浅谈页岩气地面集输设计规程

姜琳

[摘 要]对具有高压力、高产量，压力产量变化快、产水量高的页岩气藏的开发进行分析，对比现有的技术与开发页岩气藏所需要的工艺设备以及压力温度等的需求，提出简要的页岩气地面技术设计规程，通过对HYSYS以及PIPELINE等软件的使用，实现模型具体化、数字化的呈现设计。

[关键词]页岩气集输;水合物;集输工程

[中图分类号]TE863 [文献标识码]A

页岩气藏具有高压力、高产量，开采过程压力下降迅速、开采初期气量大、产水量高，开采过程气量衰减快、后期气量小，进入增压开采短等特点，导致了一系列的设计需求以及工艺设备需求。

1 水合物生成预测及防止

由于页岩气藏具有高压力，初期开采时可借助气藏压力进行输送至集气阀或相应的天然气处理厂，经过处理后进行外输。但是由于单个气井压力高，产水量大，极容易引起冰堵现象。因此，首先需要根据天然气气质组分及压力对水合物的形成进行预测并根据环境的温度压力条件建立生成模型以观测。现以单井压力初期48MPa，后期2MPa，埋深处地温10℃，天然气成分（mol）按下表（1）所示。

若开初期借用气藏压力实现天然气的外输，有效减少增压站的设置，但由于初期压力过高，致使外输至外输站时压力远大于所需的外输压力，同时，开井初期压力过高，促进水合物的生成，因此，选择对水合物进行节流措施。

1.1 节流方式

节流是流体流动时由于通道截面突然缩小（如孔板、阀门等）而使压力降低的热力过程。为了获得降压的效果必然会引起温度的上升，因此在节流过程中应注意节流的温度，密切关注水合物的生成条件，以水合物生成作为表准进行节流压力的选取，观测温度变化。

常规控制井口压力的方法主要有井口加热节流和井下节流两种。

（1）井口加热节流。井口加热节流采用井口加热炉加热以提高集气气流温度，利用井口针阀节流降低集气管线压力，从而保证在降压处理要求。由于针阀节流降压会导致温度的瞬间降低，极易出现水合物堵塞的现象，采用井口加热可以提高气流温度，在节流压降作用时使温度不致降至水合物生成的温度。但由于气流速度快，井口加热仅仅作用于局部而对井筒及加热炉前管线不存在保护作用，在生产压力极大的情况下，必须考虑流动注醇车的配备。井口加热节流耗费器材量大，后期投入高，设备以及生产管理难度大。

（2）井下节流。井下节流通过井下节流气嘴来完成节流压降。井下节流可以充分利用地温对气体以及管道的保温作用，对相应的部分进行加热，可以使节流后的气体流动温度基本与节流之前的温度一致，减少了如井口节流所需考虑的注醇量，有效减少注醇投资。井下节流工艺极大地简化了地面流程，同时提高了气井携液能力，有效防止水合物的生成，更益于保护地层。

1.2 方案设计

由水合物预测图以及结合输气站外输压力（取5MPa），可选取设计方案如下三种：

（1）井下节流至4.5MPa时水合物生成温度为7.625℃，低于管道埋深处平均地温10℃从而保证在沿线环境温度下不会有水合物生成，初期可以不使用保温、加热、增压设备，直接输送至天然气处理厂，增压至5.02MPa外输至输气站;后期井口压力2MPa采取在天然气处理站将气体进行增压外输。

（2）井下节流至5.06MPa，使初期产气能够满足沿线的压力输送，无需再沿途进行增压，直接借井口压力输送至集气站、处理厂以及输气站，但需在井口设置加热炉，以防止水合物的生成;后期井口压力2MPa，在集气站前需要设置压缩机使得有足够的压力输送至天然气处理厂，由于输气站外输压力为高于现有压力，后期输送天然气采取处理站气体增压。

（3）井下节流至5.06MPa，使气井初期具有足够的压力凭借井口压力直接输送至天然气处理厂，接着输送至输气站，无需增压。而管道埋深处地温10℃，无法完全保证水合物不生成，因此采气初期增设加热炉进行加热，防止水合物的生成。后期亦须进行增压外输。

2 集气管网和站场布局

2.1 规划概述

在管网规划设计中，采用优化技术确定合理的结构并确定最佳工艺设计方案可以获得较好经济效益。因此以产量长度和最小为约束的最优化目标和以管线总长度为约束的最优化目标，根据集气半径对管网集输方式进行初步的构造，并采用Lingo建立相关数学模型，通过计算得到以管线总长度为约束的管网布局方案。

（1）在AutoCAD中建立坐标读取相应各个平台坐标。

（2）根据气田现场状况以及周边公路情况进行相应的定点。

（3）使用Lingo进行最佳位置的定点计算，并得出计算点坐标。

2.2 井组划分

井组的最优划分是确定井与站之間的最佳隶属关系，即在一定的井式约束及其他约束下，把各气井划分为其所隶属集气站，以达到节约建设费用的目的。

根据集输半径要求、初步确定集气站个数、进行系统聚类。通过系统聚类可得出初步集气站管辖井，在集气站管辖范围内进行初步串接。

2.3 集气站位置的确定

采用Lingo最优化算法以产量长度和最小为优化目标确定集气站位置。对数据和初步方案需要进行必要的拟合修正，比如对井间串接管网布置方式进行调整，以确保流程的正常进行。

3 管网的水力、热力计算校核

3.1 水力计算校核

以下图2串联井网为例进行pipeline运行工况的校核。图中左侧为各个集气平台的接连，右侧为集气站。

单个平台平均流量为10.15×104m3/d，井口节流后压力4.5MPa，管道埋深处地温为10℃，利用pipeline校核结果如下图3所示，即上述管线尺寸设计可以满足输量要求。

3.2 热力计算校核

根据三个方案中需要加热炉进行加热来保持水合物不生成的方案进行热力校核计算。

用单井流量、长距离输送的工况设计出来的加热炉功率偏大，热量富余较大，故具有能耗高，经济效益差的缺点。因此需要进行加热温度优化。考虑到串联井网的计算比较复杂，利用Pipeline模拟计算已有管网布局情况下各井口的加热温度优化与热力水力校核。

通过Pipeline软件模拟可得各条管线的压降及温降曲线，对应条件下可保证不生成水合物。

其余管径选取、管材选择、穿跨越管道设计以及集气站、天然气处理厂的设计等均需根据实地应用进行详细计算和设计，包括方案适应性分析、各类工艺设备的选用，管道以及设备的防腐设计、相应的气田管网泄漏及应急预案、自动控制测量仪表，以及环境保护、消防设施的设置、职业安全卫生等。

通过对气藏条件的分析，天然气气质组分的构成以及外设条件的要求，结合软件运算模拟以及各类工程规范的指导，进行技术工程的设计。

[参考文献]

[1] 杨光，刘祎，王登海，等.苏里格气田布站模式及压力系统研究[J].石油规划设计，2009（04）.

[2] 牟春国，胡子见，王惠，等.井下节流技术在苏里格气田的应用[J].天然气勘探与开发，2010（04）.

[3] 孙红萍.天然气集输管网的优化分析[J].科技创新与应用，2012（13）.