页岩气生产的最优规划和基础设施开发

1 介绍

随着人口增长和经济发展,能源消耗不断增长。能源消耗的增长也带来了重要的经济和环境影响。根据最近估算,未来20年内,全球能源消耗预计增加41%。因此,非常规天然气(页岩气、致密气和煤层气)和可再生能源等新兴能源引起了广泛关注,人们期望此类资源能够为不断增长的能源需求做出显著贡献,但这也导致人们对潜在负面影响的担忧。为了提高盈利能力,人们分析了乙烯工业中的副产品。通过高温分解,可将油页岩用于生产液体燃料。此外,能源安全也得到了广泛研究。在开发新兴能源的供应链时,优化方法可为决策者提供实现战略规划的强大工具。在此背景下,Gupta和Grossmann提出了海上油田的高效战略规划模型。Santibañez-Aguilar等人开发了一种用于规划生物燃料相关供应链的优化模型。Zhang等人提出了一种多时间段的数学规划模型,用以实现公用系统的优化规划。对于页岩气生产的特定情况,在规划时必须考虑到短时间内在水力压裂中使用的大量水。通常情况下,每口井使用7500~49000立方米水进行压裂。Best和Lowry量化了淡水抽取对马塞勒斯页岩气田造成的潜在影响。Clark等人对页岩气田生命周期内的用水量进行了预估。此外,Vengosh等人对页岩气作业中的相关风险进行了评述。Yang等人制定了一种混合整数线性规划(MILP)模型,用以实现页岩气生产中用水的最优规划。Lira-Barragán等人提出了一组数学规划公式,用以实现页岩气生产中返排水的最优管理。Ikonnikova等人对某页岩气田的盈利能力进行了评估。Kaiser对海恩斯维尔(Haynesville)页岩气田进行了经济分析。Wejeimars证明了地理位置对页岩气生产的重要性。Yuan等人对页岩气生产进行了综述。Calderón等人在页岩气生产相关供应链的评估中引入了经济因素。尽管上述文献都有其相应的用处,但其未对页岩气生产的最优规划进行说明。

在页岩气田的战略规划和运营方面,Rahman等人提出了一个关于水力压裂的优化模型,用以建立压裂参数 和裂隙增长之间的关系,同时还考虑到了投资回报。Knudsen等人提出了基于拉格朗日松弛法(Lagrangian relaxation-based approach)安排致密地层的多井井场中的闭井时间,从而改造不同井中的页岩气生产。Cafaro和Grossmann介绍了一种混合整数非线性规划(MINLP)模型,用以实现页岩气生产中的最优规划,从而优化每个位置的钻井数量,和加工厂、管道、压缩装置的大小以及水力压裂所需的淡水量。此外,He和You开发了三种用于整合页岩气处理和乙烯生产的新工艺,其中包括效能分析和技术经济分析。

页岩气生产系统开发中的一个重要因素是,存在许多储量丰富的页岩气田,但基础设施缺乏严重。因此,在此类区域开发的战略规划中,需要谨慎安排和安装多井井场中的井所需的设施,从而根据页岩气田的生产时间和市场需求来确定井运行的启动时间。另外,原料天然气(raw gas)配送到处理过程所需加工厂和管道网络的大小及启动时间(建造和运行的启动时间)需得到确定。此外,必须对管网(从天然气处理装置到市场)的建造安排和规模加以考虑。因此,该项工作的目标是根据所研究市场中的天然气需求,提出按页岩气资源(对于没有基础设施的地方)设计整个基础设施的新优化方法,以最大化整个供应链的净现值(NPV),同时解决以下问题:①确定在给定时间段内特定多井井场中钻探和运行的井的数量;②安排钻探作业,以实现各种来源的最优规划;③预测井在产气剖面中的下降情况;④规划一定时间段内气田中的页岩气生产,同时考虑到随时间推移而导致的需求变化;⑤确定天然气加工厂的生产能力以及页岩气田生产的启动时间;⑥设计和运行传输网络,同时考虑到建造和启动时间;⑦探讨项目的长期资本和运营成本。

2 问题陈述

考虑一个无生产及配送基础设施的页岩气田。目的在于确定页岩气生产和配送基础设施开发的最优规划和安排,同时市场需求、井的开发、天然气加工厂的建造以及原料天然气和加工后天然气的配送。由于该问题的规划因素,有必要说明所考虑单位在一定时间范围内的生产能力扩张。图1中简要显示了无基础设施的地方对页岩气生产进行战略规划所需解决的问题。所解决的问题可以正式陈述如下:

待解决问题的战略规划说明

拥有特定井数的同一区域页岩地层有一组潜在多井井场(i={i|i=12Nn})已给出。所有井均具备以下特征:每口井中具备特定数量的原料天然气,其来源的物性特征已被确定,以便致密页岩层为每口井的天然气提供特定的组成。造成几年后出现的长期问题的时间周期(t={t|t=12Nn}也已给出。产出天然气供给的市场区域分布由(m={m|m=12Nn})描述。每个市场的需求均有限,这由市场区域内不同客户的天然气消耗量确定。此外,还给出了一组潜在加工厂(p={p|p=12Nn}),其中,生产能力取决于井的产量。每个加工厂的特征在于与资本成本函数和最大允许处理能力相关的性能参数。对于页岩中开采出的天然气运输至加工厂的运输费,基于各井的采气速率、管道尺寸和压缩装置所需能源予以确定。此外,配气管网中管道和泵系统的单位成本,以及可能建造配气管网的地理路线都已给定。

其目的是开发一种数学规划方法,用于确定最优的基础设施、配置和生产方案,进而在特定时间范围使用水力压裂、天然气加工厂和天然气的配气管网生产天然气。目标函数是利润净现值的最大化(NPVPROFIT),其中包括所有市场在所考虑的时间范围内的各个时间段的总销售额,涉及生产网络安装的总投资成本(TOTCAPPC)和与网络相关联的总运营成本(TOTOPCOST)。为解决上述问题,首先开发一种上层架构,如图2中所示。其由潜在开采井、天然气加工厂和配气管网组成。为确定从没有基础设施的页岩富集层开采天然气的最优计划和调度,有必要适当地考虑供应链相关的运营和建设成本,以及所考虑时间跨度的经济因素。此外,还需要获得关于页岩层构造的信息,每口井的最大潜在容量和有关配气管网的可能路线和消费市场等方面的地理系统。

用于页岩气开采规划的拟建上层建筑

3 优化模型

优化模型包括各井中的平衡、 加工厂/压缩装置的入口平衡、加工厂/压缩装置的出口平衡、页岩气输送至市场、市场上的天然气总量、市场对天然气的最大需求量、 一段时间内各区域的最大井数量、确定井存在的析取模型(disjunctive model)、井的建设成本、确认加工厂存在的析取模型、确认配气管网存在的析取模型、井场至加工厂的页岩气输送、从加工厂至市场的天然气输送、总成本、总销售额现值及目标函数。通过优化模型的建立,页岩气生产的规划和基础设施开发可以达到最优。其中,各井中的平衡模型可将各井在给定时间段所生产的天然气配送至任何加工厂;加工厂/压缩装置入口的天然气总量等于给定时间段内各井的产气量总和;加工厂/压缩装置出口的天然气总量等于供给到加工厂的天然气量乘以生产相应损失相关系数,这关系到加工和压缩效率。为确定参数的数值,已经使用了之前关于近似储层的报告来解释其可变性。各储层的精确值尚不确定(因为开采之前无法确定精确值),但其限制在类似储层的报告值之间。页岩气被输送至市场的模型是加工厂出口处的页岩气流量被配送到不同市场;市场上的天然气总量模型是输送到市场上的天然气总量是不同加工厂/压缩装置配给的天然气的总和;市场对天然气的最大需求量是输送至市场的天然气总量必须低于各市场在各时间周期的最大需求量;根据美国能源信息署(EIA),在同一时间段内,一个给定区域运行的井数目必须根据储层物性进行控制;确定井存在的析取模型是为控制给定时间段内每口井的天然气开采量,必须在指定位置建立最大的可用天然气量,然后,基于任何时间段内的最大产量确定每口井的建设成本:井的建设成本是指井的年度建设成本,必须考虑年工时制因素,资本的时间价值应考虑井开始运行的时间段,以及固定和可变成本;确认加工厂存在的析取模型要求约束已处理的原料天然气量模型,需要用到加工厂的最大生产能力,同时还要限制加工厂的生产成本;确认配气管网存在的析取模型是在没有基础设施的情况下,需要为新配气管网的运行准备必要的设计和规划;任一工厂的最大处理量限制了在给定时间段内由井输送至加工厂的天然气;从加工厂至市场的天然气输送类似于原料天然气至加工厂的配气管网、已处理的天然气运输。不同时间段内通向市场的管道建设和建设年份按如下确定。首先,在所有时间段内加工厂至市场的天然气最大流率必须小于最大输送能力,然后,确定管道的建设成本需要用到在每一时间段从任一加工厂输送至任一市场的最大流率;总成本是指井的建设成本(CapCostWelli,p),配气管网分布(CapCostPipeWellCPi,p,rCapCostPipeDisMkr,m)和加工厂(CapCostCPr)均应纳入总资本成本(TotCAPC)的计算之中。总销售额现值的确定需要考虑货币的时间价值、天然气的单价以及在所有时间段t内输送到所有市场m的天然气,天然气价格的参数建模以采用基于历史数据的蒙特卡罗模拟方法的灵敏性分析为基础,并研究依时间变化的不确定性,可以根据适当的情况分析不同的情形。目标函数即利润的净现值是指:目标函数包括占总销售额(Sales)的利润(NPVprofit)净现值最大化,所考虑时间范围内的资本成本(TotCAPC)和运营成本(TotOpCost),以及采用基于历史数据的蒙特卡罗模拟方法对所考虑时间范围内的天然气价格做出的预测。

4 案例分析

墨西哥的页岩气最优开发项目是一个巨大的挑战,这是因为其缺乏必要的基础设施,并需要确定有关页岩气生产的长期规划。美国的页岩气开发可以作为墨西哥的参照,尽管这两个国家之间存在环境差异。一些研究表明,墨西哥东北部(由墨西哥科阿韦拉州、奇瓦瓦州、坦皮科和韦拉克鲁斯组成)属于潜在压裂区域面对页岩气在墨西哥的开发难题,除了缺乏基础设施外,还存在其他挑战。墨西哥的页岩气藏具有与其他地方不同的重要特征。这些特征包括地质因素、物理性质、深度、天然气成分、以及全国市场在未来几年内的天然气需求。建议在目前无配套基础设施的墨西哥确定页岩气生产、处理和输送的最优规划策略,以确定何时开始作业,在给定时间周期内开采的井数,以及加工厂和配气管网的建设和运行配气管网。

墨西哥的沿海页岩层

通过利用美国能源信息署(EIA)的信息,首次收集数据将图S2(见电子补充材料)所示区域中的岩层平均深度和潜在天然气进行比较。图中显示了墨西哥的不同盆地中的各种主要性能(盆地中的潜在页岩气含量和平均深度),以及得克萨斯州和路易斯安那州的页岩带。这使研究人员得以选择一个具有吸引力的地带以研究钻孔,并建立基于两种页岩气藏相似度的墨西哥状况假设。因此,已考虑科阿韦拉州和新莱昂州的布尔戈斯(Burgos)盆地,其特定地理位置如图4所示。此井场中存在若干潜在井。值得注意的是,3-17井位于布尔戈斯盆地(位于鹰滩页岩层)。此外,其总占地面积约为24200平方英里,并显示为2100亿立方英尺的资源高度集中区。应该注意,与海恩斯维尔页岩层的相似性为表征布尔戈斯盆地的产量(高初始生产率及其迅速下降)提供了信息。

墨西哥的页岩气潜在来源

接下来,开采计划将基于鹰滩地层。考虑了多井系统的闭井时间公式以确定10个潜在井的钻井位置。同样,对于位于提通阶页岩地层的其余6个潜在页岩层,从海恩斯维尔生产中提取了类似信息。假设待处理生产原料天然气中的烃类组分与井位分离。原料天然气的处理包括酸气脱硫,通过化学吸附法从原料天然气中除去H2S和CO2以满足管道规格。反应溶剂为甲基二乙醇胺(MDEA)。CO2与MDEA的反应较缓慢,MDEA系统在分离天然气中的部分CO2时,依管道规格选择性地去除H2S。Kazemi等人使用计算机辅助仿真来评价混合胺脱硫的技术经济性能以满足管道规格,并根据其结果,可通过加入不同量的伯胺或仲胺来降低MDEA消耗,这样能提高CO2去除率,同时保留MDEA的理想特性。

考虑该个案研究的时间跨度为21年,之所以选择该范围是因为在大多数情况下井的平均寿命是7年,因此需了解其在不涉及危险的三倍寿命期间内表现如何。此外,考虑较长的时间跨度会很有风险,因为考虑到用水需求量大,模拟市场的需求值将折中最终结果和波动性价格。在所提出的方法中,已考虑过废液回收和重新利用,从而降低淡水的消耗。假设该产量将供给墨西哥2015~2027年的天然气总需求量。该国的总需求均来自于墨西哥政府,政府对被划分为五个区域的墨西哥的不同市场进行了预测。为了扩大时间跨度,从第27季度开始已对需求采取简单的低增长假设。

页岩气开发最优规划设计方案的实施过程会产生问题,问题大小将根据所考虑的方案 的不同而不同。已选择一项21年的方案作为计划时限,优化方法由8764个连续变量和4032个二元变量组成,并包括170946个约束条件。已在软件GAMS中实现了该模型,其中规划求解DICOPT用于解决相应的非线性混合整数问题。使用3.0GHz英特尔i7处理器和8GB内存,该方案中CPU消耗时间为1000.28秒。以下章节将叙述该解决方案的相关细节。

5 结论

本文提出了页岩气生产的多阶段规划和基础设施建设的优化模型。该优化模型基于一种新的超级系统,该系统说明了开发新井、新加工设施、原料天然气到加工厂的管道网络以及加工后天然气到市场的配气管网等基础设施的安装。其目标是使基础设施的净利润最大化,同时考虑基于历史数据的蒙特卡罗模拟得出的天然气价格的变化。该模型确定了新基础设施的最佳规模、运营模式以及在考虑货币的时间价值的情况下满足市场需求的建造时间。有必要指出,在今后的工作中应该考虑更多的不确定因素,例如,资源的可利用性和组成、不同的价格以及不同市场需求。

由于墨西哥目前只有很少的基础设施来支撑页岩气的生产和配送,曾考虑采用案例分析来对其页岩气生产、加工和配送选取最优方案。一种方案是对所提出的优化规划开展应用,该规划的时间跨度为21年,相当于井平均生命周期的三倍。结果表明,这有可能满足基于利润而提出的时间跨度内的国内总需求。所生成的结果凸显了在考虑市场需求以及货币的时间价值的同时,兼顾了生产和基础设施规划的重要性。最后,所提出的优化公式具有普遍性,对于其他拥有页岩气而没有生产和配送基础设施的地区,也可应用于拟定最优规划。

 

 

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