大牛地气田二次增压时机及增压方案

大牛地气田二次增压时机及增压方案优选万伟;练章华;彭星煜;刘力升;刘畅【摘要】大牛地气田不断开发导致首站集中增压已不能满足气田开发的需要,同时40％的气井压力接近管网压力,因此急需实行二次增压集输工艺.通过对气井油压的变化规律分析,确定二次增压的增压时机,并4:(1)单井增压方案;(2)集气站分散增压方案;(3)区域集中增压方案;(4)区域集中增压+集气站分散增压方案.并从技术经济角度4管网外输的要求,又能保证经济效益,是二次增压方案中最合理的一种模式.《西南石油大学学报〔自然科学版〕》【年(卷),期】2023(041)0038(P129-136)大牛地气田;废弃压力;增压时机;管网模拟;增压方案万伟;练章华;彭星煜;刘力升;刘畅【作者单位】610500;华450006;西南石油大学石油与自然气工程学院,四川610500610500;西610215;西南油气田分公司安研院,610000【正文语种】中文TE832引言53×108m3。随着气田整体增压外输运行，老区井口压力和气井产量的下降，越来越影响气田整体产能建设目标的完成。为满足自然气外输压力要求，气田已实现“集中增压外输”，可满足近期气井生产的要求。随气井产出气增多，压力会进一步下降，要维持大牛地气田50×108m3自然气的稳产，亟需进展中后期增压及相关争论。针对老不同产区气藏生产特性、井口产气产水及压力递减的特点，在老产区深入挖潜建产的过程中，结合地面集输工艺操作，确定科学合理的“中后期增压”技术路线，为后期气田稳产建设供给保证[1-3]。迫切地需要气田进展二次增压[4-7]。本文分析并确定了“中后期增压时机”，结压模式，确定气田远期增压时机与方案。气田增压时机确实定气田增压时机确定方法15趋势，通过对气井压力的推测确定集气站的压力变化状况。1Fig.1Superchargingtimingdeterminationstepblockdiagram用各时期的生产日报进展校核，确保模型的准确。依据将来产能规划以及各站配产状况，掌握首站进站压力，计算出在规划的配产条件下各集气站需要的最低进站压力[8]。比照气井本身规律所推测的将来各站进站压力与模型计算的将来各站所需要点[9]。气井压力递减趋势与进站压力推测57减规律，6〔1〕所示，62MPa；x—时间，d；A1，t1，y0—系数，A1=2.137，t1=11026.401，y0=-32.698。[10]。依据大牛地0～1km0.2MPa1～3km0.3MPa3～5km0.4MPa。对各集气站所管辖的单井利用产量对压力进展加权平均得出推测的各集气站的进站压力。26Fig.2TrendofgaswellspressureattenuationinNo.6gasgatheringstation1.3增压时机最终确定11_Tab.1Superchargetimingpredictiontable压的集气站需增压的 集气站数需增压集气站1.5222023年9月18，53，21，61，37，3969.0132023925，16，60222233.3042023948，17，4034.60_5_20239 46，1_23.002增压方案优选大牛地气田集输管网数值模拟模型34产日报的实际结果误差在±10%以内[11]。62023420232，62023-02-01，2023-05-01，2023-08-01，2023-10-01，2023-04-012023-09-05。3Fig.3Daniudigasfieldcollectionpipelinenetworklayout4Fig.4Pipenetworkmodel6022，实际出站压力和模拟所得的出站压力模拟误差绝大局部＜10%，证明白比照奠定根底。气田增压集输方案比照[12-14]，在保证能够完成规定4集气站分散增压、区域集中增压、区域集中增压+集气站分散增压[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增压方案比照表Tab.3Comparisonofsuperchargingmode 增压方案优点_缺点单井增压降低井口废弃压力，增加采收率，不需改造管网投资费用大，运行费用高，治理难度大集气站分散增压降低井口废弃压力，增加采收率，不需改造管网投资费用较大，运行费用高，治理难度较大区域集中增压降低井口废弃个别偏远集气站不能进入增压站区域集中增压+集气站分散增压降低井口废弃压力，提升采收率，治理便利，掩盖面广 局部管网增压方案优选指标体系建立0.2MPa；气藏废弃压力是气田开发设计重要参数，废弃压力越高，气藏最终采收率越低。废弃压力可由加拿大梅克公式法计算[17]。1.0MPa，能够最大程度提高采收1.5MPa，能够较1.8MPa到达规划目标并稳产。对各方案进展经济技术评判，可以得到最优方案。指标权重确定本文承受改进的AHP法，各方案主要技术经济指标数据见表4，其主要步骤如下。4Tab.4Themaintechnicalandeconomicindicatorsofthegaspipelineinthemiddleandlatestagesoftheprogram方案末站压力/MPa末站露点/°C建站费用/万元运行维护费用/万元 管网改造〔建〕费/万元水合物危害程度压缩机故障井口废弃压力/MPa_方案13.8015.02000350400较严峻较少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；)计算最优传递矩阵满足使A0V0，υij=10cijA0V0V0_行的乘积：W=(W1,W2,...,Wn)即为所求全向量。针对各因素对方案优选影响因子得出各个权重，权重满足(归一化原则，)最终得到根底指标权重为：U0=U1,U2,···,Un。AHP[18-204U0=(0.15,0.15,0.10,0.10,0.10,0.10,0.10,0.20)。最优增压方案确定题的评价准确性较高，相对于其他评价方法，更符合实际[17-20]。针对以上评价体系，设有两个有限论域；V—评语集合。V=〔优，良，中，差〕=〔0.4，0.3，0.2，0.1〕。作模糊变换式〔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个模糊子集，即模糊向量。案[21]。4R作模糊变换，即可得到模糊综合评判的结果，如式〔6〕所示。B，B=(0.230,0.221,0.239,0.310)，由最3是二期增压方案中最优方案。3结论1400数目，并对其增压时机进展了推测。建立了大牛地气田管网模拟模型，并通过调整各管段的管壁粗糙度与管道效±10%以内，为之后的增压方案优选奠定根底。建立了增压方案优选指标体系，进展最优增压方案确实定，针对大牛地气田增压方案中最优方案。参考文献【相关文献】马逗，贺志铎.几种井口增压采气工艺运行探讨[J].石化技术，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杨再生，陈平，杨川，等.随钻地层压力测试增压效应响应机理争论[J].西南石油大学学报〔自然科学版〕，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，杨金涛，王晨，等.苏西区块增压模式试验效果评价[C].宁夏青年科学家论坛石化专题论坛，2023.LINWei,YANGJintao,WANGChen,etal.EvaluatingeffectofturbochargedmodetestinSuxiBlock[C].NingxiaHuiAutonomousRegionAssociationforScienceandTechnology,2023.张宁宁，李清方，郑峰，等.大牛地气田管网系统仿真模拟及优化[J].油气储运，2023，33〔3〕：264-268.doi：10.6047/j.issn.1000-8241.2023.03.009ZHANGNingning,LIQingfang,ZHENGFeng,etal.DaniudiGasFieldpipelinenetworksystemsimulationandoptimization[J].Oil8241.2023.03.009田绘杰.大牛地气田二次增压工程技术与经济分析[J].自然气技术与经济，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.靖边气田增压气井井筒压力损失分析[C].低碳经济促进石化产业科技创与进展第九届宁夏青年科学家论坛石化专题论坛论文集，2023.王雨生.场气田蓬莱镇组气藏整体增压开采方案争论[J].西南石油大学学报，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王径，刘维东，李幼萍，等.气田增压工程后评价中增产气量测算分析[J].自然气技术与经济，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.榆林气田增压方案设计及效果评价争论[D].成都：西南石油大学，2023.XIONGXing.PressurizationschemedesignandeffectevaluationresearchofYulinGasField[D].Chengdu:SouthwestPetroleumUniversity,2023.王一丞.五百梯气田增压站机组工况调整效果分析[J].内江科技，2023，38〔10〕：25，73.WANGYicheng.AnalysisontheadjustmenteffectofunitconditionofboosterstationinWubaitigasfield[J].NeijiangScienceandTechnology,2023,38(10):25,73.杨刚，江玉发，常小虎，等.大涝坝集气处理站自然气增压机二级增压扩容工艺优化[J].压缩机技术，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聂岚，王雨生，李衡.马井气田增压系统运行优化争论[J].管道技术与设备，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.大牛地气田开发中后期增压仿真争论[C].西安：油气田勘探与开发国际会谈论文集，2023.罗旭术.大牛地气田增压条件下速度管生产方式转换条件争论[J].和化工标准与质量，LUOXushu.StudyonconversionconditionsofvelocitytubeproductionmodeundertheconditionofturbochargedDaniudiGasField[J].ChinaPetroleumandChemicalsStandards&Quality,2023,36(21):30-32.doi:10.3969/-j.issn.1673-4076.2023.21.014薛岗.气田中后期型增压增产装置的研发及理论分析[C].北京：油气田勘探与开发国际会议〔2023IFEDC〕论文集，2023.胡原.自然气增压开采工艺技术在气田开发后期的应用[J].科技创导报，2023，13〔11〕：47，49.doi：10.16660/ki.1674-098X.2023.11.047HUXinyuan.Applicationofnaturalgassuperchargedminingtechnologyinthelaterstageofgasfielddevelopment[J].ScienceandTechnologyInnovation张建国，王东旭，兰义飞，等.靖边气田增压开采方式优化争论[J].钻采工艺，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刘争芬.大牛地“低压、低产、低渗透”气田增压集输模式[J].自然气工业，2023，31〔10〕：86-88.doi：10.3787/-j.issn.1000-0976.2023.1