一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法技术方案

本发明专利技术供了一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法，该方法包括：根据页岩气集输系统结构参数，将页岩气集输系统划分为具有气井、平台、站点、区域点、管段的管网区块；根据页岩气集输系统结构参数、生产参数、费用参数构建考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型的约束条件；根据约束条件及目标函数压缩机最小总成本构建考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型；根据考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型生成长周期页岩气集输系统动态增压方案。本发明专利技术基于时变规划角度，提供一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法，该方法能为页岩气集输系统长周期动态增压方案设计提供指导，帮助气田降低成本。本。本。

【技术实现步骤摘要】
一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法


[0001]本专利技术涉及页岩气集输系统运行优化领域，具体涉及一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法。

技术介绍

[0002]页岩气是以吸附和游离状态同时存在于暗色泥页岩或高碳泥页岩等地层中的天然气，具有低孔隙度、低渗透的特点。随着水平井大规模压裂技术的成功应用，页岩气的开发利用得以快速发展。我国页岩气田采用滚动式开发，并逐年并入新井，新井并入容易引起集输系统压力波动甚至引发“倒灌”现象，给集输系统稳定运行带来难题。
[0003]页岩气集输难点主要是由页岩气的开采特性导致的。根据页岩气井生产规律，我国一般将页岩气井生产分为三个时期：排液生产期、正常生产前期和正常生产后期。
[0004](1)排液生产期：页岩气井在水力压裂、排液试气结束后，气井进行初期生产的阶段。在该生产期内，气井产量高、压力高，采出气中压裂返排液量较大，产量和压力下降较快，生产过程还将带有一定压裂返排液，生产时间较短，在半年至1年。
[0005](2)正常生产前期：排液生产结束期后，气井产量与产液量开始下降。此阶段气井以定产降压方式生产，压力降至输压后将采取增压方式生产，表现为井口压力平输压后压力、产气量、产液量逐步降低。
[0006](3)正常生产后期：此阶段气井压力、产气液量进一步降低，采取增压方式生产。
[0007]页岩气开发具有开发周期内产量无规律，生产参数不固定的特点，初期井口压力较高，然后快速衰减，大部分时间处于低压生产状态，大量气井的产气合并集中输送，使得集输管网压力变化较大。地面集输系统为了适应产能的变化需要不断地进行动态调整，导致页岩气地面集输系统的增压位置与增压时机不易把握。所以，如何给出一个最优的增压调配方案，降低整个页岩气集输系统的消耗成本，增加页岩气田的收益，是我国对页岩气集输系统展开研究的重点。
[0008]增压工艺选择、压缩机组选型、增压位置与时机的确定是页岩气增压生产的技术关键。因此，需要优选适应条件恰当的压缩机组，结合页岩气井产量递减规律、压降规律和气水关系进行合理的增压位置与时机设计。建立的页岩气集输系统增压优化模型有助于选择总成本最优的增压方案，进而降低页岩气市场价格，提高页岩气利用率，缓解天然气供需矛盾，为国家改革发展提供源源不断的动力。

技术实现思路

[0009]针对页岩气集输系统压力时变特征强烈、运行状态复杂导致增压调配方案难以确定的问题，本专利技术提供的优化方法基于时变规划角度，提出了一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法，本方法能够从长远角度优化页岩气集输系统增压方案，帮助页岩气集输系统实现安全、稳定、高效运行。
[0010]为解决上述技术问题，本专利技术提供以下技术方案：
[0011]本专利技术提供的一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法，包括：
[0012]S1：根据页岩气集输系统结构参数，将页岩气集输系统划分为具有气井、平台、站点、区域点、管段的管网系统；
[0013]S2：根据页岩气集输系统结构参数、生产参数、费用参数构建考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型的约束条件；
[0014]S3：根据约束条件及目标函数压缩机最小总成本构建考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型；
[0015]S4：根据考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型生成长周期的页岩气集输系统动态增压方案。
[0016]一实施例中，本专利技术考虑的增压方式包括：平台增压、区域增压、站点增压；
[0017]所述的平台增压是一种在页岩气田中低压平台安装增压设备的增压方式；
[0018]所述的区域增压是一种在页岩气田低压区域安装增压设备的增压方式；
[0019]所述的站点增压是一种在页岩气田低压站点安装增压设备的增压方式。
[0020]一实施例中，在所述步骤S1页岩气集输系统划分为具有气井、平台、站点、区域点、管段的管网系统前，还包括：
[0021]获取页岩气集输系统的所述结构参数、所述生产参数及所述费用参数。
[0022]一实施例中，所述的页岩气集输系统结构参数包括气井数量、平台位置、管段长度；所述的页岩气集输系统生产参数包括平台投产时间、气井生产数据、外输要求；所述的费用参数包括压缩机购买价格、压缩机安装价格、压缩机移动价格。
[0023]一实施例中，步骤S2中所述的约束条件包括管段压力和流量约束、压缩机约束、气井和平台节流约束、节点流入压力约束、增压方式约束、气井流量约束和压缩机流量约束；
[0024]一实施例中，所述的页岩气集输调配优化中管线压降约束、管线温降约束、压缩机功率约束及气井流量约束属于非线性约束，通过结合实际数据和分段线性化方法，该模型可以转化为MILP数学模型，模型中全部约束条件与目标函数均为线性，从而可以通过基于重新制定的空间分支定界法的MILP求解器求解模型，得到全局最优解。
[0025]所述的管段压力和流量约束包括：页岩气管线压降约束、页岩气管线温降约束、最大压力约束、最小压力约束和管段流量约束；
[0026]所述的页岩气管线压降约束以体积流量表示的输气管道的基本公式计算压降，约束关系式为：
[0027][0028]式中，Q
i,j,t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段内页岩气的体积流量；d
i,j
为节点i
‑
节点j管段的管段内径；p
i|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的起点压力；p
j|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的终点压力；z为页岩气体在计算管段平均压力和平均温度下的压缩因子；Δ为页岩气的相对密度；T
i,j,t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段内页岩气平均热力学温度；L
i,j
为节点i
‑
节点j管段的管道长度；
[0029]所述的页岩气管线温降约束以苏霍夫公式计算管线终点温度和平均温度，约束关系式为：
[0030][0031][0032][0033]式中，T
i|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的管道终点页岩气温度；T0为管道埋深处的地温；T
j|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的管道起点页岩气温度；K为管道的总传热系数；D
i,j
为节点i
‑
节点j管段的管段外径；M
i,j,t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段内页岩气质量流量；C
p
为气体质量定压热容；
[0034]由于管道摩擦阻力等因素，管道中的页岩气压力呈逐渐减小趋势，所以管道起点的页岩气压力最大，只需对节点i
‑
节点j管段的起点压力小于管段设计压力，所述的页岩气本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法，其特征在于，包括以下步骤：S1：根据页岩气集输系统结构参数，将页岩气集输系统划分为具有气井、平台、站点、区域点、管段的管网系统；S2：根据页岩气集输系统结构参数、生产参数、费用参数构建考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型的约束条件；S3：根据约束条件及目标函数构压缩机最小总成本构建考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型；S4：根据考虑时变性页岩气集输系统增压调配优化模型生成长周期的页岩气集输系统动态增压方案。2.根据权利要求1所述的考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法，其特征在于，本发明考虑的增压方式包括：平台增压、区域增压、站点增压；所述的平台增压是一种在页岩气田中低压平台安装增压设备的增压方式；所述的区域增压是一种在页岩气田低压区域安装增压设备的增压方式；所述的站点增压是一种在页岩气田低压站点安装增压设备的增压方式。3.根据权利要求1所述的考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法，其特征在于，在步骤S1页岩气集输系统划分为具有气井、平台、站点、区域点、管段的管网系统前，还包括：获取页岩气集输系统的所述结构参数、所述生产参数及所述费用参数；所述的页岩气集输系统结构参数包括气井数量、平台位置、管段长度；所述的页岩气集输系统生产参数包括平台投产时间、气井生产数据、外输要求；所述的页岩气集输系统费用参数包括压缩机购买价格、压缩机安装价格、压缩机移动价格。4.根据权利要求1所述的考虑时变性的页岩气集输系统增压调配优化方法，其特征在于，步骤S2中所述的约束条件包括管段压力和流量约束、压缩机约束、气井和平台节流约束、节点流入压力约束、增压方式约束、气井流量约束和压缩机约束；所述的页岩气集输调配优化中管线压降约束、管线温降约束、压缩机功率约束及气井流量约束属于非线性约束，通过结合实际数据和分段线性化方法，该模型可以转化为MILP数学模型，模型中全部约束条件与目标函数均为线性，从而可以通过基于重新制定的空间分支定界法的MILP求解器求解模型，得到全局最优解；所述的管段压力和流量约束包括：页岩气管线压降约束、页岩气管线温降约束、最大压力约束、最小压力约束和管段流量约束；所述的页岩气管线压降约束以体积流量表示的输气管道的基本公式计算压降，约束关系式为：式中，Q
i,j,t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段内页岩气的体积流量；d
i,j
为节点i
‑
节点j管段的管段内径；p
i|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的起点压力；p
j|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的终点压力；z为页岩气体在计算管段平均压力和平均温度下的压缩因子；Δ为页岩气的相对密度；T
i,j,t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段内页岩气平均热力学温度；L
i,j
为节点i
‑
节点j管段的管道长度；
所述的页岩气管线温降约束以苏霍夫公式计算管线终点温度和平均温度，约束关系式为：为：为：式中，T
i|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的管道终点页岩气温度；T0为管道埋深处的地温；T
j|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的管道起点页岩气温度；K为管道的总传热系数；D
i,j
为节点i
‑
节点j管段的管段外径；M
i,j,t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段内页岩气质量流量；C
p
为气体质量定压热容；由于管道摩擦阻力等因素，管道中的页岩气压力呈逐渐减小趋势，所以管道起点的页岩气压力最大，只需对节点i
‑
节点j管段的起点压力小于管段设计压力，所述的页岩气最大压力约束关系为：p
i|(i,j),t
≤p
max
式中，p
max
为节点i
‑
节点j管段的设计压力；为了保证页岩气的正常流动，管道终点压力不能小于大气压，所述的最小压力约束关系式为：p
j|(i,j),t
≥p
min
式中，p
min
为节点i
‑
节点j管段的终点压力的最小值；所述的管段流量约束用于表示管段(i,j)与节点i、节点j的连接关系，约束关系式为：q
i|(i,j),t
＝Q
i,j,t
＝q
j|(i,j),t
式中，q
i|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的连接节点i的体积流量；q
j|(i,j),t
为t时刻，节点i
‑
节点j管段的连接节点j的体积流量；所述的压缩机约束包括：压缩机吸气压力约束、压缩机排气压力约束、压缩机功率约束和压缩机数量约束；节点i处压缩机的吸气压力等于节点i压力，所述的压缩机吸气压力约束关系式为：式中，p
i,t
为t时刻，节点i的压力，为t时刻，节点i处压缩机吸气压力；节点i处压缩机的排气压力等于下游管段j的起点压力，所述的压缩机排气压力约束关系式为：式中，为t时刻，节点i处压缩机排气压力；所述的压缩机压比约束关系式为：
式中，ε
i,t
为t时刻，节点i处压缩机的压缩比；若压缩比ε
i,t
大于1，则节点i需要安装压缩机进行增压，节点i处压缩...

【专利技术属性】
技术研发人员：周军，周潘，梁光川，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：