基于气田枝状管网集气站压力确定及计算软件开发

惠凯

西安石油大学石油工程学院（陕西西安710065）



基于气田枝状管网集气站压力确定及计算软件开发

惠凯

西安石油大学石油工程学院（陕西西安710065）

摘要枝状管网集气站压力通常是根据气体处理厂进厂压力与经验值反推确定，同时存在集气站压力不能因井口压力发生变化而变化的问题，进一步导致不能最优化利用输气管道系统。根据处理厂进厂压力及单井井口压力共同确定集气站压力，以平坦地区长距离输气管道基本公式为基础，运用流体力学及相关基础理论进行程序编写，计算软件可实现对集气站压力和各输气管道对应管线流量的求解。计算结果与巴格德雷合同区域B区扬-恰、别-皮气田内部集输工程的现场数据进行对比，计算结果吻合度高，符合现场工程实际。

关键词天然气；树枝状集气管网；集气站；设计压力；计算软件

AbstractThe gas pressure in natural gas gathering station with branch pipeline network is determined usually based on the entrance pressure and the experience value, at the same time there is a problem that the gas pressure of gathering station can not vary with the change of wellhead pressure, which will make the utilization of gathering and transmission pipeline system not optimal. It is put forward to determine the gas gathering station pressure based on the entrance station pressure and single well wellhead pressure, and the corre⁃sponding calculation program is prepared based on the basic formula for long-distance gas transmission pipeline in flat area and fluid me⁃chanics and related theories. So the gas gathering station pressure and the flow rate of every pipeline can be calculated using the calcula⁃tion software according to the entrance station pressure and the single well wellhead pressure. The comparison of the calculated results of a case with field measured data shows that two are highly consistent.

Key wordsnatural gas; branch gas gathering pipeline network; gas gathering station; designed pressure; calculation software

集气站是输气管道系统的重要组成部分之一，集气站的主要功能有调压、净化、计量和清管等。调压的目的是保证输入、输出的气体具有所需的压力和流量[1]。当气田气井压力下降较快时，高压流程不能满足地面建设的需要，必须采用中低压集气工艺。但是现有的技术装备条件难以实现直接将天然气压力升至处理厂外输压力，所以系统必须采取两地增压方式，其中一地增压为集气站增压。集气站增压目前普遍采用的是各集气站分散增压和中心集气站集中增压2种模式[2]。随着气井的生产，井口压力逐渐降低，当压力低至集气系统压力时，便不能输入集气管网，同样需要增设增压设备[3]。树枝状的集气管网（图1）通常用于单井集气井场工艺，集气管网呈树枝状，直线型的集气干线贯穿气田的主要产区中心，干线两侧采出的天然气通过干线输至总站，采取中心集气站集中增压模式，工艺流程如图2所示。目前，确定集气站压力的方法通常是根据气体处理厂的进厂压力加上经验值（经验值一般为0.2~0.3MPa）反推确定[4]。因此当单井出口压力有较大变化时，集气站的压力却没有相应的变化，造成不能充分利用整个输气管道系统的问题。因此，提出用单井出口压力和气体处理厂进厂压力共同确定集气站压力，并且开发出相应的计算软件，以便整个输气管道系统利用最优化。

图1 树枝状集气管网示意图

图2 工艺流程图

1　天然气枝状管网水力系统理论

1.1理论系统的阐述

整个输气管道系统中，集气站压力为待求参数，以平坦地区长距离输气管道基本公式为主体进行计算。由于单井出口压力，以及各管路计算流量、管径、流体温度、管道长度不同，因此涉及到水力摩阻系数、压缩因子、混合气体动力黏度、混合气体密度等参数的计算。

1.2天然气枝状管网系统基本方程推导

式中：M为天然气质量流量，kg/s；PQ为管道计算段起点压力，Pa；PZ为输气管道计算段终点压力，Pa；D为管道内径，m；λ为管道水力摩阻系数，无因次；Z为天然气压缩系数，无因次；R为天然气的气体常数，8 314.3，m2/(s2·K)；T为天然气的平均温度，K；L为管道计算段长度，m。

其他所需基础方程（水力摩阻系数、混合气体黏度、混合气体密度、气体压缩因子）：摩阻系数由流体流态决定，它或者是雷诺数的函数λ=f(Re)，或者是管内壁粗糙度的函数λ=f(k/D)，或者同时是两者的函数λ=f(Re，k/D)，其中k是绝对粗糙度。

1.2.1雷诺数

式中：Q为输气管道流量，m3/s；v为气体运动黏度，m3/s。

当2 000

λ=0.002 5Re0.25；

当Re1

1.2.2天然气黏度的计算

式中：T为天然气温度，K;Δ为天然气标准状态下的相对密度；ρ为天然气密度，kg/m3；μ为天然气动力黏度，mPa·s。

1.2.3天然气密度的计算

式中：ρ为混合气体的密度，kg/m3；yi为i组分的摩尔分数；Mi为i组分的相对分子质量，kg/kmol；Vi为i组分摩尔容积，m3/kmol。

1.2.4压缩系数的计算

压缩系数根据国家标准GB 11062-1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》和SY/T 6143-2004《用标准孔板流量计测量天然气流量》中给出的计算公式。

将上述基础方程得出的数据代入平坦地区长距离输气公式中，即可求出集气站压力。

2　天然气枝状管网计算软件开发

2.1程序计算流程简述

2.1.1管网基础数据

平坦地区长距离输气管道基本公式的函数表达形式是P集=f(PQ,D,λ,Z,R,T,L)，起点压力（井口压力）、处理厂进站压力、管径、温度、管道长度对于实际工程是已知的，摩阻系数、气体压缩因子、天然气气体常数可以通过基础方程计算得到。

2.1.2计算流程思路

整个枝状管网可简化为由单井、集气站、处理站和管道组成，其中将单井至集气站定义为上游，将集气站至气体处理厂定义为下游。通过软件分别计算上游所有管线流量之和以及下游管线流量，比较上下游流量，若两部分流量之差满足相对误差，则此时的集气站压力即为所求压力。计算流程图如图3所示。

1）上游流量计算。计算上游流量时，已知的单井井口回压为管道初始端压力，集气站压力为管道末端压力，设集气站压力为P0，每条管道的初始计算流量为M0，计算得到摩阻系数λ0，再将λ0代入式（1）得到计算流量M1，再代入摩阻系数的计算公式得到λ1，通过计算迭代，直到2次的摩阻系数之差满足误差精度，则此时的摩阻系数即为所求的摩阻系数，代入式（1）求出此时各支线的流量。

2）下游流量计算。计算下游流量时，集气站压力为管道起点，采用计算上游流量的方法，计算下游管线流量。

3）集气站压力确定。若上游各支线流量之和与下游流量之差满足相对误差，则此时的压力即为集气站最优压力值；否则，集气站压力加上定值

ΔP，重新计算上游管线流量和下游管线流量，直到上下游流量之差满足相对误差。

2.2程序计算准确性验证

为检验程序的准确性，利用所开发的软件（图4），分别计算别列克特利、皮尔古伊、扬古伊、恰什古伊4个气田集气站的压力，并与所提供的集气站压力进行对比。项目中实际数据，扬古伊气田集气站压力为7.77MPa，恰什古伊气田集气站压力为7.66MPa，别列克特利气田集气站压力为7.65MPa，皮尔古伊气田集气站压力为7.90MPa。计算软件的计算结果与集气站实际压力非常接近，因此也证明了此软件计算结果的正确性以及计算软件的可靠性。

3　结论

1）基于C语言编写的树枝状集气站压力计算软件，操作方便、计算速度快，计算精度高。

图3 C语言程序计算流程图

作者简介：惠凯（1990-），男，硕士，主要从事油气储运及天然气长距离输送方向的研究。