梁裕如，薛紅波，張春威，易冬蕊，李杰，劉志玲，陳延龍

1.陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075

2.陜西延長(zhǎng)石油天然氣有限責(zé)任公司，陜西西安710075

閥組集氣工藝技術(shù)難點(diǎn)分析及設(shè)計(jì)

梁裕如1，薛紅波1，張春威1，易冬蕊1，李杰1，劉志玲1，陳延龍2

1.陜西延長(zhǎng)石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075

2.陜西延長(zhǎng)石油天然氣有限責(zé)任公司，陜西西安710075

為了研究低產(chǎn)氣田閥組集氣工藝的適用性，調(diào)研了閥組集氣工藝的主要特點(diǎn)和優(yōu)缺點(diǎn)，并進(jìn)行了閥組集氣工藝技術(shù)難點(diǎn)分析。重點(diǎn)針對(duì)采氣管道積液?jiǎn)栴}，研究采氣管道保溫、管徑和運(yùn)行參數(shù)等因素變化對(duì)天然氣飽和含水量和持液率的影響規(guī)律，得出以下結(jié)論：不保溫管道與保溫管道相比，不保溫管道隨著距離的增加，天然氣飽和含水量曲線出現(xiàn)很明顯的拐點(diǎn)，持液率較大；管徑越大，管道沿程飽和含水量下降較快，管道內(nèi)很快析出大量的游離水，持液率越大；輸送壓力越大，天然氣飽和含水量越小，管內(nèi)析出水量越多，持液率越大；地溫越高，天然氣飽和含水量越大，管內(nèi)析出水量越少，持液率越小。同時(shí)，針對(duì)閥組集氣工藝存在的主要技術(shù)難點(diǎn)提出了設(shè)計(jì)建議。

集氣閥組；集氣工藝；飽和含水量；持液率；技術(shù)難點(diǎn)；設(shè)計(jì)建議

閥組集氣工藝，即“枝上枝”閥組間串接集氣工藝，是在原采氣管道井間串接的基礎(chǔ)上進(jìn)行了優(yōu)化創(chuàng)新，適用于具有單井產(chǎn)量低、井網(wǎng)密集、天然氣重?zé)N組分少等特點(diǎn)的氣田。目前該工藝主要應(yīng)用于國(guó)內(nèi)外煤層氣田和部分低產(chǎn)氣田地面集輸系統(tǒng)，包括沁水盆地樊莊鄭莊區(qū)塊、潘河示范區(qū)、美國(guó)圣胡安盆地、蘇里格氣田蘇10井區(qū)、蘇里格氣田統(tǒng)25試驗(yàn)區(qū)、靖邊氣田上古區(qū)塊等，現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行穩(wěn)定[1-6]。

1　閥組集氣工藝特點(diǎn)

1.1集氣工藝

閥組集氣工藝采用多通閥將集氣站閥組化，將若干個(gè)單井來氣井下節(jié)流、枝上枝井間串接后匯集在集氣閥組，在集氣閥組間內(nèi)進(jìn)行簡(jiǎn)單脫除游離水后，通過采氣干線輸往集氣增壓站集中處理。主要工藝流程為井下節(jié)流、井間串接、閥組集氣、集氣站增壓外輸，閥組集氣工藝流程見圖1。集氣閥組間內(nèi)設(shè)多通閥、分水器、凝液罐、收發(fā)球筒等設(shè)備，多井來氣經(jīng)多通閥匯集后，采用分水器將游離水簡(jiǎn)單脫除，分離出來的游離水儲(chǔ)存在凝液罐內(nèi)統(tǒng)一拉運(yùn)，也會(huì)從集氣閥組間定期發(fā)送清管球進(jìn)行采氣干線清管，集氣閥組間內(nèi)工藝流程見圖2。

圖1　閥組集氣工藝流程

圖2　集氣閥組間內(nèi)工藝流程

1.2集輸管網(wǎng)

以延長(zhǎng)氣田席麻灣井區(qū)為例，該區(qū)域共部署集氣站3座、集氣閥組5座和凈化廠1座，天然氣集輸管網(wǎng)示意見圖3。

圖3　天然氣集輸管網(wǎng)示意

2　技術(shù)難點(diǎn)分析

以延長(zhǎng)氣田席麻灣井區(qū)閥組集氣工藝為例，建有5座集氣閥組，與傳統(tǒng)集氣工藝相比，集氣站數(shù)量從8座減少至3座，集氣站轄井?dāng)?shù)量從22口/座增加至60口/座，集氣半徑從4.54 km增加至5.62 km，減少了集氣站內(nèi)分離器、壓縮機(jī)、污水罐、注醇泵房等主要設(shè)備用量，使氣田集氣工藝得到有效簡(jiǎn)化。同時(shí)降低投資，節(jié)約能耗，減少人工成本，節(jié)省用地面積，提高了采氣管道對(duì)氣田滾動(dòng)開發(fā)的適應(yīng)性，滿足了氣田低成本開發(fā)的需要，達(dá)到了提高經(jīng)濟(jì)效益的目的[7-9]。閥組集氣工藝主要存在以下技術(shù)難點(diǎn)。

2.1采氣管道積液?jiǎn)栴}

閥組集氣工藝將若干個(gè)單井來氣經(jīng)集氣閥組匯合后輸送至集氣站，大大增加了集氣半徑，但也增加了采氣管道積液的風(fēng)險(xiǎn)。部分氣田為了避免游離水沉積在采氣管道低洼處造成管道腐蝕結(jié)垢等事故，設(shè)計(jì)時(shí)在每條采氣支線的低點(diǎn)配置線路分水器，并在線路分水器后安裝凝液罐，工作人員定期將凝液罐內(nèi)的液體拉運(yùn)至污水處理廠統(tǒng)一處理。凝液罐可以極大緩解管網(wǎng)積液?jiǎn)栴}，但由于陜北地區(qū)地形復(fù)雜，無法徹底解決管網(wǎng)積液，且漫山遍野的凝液罐無形增加了環(huán)境隱患和現(xiàn)場(chǎng)管理的難度。

2.2系統(tǒng)壓力平衡問題

氣田開發(fā)初期，同一條采氣管道上的單井之間不存在壓力不同而相互影響的問題。氣田開發(fā)后期，隨著氣井壓力不斷下降，由于各單井壓力下降速率不同，導(dǎo)致采氣管道壓力不平衡，當(dāng)部分氣井井口壓力不能達(dá)到采氣干管的壓力時(shí)，采氣干管中的天然氣將反輸?shù)降蛪壕?，形成“倒灌”現(xiàn)象，造成采氣干管有效輸氣量大大減少。

2.3其他問題

集氣閥組為無人值守，適用于人煙稀少地區(qū)，而在人口密集地區(qū)建設(shè)時(shí)，增加了安全隱患；集氣增壓站規(guī)模較大，系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)流程切換復(fù)雜，增加了站場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)等級(jí)和管理難度。

3　管道積液規(guī)律研究

3.1沿程溫度壓力分布

以J54氣井至1#集氣站的采氣管道為例，J54氣井產(chǎn)量為5.5萬m3/d，該氣井至5#集氣閥組的采氣支線為長(zhǎng)6.6 km的DN100管道；5#集氣閥組輸氣量為20萬m3/d，該閥組至1#集氣站的采氣干線為長(zhǎng)13.2 km的DN200管道。假設(shè)管道沿程無高程差，管道沿程溫度壓力變化規(guī)律見圖4～5。

從圖4～5可看出，運(yùn)行壓力越大，管道沿程壓降越??；運(yùn)行壓力越小，管道沿程壓降越大。若管道安裝保溫層，管道總傳熱系數(shù)降低，天然氣輸送過程中沿程溫降緩慢；若管道沒有保溫層，總傳熱系數(shù)相對(duì)較大，管道內(nèi)天然氣與外界土壤間散熱較快，天然氣沿程溫降較快。

圖4　不同運(yùn)行壓力管道沿程壓力分布（冬季）

圖5　不同地溫管道沿程溫度分布

3.2持液率計(jì)算

3.2.1保溫層

假設(shè)冬季管道運(yùn)行壓力為2 MPa，集氣閥組內(nèi)分水器的分離效率為80%，采用Behr擬合的天然氣含水量計(jì)算公式[10-11]，針對(duì)不同保溫條件下管道沿程天然氣飽和含水量和持液率進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果如圖6～7所示。

圖6　不同保溫條件管道沿程飽和含水量變化

圖7　不同保溫條件管道沿程持液率變化

從圖4～5可以看出，管道沿程壓力和溫度均隨著輸送距離的增加而降低。從圖6可看出，若管道外側(cè)有保溫層，對(duì)應(yīng)的飽和含水量逐步降低，游離水逐漸析出；若管道外側(cè)沒有保溫層，在輸送過程中天然氣溫度很快降至地溫，隨后溫度不再發(fā)生變化，而壓力繼續(xù)下降，整個(gè)飽和含水量曲線出現(xiàn)很明顯的拐點(diǎn)。以氣井出口天然氣含水量0.5 g/m3為例，天然氣進(jìn)入采氣支線后，在管道前段（a-b），天然氣含水量低于飽和含水量，氣體向前流動(dòng)過程中含水量不變；管道中段（b-c），隨著輸送距離的增加，輸送壓力和溫度緩慢下降，天然氣飽和含水量也逐漸下降，管道內(nèi)將逐漸析出游離水；管道后段（c-d），天然氣溫度已下降至地溫，溫度不再發(fā)生變化，而壓力繼續(xù)下降，對(duì)應(yīng)的飽和含水量上升，但由于管道前段游離水已經(jīng)析出，該段管道內(nèi)不再析出游離水。當(dāng)單井來氣通過集氣閥組匯集脫除部分游離水后，可能由于溫度回升的影響，天然氣飽和含水量在集氣閥組出口處出現(xiàn)突變，且隨著輸送距離的增加，管道的溫度和壓力逐漸降低，飽和含水量又經(jīng)歷了先下降后上升的過程。

從圖7可看出，由于采氣干線輸送的是經(jīng)過集氣閥組脫除游離水的天然氣，與采氣支線相比，持液率明顯降低；同時(shí)，管道外側(cè)有保溫層時(shí)，采氣支線比無保溫時(shí)持液率有所降低。

3.2.2管徑

假設(shè)冬季管道運(yùn)行壓力為2 MPa，集氣閥組內(nèi)分水器的分離效率為80%，針對(duì)不同管徑管道沿程天然氣飽和含水量和持液率進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果見圖8～9。

從圖8～9可看出，管徑對(duì)管道沿程飽和含水量和持液率的影響較大。當(dāng)管徑為DN100時(shí)，天然氣流速為4.05 m/s，沿程飽和含水量下降緩慢，持液率較低，天然氣攜液能力強(qiáng)；當(dāng)管徑增大至DN150（或200）時(shí)，天然氣流速下降至1.80（或1.01）m/s，沿程飽和含水量下降快，管內(nèi)很快析出大量的游離水，天然氣攜液能力較差。

圖8　不同管徑管道沿程飽和含水量變化

圖9　不同管徑管道持液率變化

3.2.3運(yùn)行壓力

假設(shè)管道管徑為DN100，集氣閥組內(nèi)分水器的分離效率為80%，分別針對(duì)冬季不同運(yùn)行壓力的情況下，對(duì)管道沿程天然氣飽和含水量和持液率進(jìn)行計(jì)算，對(duì)比結(jié)果見圖10～11。

圖10　不同運(yùn)行壓力管道沿程飽和含水量變化

從圖10～11可看出，管道運(yùn)行壓力越小，管內(nèi)天然氣飽和含水量越大，對(duì)應(yīng)管道持液率較低。

圖11　不同運(yùn)行壓力下管道持液率變化

3.2.4地溫

假設(shè)管道管徑DN100，集氣閥組內(nèi)分水器的分離效率為80%，管道運(yùn)行壓力為2 MPa，分別針對(duì)冬季和夏季不同地溫條件下，對(duì)管道沿程天然氣飽和含水量和持液率進(jìn)行計(jì)算，對(duì)比結(jié)果見圖12～13。

圖12　不同地溫沿程飽和含水量變化

圖13　不同地溫管道持液率變化

從圖12～13可看出，冬季地溫較低，所以管內(nèi)天然氣飽和含水量下降快，對(duì)應(yīng)管道持液率較大。

4　設(shè)計(jì)建議

4.1采氣管道積液方面

根據(jù)管道持液率變化規(guī)律，在采氣管道設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)注意以下幾個(gè)方面：

（1）集輸系統(tǒng)壓力設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)充分考慮天然氣水合物形成范圍，并采取有效抑制水合物形成的控制措施，避免水合物堵塞管道事故的發(fā)生[12]。

（2）詳細(xì)調(diào)研井區(qū)地勢(shì)起伏特點(diǎn)，將集氣閥組設(shè)置在地勢(shì)較低的區(qū)域，管道走向盡量滿足地勢(shì)由高向低的要求，使采氣管道內(nèi)的積液逐漸向集氣閥組匯集，經(jīng)集氣閥組統(tǒng)一脫水處理。個(gè)別管道由于特殊原因不能滿足敷設(shè)要求時(shí)，可在采氣管道低點(diǎn)設(shè)置線路分水器。

（3）合理確定管徑，提高天然氣流動(dòng)速度。建議管道設(shè)計(jì)時(shí)控制氣體流速大于3 m/s，提高氣體攜液能力，減少管道積液。

（4）建議對(duì)采氣支線采取保溫措施，降低管道持液率。

（5）當(dāng)采氣管道輸送距離較長(zhǎng)時(shí)，管內(nèi)不斷析出的游離水造成積液量增大，甚至造成管道堵塞[13-14]。根據(jù)GB 50350-2005《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》8.3.2規(guī)定：“采氣管道長(zhǎng)度不宜大于5 km”，因此控制采氣支線長(zhǎng)度在5 km范圍內(nèi)，并控制集氣閥組串接井?dāng)?shù)在一定范圍內(nèi)。

（6）制訂合理的清管周期，對(duì)集輸管道定期清管排出積液。

4.2系統(tǒng)壓力平衡方面

為了增強(qiáng)井間串接工藝的適應(yīng)性，應(yīng)更好地將“地上與地下”相結(jié)合，預(yù)先考慮到后期建設(shè)情況，將具有相同壓力、相同氣質(zhì)、同一批次氣井盡量串接進(jìn)同一條采氣干線，并在后期氣田開發(fā)中，采取以下措施：

（1）在低壓?jiǎn)尉诎惭b小型橇裝增壓機(jī)進(jìn)行單井增壓。

（2）在井口設(shè)置止回閥，保證采氣干線的天然氣不倒灌至低壓井。

（3）利用引射器使高壓氣井帶動(dòng)低壓氣井，延長(zhǎng)氣田開發(fā)壽命。

（4）當(dāng)集氣閥組的壓力不能達(dá)到輸送壓力要求時(shí)，在集氣閥組增設(shè)橇裝式增壓設(shè)備。

（5）后期在集氣閥組設(shè)置引風(fēng)機(jī)，對(duì)低壓氣井進(jìn)行抽吸。

4.3其他方面

集氣閥組間盡量設(shè)置在人煙稀少的地區(qū)，當(dāng)無法避開人口密集區(qū)時(shí)，應(yīng)增加集氣閥組間的安全防護(hù)等級(jí)[15]；同時(shí)在日常管理中應(yīng)加強(qiáng)操作人員相關(guān)培訓(xùn)。

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TechnicalDifficulties Analysis and Design ofValve Groups Gathering Process

LIANG Yuru1，XUE Hongbo1，ZHANG Chunwei1，YIDongrui1，LIJie1，LIU Zhiling1，CHEN Yanlong2
1.Research Institute of Yanchang Petroleum（Group）Co.，Ltd.，Xi’an 710075，China
2.Yanchang Petroleum（Group）Co.，Ltd.，Xi’an 710075，China

In order to study the applicability of gas gathering process applying valve groups，the main features，technical difficulties，advantages and disadvantages of the gas gathering process are systematically investigated and analyzed.With focusing on liquid accumulation problem in pipeline，the effects of gathering pipeline thermal insulation，pipeline diameter and operation parameters on the saturated water content in natural gas and the liquid holdup rate are researched.The following conclusions are obtained：Firstly，compared with insulated pipeline，the saturated water content curve of non-insulation pipeline has an obvious turn point with the increment of pipeline distance and has higher liquid holdup rate. Secondly，the bigger the pipeline diameter is，the more rapid the saturated water content along pipeline decreases，a large amount of free water appears quickly in pipeline and liquid holdup rate becomes higher.Thirdly，the higher the pipeline pressure is，the less the saturated water content in natural gas is，more water in pipeline appears and liquid holdup rate becomes higher.Fourthly，the higher the earth temperature is，the larger the saturated water content in natural gas is，less amount of water in pipeline appears and liquid holdup rate becomes lower.Finally，the design suggestions are put forward to solve the main technicaldifficulties in gas gathering process applying valve groups.

valve group；gas gathering process；saturated water content；liquid holdup rate；technical difficulty；design suggestion

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.05.013

梁裕如（1984-），女，河北石家莊人，工程師，2009年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)，碩士，主要從事油氣田地面工程方面的研究工作。Email：liangyuru1984@sina.com

2016-03-10