基于氣田枝狀管網集氣站壓力確定及計算軟件開發

惠凱

西安石油大學石油工程學院（陜西西安710065）

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基于氣田枝狀管網集氣站壓力確定及計算軟件開發

惠凱

西安石油大學石油工程學院（陜西西安710065）

摘要枝狀管網集氣站壓力通常是根據氣體處理廠進廠壓力與經驗值反推確定，同時存在集氣站壓力不能因井口壓力發生變化而變化的問題，進一步導致不能最優化利用輸氣管道系統。根據處理廠進廠壓力及單井井口壓力共同確定集氣站壓力，以平坦地區長距離輸氣管道基本公式為基礎，運用流體力學及相關基礎理論進行程序編寫，計算軟件可實現對集氣站壓力和各輸氣管道對應管線流量的求解。計算結果與巴格德雷合同區域B區揚-恰、別-皮氣田內部集輸工程的現場數據進行對比，計算結果吻合度高，符合現場工程實際。

關鍵詞天然氣；樹枝狀集氣管網；集氣站；設計壓力；計算軟件

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

集氣站是輸氣管道系統的重要組成部分之一，集氣站的主要功能有調壓、凈化、計量和清管等。調壓的目的是保證輸入、輸出的氣體具有所需的壓力和流量[1]。當氣田氣井壓力下降較快時，高壓流程不能滿足地面建設的需要，必須采用中低壓集氣工藝。但是現有的技術裝備條件難以實現直接將天然氣壓力升至處理廠外輸壓力，所以系統必須采取兩地增壓方式，其中一地增壓為集氣站增壓。集氣站增壓目前普遍采用的是各集氣站分散增壓和中心集氣站集中增壓2種模式[2]。隨著氣井的生產，井口壓力逐漸降低，當壓力低至集氣系統壓力時，便不能輸入集氣管網，同樣需要增設增壓設備[3]。樹枝狀的集氣管網（圖1）通常用于單井集氣井場工藝，集氣管網呈樹枝狀，直線型的集氣干線貫穿氣田的主要產區中心，干線兩側采出的天然氣通過干線輸至總站，采取中心集氣站集中增壓模式，工藝流程如圖2所示。目前，確定集氣站壓力的方法通常是根據氣體處理廠的進廠壓力加上經驗值（經驗值一般為0.2~0.3MPa）反推確定[4]。因此當單井出口壓力有較大變化時，集氣站的壓力卻沒有相應的變化，造成不能充分利用整個輸氣管道系統的問題。因此，提出用單井出口壓力和氣體處理廠進廠壓力共同確定集氣站壓力，并且開發出相應的計算軟件，以便整個輸氣管道系統利用最優化。

圖1 樹枝狀集氣管網示意圖

圖2 工藝流程圖

1　天然氣枝狀管網水力系統理論

1.1理論系統的闡述

整個輸氣管道系統中，集氣站壓力為待求參數，以平坦地區長距離輸氣管道基本公式為主體進行計算。由于單井出口壓力，以及各管路計算流量、管徑、流體溫度、管道長度不同，因此涉及到水力摩阻系數、壓縮因子、混合氣體動力黏度、混合氣體密度等參數的計算。

1.2天然氣枝狀管網系統基本方程推導

式中：M為天然氣質量流量，kg/s；PQ為管道計算段起點壓力，Pa；PZ為輸氣管道計算段終點壓力，Pa；D為管道內徑，m；λ為管道水力摩阻系數，無因次；Z為天然氣壓縮系數，無因次；R為天然氣的氣體常數，8 314.3，m2/(s2·K)；T為天然氣的平均溫度，K；L為管道計算段長度，m。

其他所需基礎方程（水力摩阻系數、混合氣體黏度、混合氣體密度、氣體壓縮因子）：摩阻系數由流體流態決定，它或者是雷諾數的函數λ=f(Re)，或者是管內壁粗糙度的函數λ=f(k/D)，或者同時是兩者的函數λ=f(Re，k/D)，其中k是絕對粗糙度。

1.2.1雷諾數

式中：Q為輸氣管道流量，m3/s；v為氣體運動黏度，m3/s。

當2 000

λ=0.002 5Re0.25；

當Re1

1.2.2天然氣黏度的計算

式中：T為天然氣溫度，K;Δ為天然氣標準狀態下的相對密度；ρ為天然氣密度，kg/m3；μ為天然氣動力黏度，mPa·s。

1.2.3天然氣密度的計算

式中：ρ為混合氣體的密度，kg/m3；yi為i組分的摩爾分數；Mi為i組分的相對分子質量，kg/kmol；Vi為i組分摩爾容積，m3/kmol。

1.2.4壓縮系數的計算

壓縮系數根據國家標準GB 11062-1998《天然氣發熱量、密度、相對密度和沃泊指數的計算方法》和SY/T 6143-2004《用標準孔板流量計測量天然氣流量》中給出的計算公式。

將上述基礎方程得出的數據代入平坦地區長距離輸氣公式中，即可求出集氣站壓力。

2　天然氣枝狀管網計算軟件開發

2.1程序計算流程簡述

2.1.1管網基礎數據

平坦地區長距離輸氣管道基本公式的函數表達形式是P集=f(PQ,D,λ,Z,R,T,L)，起點壓力（井口壓力）、處理廠進站壓力、管徑、溫度、管道長度對于實際工程是已知的，摩阻系數、氣體壓縮因子、天然氣氣體常數可以通過基礎方程計算得到。

2.1.2計算流程思路

整個枝狀管網可簡化為由單井、集氣站、處理站和管道組成，其中將單井至集氣站定義為上游，將集氣站至氣體處理廠定義為下游。通過軟件分別計算上游所有管線流量之和以及下游管線流量，比較上下游流量，若兩部分流量之差滿足相對誤差，則此時的集氣站壓力即為所求壓力。計算流程圖如圖3所示。

1）上游流量計算。計算上游流量時，已知的單井井口回壓為管道初始端壓力，集氣站壓力為管道末端壓力，設集氣站壓力為P0，每條管道的初始計算流量為M0，計算得到摩阻系數λ0，再將λ0代入式（1）得到計算流量M1，再代入摩阻系數的計算公式得到λ1，通過計算迭代，直到2次的摩阻系數之差滿足誤差精度，則此時的摩阻系數即為所求的摩阻系數，代入式（1）求出此時各支線的流量。

2）下游流量計算。計算下游流量時，集氣站壓力為管道起點，采用計算上游流量的方法，計算下游管線流量。

3）集氣站壓力確定。若上游各支線流量之和與下游流量之差滿足相對誤差，則此時的壓力即為集氣站最優壓力值；否則，集氣站壓力加上定值

ΔP，重新計算上游管線流量和下游管線流量，直到上下游流量之差滿足相對誤差。

2.2程序計算準確性驗證

為檢驗程序的準確性，利用所開發的軟件（圖4），分別計算別列克特利、皮爾古伊、揚古伊、恰什古伊4個氣田集氣站的壓力，并與所提供的集氣站壓力進行對比。項目中實際數據，揚古伊氣田集氣站壓力為7.77MPa，恰什古伊氣田集氣站壓力為7.66MPa，別列克特利氣田集氣站壓力為7.65MPa，皮爾古伊氣田集氣站壓力為7.90MPa。計算軟件的計算結果與集氣站實際壓力非常接近，因此也證明了此軟件計算結果的正確性以及計算軟件的可靠性。

3　結論

1）基于C語言編寫的樹枝狀集氣站壓力計算軟件，操作方便、計算速度快，計算精度高。

圖3 C語言程序計算流程圖

作者簡介：惠凱（1990-），男，碩士，主要從事油氣儲運及天然氣長距離輸送方向的研究。