模擬;增壓方案萬偉;練章華;彭星煜;劉力升;劉暢【作者單位】610500;華450006;西南石油大學石油與自然氣工程學院,四川610500610500;西610215;西南油氣田分公司安研院,610000【正文語種】中文TE832引言53×108m3。隨著氣田整體增壓外輸運行，老區(qū)井口壓力和氣井產量的下降，越來越影響氣田整體產能建設目標的完成。為滿足自然氣外輸壓力要求，氣田已實現“集中增壓外輸”，可滿足近期氣井生產的要求。隨氣井產出氣增多，壓力會進一步下降，要維持大牛地氣田50×108m3自然氣的穩(wěn)產，亟需進展中后期增壓及相關爭論。針對老不同產區(qū)氣藏生產特性、井口產氣產水及壓力遞減的特點，在老產區(qū)深入挖潛建產的過程中，結合地面集輸工藝操作，確定科學合理的“中后期增壓”技術路線，為后期氣田穩(wěn)產建設供給保證[1-3]。迫切地需要氣田進展二次增壓[4-7]。本文分析并確定了“中后期增壓時機”，結壓模式，確定氣田遠期增壓時機與方案。氣田增壓時機確實定氣田增壓時機確定方法15趨勢，通過對氣井壓力的推測確定集氣站的壓力變化狀況。1Fig.1Superchargingtimingdeterminationstepblockdiagram用各時期的生產日報進展校核，確保模型的準確。依據將來產能規(guī)劃以及各站配產狀況，掌握首站進站壓力，計算出在規(guī)劃的配產條件下各集氣站需要的最低進站壓力[8]。比照氣井本身規(guī)律所推測的將來各站進站壓力與模型計算的將來各站所需要點[9]。氣井壓力遞減趨勢與進站壓力推測57減規(guī)律，6〔1〕所示，62MPa；x—時間，d；A1，t1，y0—系數，A1=2.137，t1=11026.401，y0=-32.698。[10]。依據大牛地0～1km0.2MPa1～3km0.3MPa3～5km0.4MPa。對各集氣站所管轄的單井利用產量對壓力進展加權平均得出推測的各集氣站的進站壓力。26Fig.2TrendofgaswellspressureattenuationinNo.6gasgatheringstation1.3增壓時機最終確定11_Tab.1Superchargetimingpredictiontable壓的集氣站需增壓的 集氣站數需增壓集氣站1.5222023年9月18，53，21，61，37，3969.0132023925，16，60222233.3042023948，17，4034.60_5_20239 46，1_23.002增壓方案優(yōu)選大牛地氣田集輸管網數值模擬模型34產日報的實際結果誤差在±10%以內[11]。62023420232，62023-02-01，2023-05-01，2023-08-01，2023-10-01，2023-04-012023-09-05。3Fig.3Daniudigasfieldcollectionpipelinenetworklayout4Fig.4Pipenetworkmodel6022，實際出站壓力和模擬所得的出站壓力模擬誤差絕大局部＜10%，證明白比照奠定根底。氣田增壓集輸方案比照[12-14]，在保證能夠完成規(guī)定4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]。45～83260Tab.2Comparisonofactualoutboundpressureandsimulatedoutboundpressureof60gasgatheringstations/MPa/MPa/%_/MPa/MPa/%253.443.522.36313.043.226.04163.313.310.15342.882.628.90133.233.074.82322.963.177.07403.573.278.47233.343.535.79523.553.423.66123.142.946.31603.753.497.05272.842.830.18473.533.238.53113.062.827.96483.523.228.643.163.283.64463.883.860.4662.952.991.52183.423.332.5232.953.229.00173.423.322.7853.052.846.914722.992.757.90553.253.518.037103.433.522.6043.343.330.30363.183.054.0182.963.001.48223.002.748.68143.002.796.99202.962.756.9492.983.021.40513.563.355.90242.972.786.52503.523.247.8848453.553.413.89413.112.897.08433.673.865.1732153.423.502.37393.133.284.7161000382.862.891.2158000262.812.578.6757000293.132.984.87335.643.1743.77283.133.377.66543.233.518.71303.373.637.7191563.053.132.67443.243.518.32212.983.114.31 53 3.253.518.0237 3.03_3.23_6.7451Fig.5Scenario1simulation62Fig.6Scenario2simulation73Fig.7Scenario3simulation84Fig.8Scenario4simulation表3增壓方案比照表Tab.3Comparisonofsuperchargingmode 增壓方案優(yōu)點_缺點單井增壓降低井口廢棄壓力，增加采收率，不需改造管網投資費用大，運行費用高，治理難度大集氣站分散增壓降低井口廢棄壓力，增加采收率，不需改造管網投資費用較大，運行費用高，治理難度較大區(qū)域集中增壓降低井口廢棄個別偏遠集氣站不能進入增壓站區(qū)域集中增壓+集氣站分散增壓降低井口廢棄壓力，提升采收率，治理便利，掩蓋面廣 局部管網增壓方案優(yōu)選指標體系建立0.2MPa；氣藏廢棄壓力是氣田開發(fā)設計重要參數，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]。1.0MPa，能夠最大程度提高采收1.5MPa，能夠較1.8MPa到達規(guī)劃目標并穩(wěn)產。對各方案進展經濟技術評判，可以得到最優(yōu)方案。指標權重確定本文承受改進的AHP法，各方案主要技術經濟指標數據見表4，其主要步驟如下。4Tab.4Themaintechnicalandeconomicindicatorsofthegaspipelineinthemiddleandlatestagesoftheprogram方案末站壓力/MPa末站露點/°C建站費用/萬元運行維護費用/萬元 管網改造〔建〕費/萬元水合物危害程度壓縮機故障井口廢棄壓力/MPa_方案13.8015.02000350400較嚴峻較少1方案24.0014.51800400350133.6016.0250036050014 3.68 13.8 2_100_380_450_一般_很多_1A0，A0=[aij]aij=1/aji；B0=lgA0(bij=lgaij；)計算最優(yōu)傳遞矩陣滿足使A0V0，υij=10cijA0V0V0_行的乘積：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重，權重滿足(歸一化原則，)最終得到根底指標權重為：U0=U1,U2,···,Un。AHP[18-204U0=(0.15,0.15,0.10,0.10,0.10,0.10,0.10,0.20)。最優(yōu)增壓方案確定題的評價準確性較高，相對于其他評價方法，更符合實際[17-20]。針對以上評價體系，設有兩個有限論域；V—評語集合。V=〔優(yōu)，良，中，差〕=〔0.4，0.3，0.2，0.1〕。作模糊變換式〔3〕Q=(qij)m×l，T=(tij)l×n，S=Q°T=(sij)m×nQT式〔3〕Rm×nAUU，A=U0=〔0.15,0.15,0.10,0.10,0.10,0.10,0.10,0.20〕。BV個模糊子集，即模糊向量。案[21]。4R作模糊變換，即可得到模糊綜合評判的結果，如式〔6〕所示。B，B=(0.230,0.221,0.239,0.310)，由最3是二期增壓方案中最優(yōu)方案。3結論1400數目，并對其增壓時機進展了推測。建立了大牛地氣田管網模擬模型，并通過調整各管段的管壁粗糙度與管道效±10%以內，為之后的增壓方案優(yōu)選奠定根底。建立了增壓方案優(yōu)選指標體系，進展最優(yōu)增壓方案確實定，針對大牛地氣田增壓方案中最優(yōu)方案。參考文獻【相關文獻】馬逗，賀志鐸.幾種井口增壓采氣工藝運行探討[J].石化技術，2023，24〔12〕：216.doi：10.3969/j.issn.1006-0235.2023.12.172MADou,HEZhiduo.Discussionontheoperationofseveralwellheadturbochargedgasrecoveryprocesses[J].PetrochemicalTechnology,2023,24(12):216.doi:10.-3969/j.issn.1006-0235.2023.12.172楊再生，陳平，楊川，等.隨鉆地層壓力測試增壓效應響應機理爭論[J].西南石油大學學報〔自然科學版〕，2023，35〔3〕：117-123.doi：10.3863/j.issn.1674-5086.-2023.03.016YANGZaisheng，CHENPing，YANGChuan，etal.Studyonresponsemechanismofturbochargingeffectinformationpressuretestwhiledrilling[J].JournalofSouthwestPetroleumUniversity(Science&TechnologyEdition),2023,35(3):117-123.doi:10.3863/j.issn.1674-5086.2023.03.016林巍，楊金濤，王晨，等.蘇西區(qū)塊增壓模式試驗效果評價[C].寧夏青年科學家論壇石化專題論壇，2023.LINWei,YANGJintao,WANGChen,etal.EvaluatingeffectofturbochargedmodetestinSuxiBlock[C].NingxiaHuiAutonomousRegionAssociationforScienceandTechnology,2023.張寧寧，李清方，鄭峰，等.大牛地氣田管網系統仿真模擬及優(yōu)化[J].油氣儲運，2023，33〔3〕：264-268.doi：10.6047/j.issn.1000-8241.2023.03.009ZHANGNingning,LIQingfang,ZHENGFeng,etal.DaniudiGasFieldpipelinenetworksystemsimulationandoptimization[J].Oil8241.2023.03.009田繪杰.大牛地氣田二次增壓工程技術與經濟分析[J].自然氣技術與經濟，2023，11〔5〕：32-35.doi：10.3969/-j.issn.2095-1132.2023.05.009TIANHuijie.TechnicalandeconomicanalysisofsecondaryboosterprojectinDaniudiGasField[J].NaturalGasTechnologyandEconomy,2023,11(5):32-35.doi:10.3969/j.issn.2095-1132.2023.05.009王旭.靖邊氣田增壓氣井井筒壓力損失分析[C].低碳經濟促進石化產業(yè)科技創(chuàng)與進展第九屆寧夏青年科學家論壇石化專題論壇論文集，2023.王雨生.場氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏整體增壓開采方案爭論[J].西南石油大學學報，2023，27〔5〕：40-43.doi：10.3863/j.issn.1674-5086.2023.05.011WANGYusheng.XinchangGasFieldPenglaizhengroupgasreservoirintegralturbochargedminingplan[J].JournalofSouthwestPetroleumUniversity,2023,27(5):40-43.doi:10.3863/j.issn.1674-5086.2023.05.011王徑，劉維東，李幼萍，等.氣田增壓工程后評價中增產氣量測算分析[J].自然氣技術與經濟，2023，8〔2〕：67-69.doi：10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.018WANGJingLIUWeidong，LIYouping,etal.Measurementandanalysisofincreasedgasproductioninpostevaluationofgasfieldpressurizationengineering[J].NaturalGasTechnologyandEconomy,2023,8(2):67-69.doi:10.3969/j.issn.2095-1132.2023.02.018熊星.榆林氣田增壓方案設計及效果評價爭論[D].成都：西南石油大學，2023.XIONGXing.PressurizationschemedesignandeffectevaluationresearchofYulinGasField[D].Chengdu:SouthwestPetroleumUniversity,2023.王一丞.五百梯氣田增壓站機組工況調整效果分析[J].內江科技，2023，38〔10〕：25，73.WANGYicheng.AnalysisontheadjustmenteffectofunitconditionofboosterstationinWubaitigasfield[J].NeijiangScienceandTechnology,2023,38(10):25,73.楊剛，江玉發(fā)，常小虎，等.大澇壩集氣處理站自然氣增壓機二級增壓擴容工藝優(yōu)化[J].壓縮機技術，2023〔2〕：38-41.doi：10.3969/j.issn.1006-2971.2023.02.011YANGGang,JIANGYufa,CHANGXiaohu,etal.OptimizationofsecondaryboostercapacityexpansionfornaturalgasboosteratDayaobagasgatheringstation[J]pressorTechnology,2023(2):38-41.doi:10.3969/j.issn.-1006-2971.2023.02.011聶嵐，王雨生，李衡.馬井氣田增壓系統運行優(yōu)化爭論[J].管道技術與設備，2023〔4〕：15-18.doi：10.3969/-j.issn.1004-9614.2023.04.005NIELan,WANGYusheng,LIHeng.OptimizationofturbochargersystemoperationinMajingGasField[J].PipelineTechnologyandEquipment,2023(4):15-18.doi:10.3969/j.issn.1004-9614.2023.04.005[13]梁光川.大牛地氣田開發(fā)中后期增壓仿真爭論[C].西安：油氣田勘探與開發(fā)國際會談論文集，2023.羅旭術.大牛地氣田增壓條件下速度管生產方式轉換條件爭論[J].和化工標準與質量，LUOXushu.StudyonconversionconditionsofvelocitytubeproductionmodeundertheconditionofturbochargedDaniudiGasField[J].ChinaPetroleumandChemicalsStandards&Quality,2023,36(21):30-32.doi:10.3969/-j.issn.1673-4076.2023.21.014薛崗.氣田中后期型增壓增產裝置的研發(fā)及理論分析[C].北京：油氣田勘探與開發(fā)國際會議〔2023IFEDC〕論文集，2023.胡原.自然氣增壓開采工藝技術在氣田開發(fā)后期的應用[J].科技創(chuàng)導報，2023，13〔11〕：47，49.doi：10.16660/ki.1674-098X.2023.11.047HUXinyuan.Applicationofnaturalgassuperchargedminingtechnologyinthelaterstageofgasfielddevelopment[J].ScienceandTechnologyInnovation張建國，王東旭，蘭義飛，等.靖邊氣田增壓開采方式優(yōu)化爭論[J].鉆采工藝，2023，36〔1〕：31-32，35.doi：10.3969/J.ISSN.1006-768X.2023.01.10ZHANGJianguo,WANGDongxu,LANYifei,etal.ResearchontheoptimizationofsuperchargedminingmethodsinJingbianGasField[J].JournalofDrillingandProduction,2023,36(1):31-32,35.doi:10.3969/J.ISSN.-1006-768X.2023.01.10劉爭芬.大牛地“低壓、低產、低滲透”氣田增壓集輸模式[J].自然氣工業(yè)，2023，31〔10〕：86-88.doi：10.3787/-j.issn.1000-0976.2023.1