王景悅 ，梅永貴 ，屈麗彬 ，薛占新 ，竇 武 ，常志波

1.中國(guó)石油華北油田公司山西煤層氣勘探開(kāi)發(fā)分公司，山西晉城 048000

2.中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司煤層氣開(kāi)采先導(dǎo)試驗(yàn)基地，山西晉城 048000

3.西安長(zhǎng)慶科技工程有限責(zé)任公司北京分公司，北京100000

不同于常規(guī)天然氣，煤層氣地面集輸系統(tǒng)具有低產(chǎn)、低壓、低滲等“三低”特點(diǎn)[1]。隨著輸送距離的增加，煤層氣集輸管路內(nèi)輸送氣體的溫度快速下降并接近環(huán)境溫度。伴隨著溫度的降低，管路內(nèi)有游離水析出，并聚集在管路高程起伏的低洼地段[2]。游離水的產(chǎn)生導(dǎo)致管路內(nèi)部流態(tài)從單一的氣相流動(dòng)轉(zhuǎn)為氣液兩相流動(dòng)，輸氣沿程摩阻大幅度增加，管路起末點(diǎn)壓差明顯增大，管輸效率明顯降低[3-4]。為了保障集輸系統(tǒng)安全、高效、平穩(wěn)運(yùn)行，各生產(chǎn)單位通常會(huì)選擇一定手段對(duì)集輸管路中的積液進(jìn)行控制或排出[2]。

華北油田山西煤層氣分公司建有集氣站11座、煤層氣處理中心1座、集輸管路8條，其中，煤層氣處理中心擔(dān)負(fù)著沁南盆地各排采井采出煤層氣收集、脫水、過(guò)濾、分離及增壓外輸?shù)娜蝿?wù)。

集輸管路積液控制手段通常有清管作業(yè)、在管路低點(diǎn)安裝疏水閥、起點(diǎn)預(yù)脫水、改變集輸管網(wǎng)的布局或管路安裝整流器等措施[5]。清管排液與集氣站預(yù)脫水是目前煤層氣行業(yè)普遍采用的兩種排液工藝。本文以樊4站至處理中心管路為例，分別從技術(shù)可行性、經(jīng)濟(jì)實(shí)用性等方面，詳細(xì)分析對(duì)比了清管作業(yè)與集氣站預(yù)脫水兩種排液工藝的優(yōu)缺點(diǎn)，以期為煤層氣田建設(shè)與生產(chǎn)運(yùn)行過(guò)程中集輸管路積液排放工藝的選擇提供借鑒。

1 集輸管路排液工藝概述

單井來(lái)煤層氣含有飽和水，經(jīng)過(guò)集氣站壓縮機(jī)增壓后呈過(guò)飽和狀態(tài)，且出口氣體溫度28～42℃之間，在輸送過(guò)程中，隨著地溫逐漸降低到0～10℃，飽和水析出為凝析水，在管路穿越低洼處聚集，造成壓力遞減，不得不頻繁清管[6]，集輸管路清管周期統(tǒng)計(jì)如圖1所示。集輸管路最短的清管周期為1～2 d，平均清管周期最短的時(shí)間為3～4 d，如此頻繁的清管作業(yè)，工作量大大增加。為了控制管路中的凝析水，解決輸送效率問(wèn)題，有以下兩種處理方案。

圖1 集輸管路清管周期統(tǒng)計(jì)

（1）方案A：定期清管。集氣站僅進(jìn)行過(guò)濾與增壓處理，無(wú)脫水凈化裝置，采用較為成熟的定期清管作業(yè)方式清除管路積液。目前，鄭莊、樊莊區(qū)塊個(gè)別集輸管路輸送氣體中飽和水及煤粉固體顆粒含量較高，有3座站場(chǎng)最短清管時(shí)間僅1 d，清管作業(yè)工作量大，生產(chǎn)運(yùn)行平穩(wěn)性差，員工勞動(dòng)強(qiáng)度高。

（2）方案B：集氣站預(yù)脫水。在集氣支干線的起點(diǎn)站設(shè)置脫水裝置，控制水露點(diǎn)在0℃（冬）/5℃（夏），輸送過(guò)程中減少游離水的形成，徹底解決管路輸送效率低、壓力波動(dòng)、運(yùn)行不平穩(wěn)問(wèn)題。

2 定期清管（方案A）

2.1 管路算例數(shù)據(jù)

清管作業(yè)的積液過(guò)程與排液過(guò)程的模擬與預(yù)測(cè)，需要依靠氣液兩相流壓力、溫度計(jì)算值，以及飽和含水量計(jì)算值[7-10]。利用經(jīng)典理論計(jì)算公式，結(jié)合OLGA多相流模擬軟件對(duì)煤層氣集輸管路持液量、清管作業(yè)進(jìn)行核算，并對(duì)合理清管作業(yè)周期給予指導(dǎo)建議。

樊4站至處理中心集氣干線全長(zhǎng)10 km，管道規(guī)格D 355.6 mm×6.3 mm，穿越?jīng)_溝、道路等12處，輸氣量4萬(wàn)m3/d，起點(diǎn)壓力為0.9 MPa，末點(diǎn)壓力為0.8 MPa。

2.2 清管模擬

采用OLGA多相流模擬軟件對(duì)樊4站至處理中心集氣干線壓力、高程穩(wěn)態(tài)（見(jiàn)圖2）以及出站壓力波動(dòng)、管道持液量瞬態(tài)（見(jiàn)圖3）進(jìn)行核算。

圖2 壓力、高程穩(wěn)態(tài)曲線

從圖2可以看出，在約8.4 km處存在一較大的高程變化，相應(yīng)壓力曲線出現(xiàn)了驟降，由0.92 MPa降低到0.76 MPa，初步判斷該點(diǎn)處管路存在積液，節(jié)流現(xiàn)象導(dǎo)致了壓力損失。

圖3 出站壓力波動(dòng)、管路持液量瞬態(tài)曲線

從圖3可以看出，從上一次清管開(kāi)始，管路持液量隨時(shí)間逐漸增加，在170 h左右達(dá)到最大持液量29 m3，壓差逐漸由0.76 MPa升高到0.92 MPa；此后，持液量處于一種波動(dòng)狀態(tài)，總體保持在27～31m3之間，生產(chǎn)壓力隨著持液量的變化在0.92～0.98 MPa之間出現(xiàn)劇烈的波動(dòng)，影響管路的平穩(wěn)運(yùn)行以及輸送效率，必須對(duì)管路內(nèi)的積液進(jìn)行排除。樊4站至處理中心集氣干線內(nèi)的積液在管路沿線分布情況的模擬計(jì)算結(jié)果如圖4所示。

圖4 樊4站至處理中心集氣干線積液分布示意

2.3 清管效果

清管作業(yè)排液效果較好，能有效排出集輸管路沿途聚積的冷凝游離水，使管路起、末點(diǎn)壓差恢復(fù)初始值。依據(jù)OLGA軟件模擬預(yù)測(cè)，約170 h后集輸管路內(nèi)低點(diǎn)積液量達(dá)到最大值，且較為穩(wěn)定。因此，理論清管周期應(yīng)為7～8 d，折算全年清管作業(yè)次數(shù)為45～50次。該數(shù)據(jù)與生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)所統(tǒng)計(jì)的管路年清管作業(yè)次數(shù)相一致（年均48次），軟件預(yù)測(cè)模型較為精確。

3 集氣站預(yù)脫水（方案B）

3.1 預(yù)脫水工藝技術(shù)

集氣站預(yù)脫水輸送方案中需要在集氣站壓縮設(shè)備增壓后進(jìn)行脫水，脫水的主要目標(biāo)在于控制輸送過(guò)程中隨著溫度降低凝析出的游離水，不要求將水露點(diǎn)控制得很低，所以控制水露點(diǎn)與地溫一致（冬季0℃，夏季5℃）滿足輸送要求即可，可以降低脫水裝置投資、運(yùn)行負(fù)荷及操作費(fèi)。目前國(guó)內(nèi)外天然氣脫水常用的方法主要有吸收法、吸附法、冷卻法等，表1列出了吸收法常用脫水吸收劑對(duì)比結(jié)果。

3.2 預(yù)脫水工藝比選

國(guó)內(nèi)各天然氣及煤層氣氣田根據(jù)氣質(zhì)組分不同，脫水方法不同，凝析氣田的天然氣脫水一般采用冷卻法（低溫冷凝法），貧氣的脫水一般采用吸收法。目前世界上天然氣/煤層氣脫水工藝使用最多的方法是吸收法中的三甘醇脫水[11-13]。集氣站預(yù)脫水方案可以選擇分子篩脫水工藝、三甘醇脫水工藝、外制冷脫水工藝。方案對(duì)比如下：

表1 常用脫水吸收劑比較

方案B1：為了控制輸送管路中游離水的生成，水露點(diǎn)控制要求不高，可采用4A分子篩或三氧化二鋁吸附法，再生氣加熱方式采用電加熱爐加熱，再生氣采用原料氣，由于低壓脫水負(fù)荷較大，再生氣用量大，約占原料氣的15%，脫水前設(shè)置過(guò)濾分離器，分離煤灰雜質(zhì)。

方案B2：三甘醇脫水方案，設(shè)置前置過(guò)濾分離器，分離煤灰雜質(zhì)，減少溶液發(fā)泡。

方案B3：外制冷脫水方案，采用丙烷為制冷劑，負(fù)荷小，不注醇，設(shè)置前置過(guò)濾分離器，分離煤灰雜質(zhì)，減少對(duì)預(yù)冷換熱器的堵塞，低溫分離水及煤灰。

三種脫水方案的對(duì)比見(jiàn)表2。

表2 脫水方案對(duì)比

3.3 外制冷脫水工藝流程

3.3.1 冷凝溫度

華北油田山西煤層氣分公司氣體進(jìn)站壓力小于0.04 MPa，集氣站經(jīng)壓縮機(jī)增壓至1.1 MPa后輸往煤層氣處理中心，此時(shí)水露點(diǎn)控制在0℃（冬季）/5℃（夏季）。根據(jù)相平衡原理，對(duì)于同一組成天然氣/煤層氣，壓力與露點(diǎn)溫度呈正比，集輸管路末點(diǎn)即煤層氣處理中心進(jìn)站壓力（0.8 MPa）下的水露點(diǎn)變?yōu)?5.6℃（冬季）/-0.9℃（夏季）。

3.3.2 制冷劑

經(jīng)調(diào)研，中石油煤層氣公司保德區(qū)塊保2、保3、保4站和大寧-吉縣致密氣區(qū)塊永寧-1、永寧-2站采用的制冷劑為氟利昂R22；在長(zhǎng)慶榆林天然氣處理廠，蘇里格第一、二、三、四、五、六處理廠和米脂天然氣處理廠均采用了丙烷制冷工藝。本工程推薦采用丙烷制冷低溫分離工藝脫水，滿足水露點(diǎn)的要求，流程簡(jiǎn)單，投資相對(duì)低，運(yùn)行費(fèi)用低。

3.4 小結(jié)

樊4站至處理中心集氣干線因地形起伏較大，管路持液量較大，導(dǎo)致壓差增加0.01～0.23 MPa，頻繁清管才能保證平穩(wěn)運(yùn)行，經(jīng)過(guò)對(duì)比分析，推薦在集氣站內(nèi)采用外制冷的方法進(jìn)行預(yù)脫水，減少管路持液量的方法，提高管路運(yùn)行平穩(wěn)性。

樊4站需設(shè)置3萬(wàn)m3/d外制冷脫水橇，露點(diǎn)控制值冬季為0℃，夏季為5℃，根據(jù)相平衡，至處理廠后，露點(diǎn)冬季為-5.6℃，夏季為-0.9℃，在管路內(nèi)沒(méi)有游離水生成。

4 管路排液工藝優(yōu)選

方案對(duì)比見(jiàn)表3。

從表3可以看出，集氣站預(yù)脫水（方案B）工藝雖然可以達(dá)到控制水露點(diǎn)合格，有效抑制管路內(nèi)游離水的生成，但因其一次性投資成本高，且運(yùn)行與維護(hù)成本較高，因此仍推薦采用定期清管（方案A）排液工藝，排出管路內(nèi)積液。

表3 管路排液工藝方案對(duì)比

5 結(jié)論

對(duì)清管作業(yè)、集氣站預(yù)脫水兩種集輸管路排液工藝的效果、經(jīng)濟(jì)性、適應(yīng)性進(jìn)行對(duì)比分析，得出如下結(jié)論：

（1）清管作業(yè)排液效果較好，能有效排出集輸管路沿途聚積冷凝游離水，使管路起、末點(diǎn)壓差恢復(fù)初始值。依據(jù)OLGA軟件模擬預(yù)測(cè)，清管約170 h后集輸管路內(nèi)低點(diǎn)積液量達(dá)到最大值，且較為穩(wěn)定。因此理論清管周期應(yīng)為7～8 d，折算全年清管作業(yè)次數(shù)為45～50次。

（2）集氣站預(yù)脫水工藝推薦采用外制冷的方法，需要對(duì)站內(nèi)工藝進(jìn)行改造，站內(nèi)需設(shè)置3萬(wàn)m3/d外制冷脫水橇，露點(diǎn)控制值冬季為0℃，夏季為5℃，根據(jù)相平衡，在平均系統(tǒng)壓力0.8 MPa下，露點(diǎn)冬季為-5.6℃，夏季為-0.9℃，在管路內(nèi)沒(méi)有游離水生成。

（3）集氣站預(yù)脫水工藝可以達(dá)到控制水露點(diǎn)合格，有效抑制管路內(nèi)游離水的生成，從而徹底扭轉(zhuǎn)頻繁清管作業(yè)的局面，但因其一次性投資成本較高，且運(yùn)行與維護(hù)成本較高，因此仍推薦采用定期清管（方案A）排液，排出管路內(nèi)積液。