含硫天然氣集輸管道積液預測及排液工藝方案

吳曉濱 鄧思哲

1包頭輕工職業(yè)技術學院

2中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室

含硫天然氣集輸管道積液預測及排液工藝方案

吳曉濱1鄧思哲2

1包頭輕工職業(yè)技術學院

2中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室

由于建南氣田地處山地地區(qū)，管線低洼處勢必會產生積液，導致管輸效率低、能耗高、上游輸壓高等問題，嚴重影響管線安全運行。因此，提出了定期排液、增加脫液預處理設備和分子篩脫水設備及清管作業(yè)等措施。經技術經濟對比，認為在管線起點增加放空排液點方案，現(xiàn)場可實施性和可操作性強。采用該方案對南集站原料氣管線進行放空排液，效果較好，排液約5.9 m3，管線壓力損失下降為0.58 MPa，降幅52.5%。

含硫天然氣；管道積液；壓損；集輸管線；排液

建南氣田南北聯(lián)網原料氣管線負責南集站至北集站原料氣的輸送，沿途J10井、JP12側1井、J35-2井、XD3井、XD2井等5口井的氣直接匯入管線，管線沿線地勢起伏見圖1。管線規(guī)格d=219 mm× 6.4 mm，全長24.6 km，并在南、北集站內安裝有發(fā)球和收球裝置；管線設計壓力6.3 MPa，日輸氣量15×104～30×104m3，起點壓力2.35～3.50 MPa，末點壓力2.2～2.3 MPa。經統(tǒng)計，原料氣管線起點運行壓力逐年上升（2015年最高達3.48 MPa），管輸壓力損失逐漸增大（2015年最高達1.23 MPa）。經計算，該管線輸氣量為25×104m3/d時理論壓力損失為0.15 MPa，實際壓力損失遠遠高于理論壓損，如表1所示。

圖1 南北聯(lián)網原料氣管線高程示意圖

表1 南北聯(lián)網原料氣管線運行數(shù)據統(tǒng)計

1 管道積液的來源

南高點片區(qū)共有氣井18口，除建志1井外，其余氣井所產天然氣均匯入原料氣管線，且絕大部分氣井均產水，其中J68側1井產水量最高，平均為11 m3/d，其余氣井為間歇產水，如表2所示。生產過程中，由于各單井站和南集站脫水工藝簡單，氣液分離效果差[1]，將飽和水和一小部分游離水帶入原料氣管線，受輸氣量變化等因素影響，進入管道的游離水和天然氣凝析水在管輸過程中無法完全帶出，在起伏管道低洼處形成積液。

表2 原料氣管線各氣井產水情況

2 積液預測

《石油氣液兩相管流》中對傾斜氣液兩相管流壓力損失和持液率計算方法進行了評價，認為Beggs公式能夠較準確地計算上坡流動的持液率，但計算的下坡持液率偏大[2-3]；Eaton公式的持液率相關式能夠準確計算傾斜管道氣液兩相流動的持液率。因此選取Beggs、Eaton兩種公式對管線積液量進行預測。例如，取2015年5月12日瞬時生產數(shù)據進行計算，計算參數(shù)如下：南集站壓力2.89 MPa、溫度26.4℃；土地埡壓力2.8 MPa；J28井場內原料氣輸壓2.36 MPa；北集站壓力2.22 MPa、溫度21.8℃；瞬時輸氣量20.81×104m3；原料氣中甲烷含量95.8%。

Beggs公式計算原料氣管線持液率情況見圖2，Eaton公式計算原料氣管線持液率情況見圖3。

圖2 Beggs計算原料氣管線持液率曲線

圖3 Eaton計算原料氣管線持液率曲線

綜合兩種計算方式的適用條件及計算結果認為：①南北聯(lián)網原料氣管線內流體流動主要存在3種流態(tài)，分別是分層波狀流、間歇流和分離流；②管線中易積液的位置有9處，分別在距南集站2 776、3 857、10 514、12 210、13 098、15 533、17 108、18 060～18 067、23 810 m處；③管線中積液的位置有4處，分別在距南集站3 857、10 514、17 108、18 066 m處；④管線內積液量約為11.74 m3。

3 管線排液工藝方案及效果

針對管線積液現(xiàn)場實際，設計了4套排液工藝方案：①在平鎮(zhèn)附近增加放空排液點，定期對管線進行排液。即在該處增加放空排液點和壓力檢測點，新建一條排污管線（d=57 mm×3 mm×100 m），并安裝壓力表；修建一個污水池，容積為15 m3，且后期可同時利用該排放點和南集站對原料氣管線進行放空排液[4]。②在南集站內新建一臺脫液預處理器，降低天然氣中的含水量。其流程為南北聯(lián)網原料氣管線來氣→控制閘閥→原料氣分離器→脫液預處理器→分離出來的水經排污閥排出，天然氣經放空閥至放空火炬。③定期清管作業(yè)，徹底消除管線內部積垢、積液。目前南北聯(lián)網管線已基本整改完，管徑全線統(tǒng)一，可對管線進行清管作業(yè)，第一次清管作業(yè)若成功，后期的清管作業(yè)工作可常態(tài)化[5]。④在南集站內增加分子篩脫水裝置，實現(xiàn)干氣輸送，避免天然氣帶水進入管線，解決管線因積液而造成的問題。4套排液工藝方案優(yōu)點：方案一，工作量小、投資?。环桨付?，投資較小、降低了放空排液頻率；方案三，投資小且后期清管時氣井和凈化站無需停產；方案四，干氣輸送工藝可徹底解決管線積液問題。缺點：方案一，放空排水頻率較高，影響氣田正常生產；方案二，現(xiàn)場需增設裝置，管理工作量大；且影響生產；方案三，清管作業(yè)難度大，時間長，影響正常生產；方案四，投入高，運行和維護成本高。

根據上述方案，兼顧質量和效益的原則，綜合推薦第一套方案。經現(xiàn)場整改，2015年3月27日，在南集站對原料氣管線進行放空排液，放空排液效果較好，日輸氣量為24.9×104m3，排液5.9 m3，并排出大量黑色黏稠狀物體[6]。排液減少了管線內部積液，降低了管道壓力損失，放空前壓損為1.22 MPa，放空后壓損為0.58 MPa，壓損下降了0.64 MPa。

4 結論

（1）建南氣田原料氣管線內部積液主要原因是由于各單井站和集氣站脫水工藝簡單、氣液分離效果差造成的，致使管輸摩阻高、壓力損失偏大。

（2）對比分析及運行表明，由PIPESIM軟件的Beggs和Eaton預測模型得到的壓降值與現(xiàn)場管線的實際壓降值吻合較好，預測管線中積液量11.74 m3，主要集中在土地埡至J28井段。該方法可用于山地多起伏管線的壓降值和積液量的預測。

（3）通過現(xiàn)場應用，證實在原料氣管線起點增加放空排液點方案，排液效果較好（約5.9 m3），管線壓力損失降幅達52.5%，且現(xiàn)場可實施性和操作性強，能滿足建南氣田含硫天然氣管線集輸系統(tǒng)運行的要求。

[1]路宏．濕氣輸送管線壓降計算的公式選擇及影響因素[J]．油氣田地面工程，2011，30（6）：45-46.

[2]張衛(wèi)兵，郝瑞梅，楊軍．長輸管線施工場地地下管線探測的實踐[J]．油氣田地面工程，2013，32（1）：94-95.

[3]宋立群，李玉星，周中強．低持液率濕天然氣集輸管道的水力計算模型[J]．油氣儲運，2011，30（4）：283-287.

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[5]諸林，李璐伶，覃麗，等．酸性天然氣含水量的公式化計算方法及其適應性分析[J]．天然氣工業(yè)，2014，34（6）：123-129.

[6]解永剛，胡均志，周繼勇，等．子洲氣田西干線積液量計算及藥劑排液工藝技術[J]．天然氣工業(yè)，2014，34（7）：98-103.

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.10.020

吳曉濱：天津大學碩士研究生，包頭輕工職業(yè)技術學院副教授，主要研究方向為應用化工技術（煤化工方向）。

2015-08-04

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