集气站单井进站压力与外输压力耦合模型的建立

2015-12-16郭小哲孙宝龙刘学锋

油气与新能源 2015年3期

郭小哲孙宝龙刘学锋

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院；2.中国石油西气东输豫皖管理处）

在天然气集输系统中，集气站将各单井产气进行汇集并计量后外输至集气干线，以实现下游的气源供给。通过调节集气站外输气量可达到调峰管理的目的，此时，集输系统的压力会发生改变，继而影响到单井产量的改变。如，当需要减少外输量时，会调小外输阀开度，以使外输阀后的压力降低，同时，会升高外输阀前的压力，进而导致单井进站压力升高、井底生产压差降低，从而达到降低产量的目的。因此，集气站外输压力的变化将会引起整个生产系统的变化，形成了耦合效应。

对于天然气生产系统中的各节点而言，产能计算［1］、井筒多相流［2］、地面管流计算［3］等都有着非常成熟的理论与方法，而且也有较为广泛的应用。但是，由于集气站内部的压力降计算较为复杂，目前，还没有成熟的理论方法和模型，许多对于井口生产节点的分析，都把分离器压力作为最后的节点压力［4］，不能完全反映外输压力的变化对整个系统的影响。

因此，拟建立集气站内压力降计算模型，研究由外输压力引起的进站压力变化关系的理论方法，由此完善节点分析，并为研究外输阀调整对单井产量的影响关系提供理论支持。

1 模型建立的基本思路

集气站工艺流程：各单井所产天然气经采气管道到达集气站后，首先，进入加热炉进行升温，经气嘴节流后进入分离器进行气液分离，经气液分离后的天然气进入流量计进行计量，再通过外输阀控制外输的流量和压力后，进入集气干线外输。天然气进站压力及温度、气嘴前后温度及气嘴后压力、外输阀前的压力及流量均可监测。

由此可知，单井天然气进集气站压力=外输压力（外输阀前压力）+集气站内天然气压力降，而集气站内天然气压力降=加热炉压降+气嘴节流压降+节流后至外输阀压降。其中，气嘴节流后至外输阀的压降较小，且没有确切的计算模型，只能根据现场监测数据得到该压降的平均值，并认为该过程中温度不变。因此，气嘴节流压降计算和加热炉压降计算这2个模块对该模型的影响较大。

2 气嘴节流压降计算

气体流经气嘴的流动属于喷嘴流动，一般认为节流是等熵（绝热）膨胀过程，即，节流后压力下降、温度下降、流速增加。对于气嘴节流压降，一般根据临界压力比进行计算［5］。

此时，有临界压力比，其值与天然气绝热指数有关，其计算式：

当外输阀调整时，节流后压力与温度为已知，可用历史时间段气嘴前后的压力比判断流动状态。

当为临界状态时，应用式（1）反求节流前压力，即：

当为亚临界状态时，近似计算式：

式（5）需要用节流前后历史数据计算出修正指数k，然后用于计算节流前的压力p1。

式（1）～式（5）中：qsc——天然气体积流量，104m3/d；d——气嘴孔眼直径，mm；p1——节流前压力，MPa；T1——节流前温度，K；p2——节流后压力，MPa；T2——节流后温度，K；Z1——T1、p1条件下的偏差系数；γg——气体相对密度；k——天然气绝热指数，约为1.3［5］；pc——临界压力，MPa。

3 加热炉压降计算

天然气在加热过程中，加热炉的盘管及元器件会增加其压力损失，但是，相比在吸热过程中气体温度上升导致的压力变化，加热炉的机械压力损失很小，可以忽略不计。

考虑到天然气的进站流量和气嘴流量不会变化，则瞬时吸热过程可假设为等容状态，由气体状态方程［6］，可得到计算式：

式（6）中：Tin——进站温度，K；pin——进站压力，MPa；Zin——进站状态下的气体偏差系数。

由于压力和温度变化引起的偏差系数变化较小，可以认为变化前后偏差因子相等。若进站温度、节流前压力和温度为已知，则可推算得到单井的进站压力，进而得到由外输压力变化而引起的单井进站压力的变化关系。

4 算例分析

应用以上模型，对某集气站45口井的进站压力进行计算，并与实际数据进行对比、分析。基本参数：气体相对密度gγ为0.7，天然气绝热指数k为1.3，设定节流后至外输阀压降为0.233MPa。

单井理论进站压力随外输压力的变化情况见图1。由图1可知，随着外输压力的增加（关小外输阀门），单井进站压力随之增大，进而影响到气井产量随之减少，从而达到调节外输量的目的。

图1 某井理论进站压力随外输压力的变化

数据样本共为568口井次，其中，达到临界流状态的有383口井次，由实际的外输压力与温度推算到理论的进站压力，再与实际进站压力进行误差分析，误差在10%以内的为341口井次，占比89%；处于亚临界流状态的有185口井次，应用式（5）对历史数据进行计算分析，得到不同井次的k值，再结合其他模块推得进站压力，理论与实际对比，误差在10%以内的为177口井次，占比96%。