复杂山地气田湿气集输工艺探讨

李德选 王雪强 李文广

中国石化中原石油勘探局勘察设计研究院

复杂山地气田湿气集输工艺探讨

李德选 王雪强 李文广

中国石化中原石油勘探局勘察设计研究院

国内复杂山地高含硫天然气的开发规模不断扩大，地面集输系统处于高压、高含硫、高腐蚀工况条件下，加大了运行风险。为提高气田地面集输系统的适应性，确保气田安全平稳运行，针对不同气田气井产出物的种类、湿气定义及复杂山地特型管网形成的流体流态、可能产生的危害进行分析论证认为；含游离水天然气持液率对湿气集输工艺流体不利流态的形成具有较大影响；复杂山地集输管道敷设方式所形成的特型管段结构会形成液相沉积，对管道安全运行影响较大；湿气持液率小于5%的湿气集输，液相水对集输工艺安全运行的影响可以忽略不计；湿气持液率大于5%的湿气集输工艺宜采用气液分相分输工艺。

复杂山地；湿气分类；集输工艺；分相分输工艺；高含硫气田

我国已开发气田气井产出物多数属于含烃类天然气，很少有游离水，现行设计规范中以重烃的比例给出了湿气的概念[1]，以此进行的集输工艺设计可以满足含烃类天然气的正常生产。但是随着复杂山地高含硫气田的开发，气井产出物属于含硫和游离水天然气，地面集输系统处于高压、高含硫、高腐蚀工况条件下运行，加大了运行风险。为确保气田安全平稳运行，对地面集输工艺设计提出了更高要求。现就复杂山地条件下持液率、管网敷设形式及工艺流程对气田地面湿气集输系统的影响进行初步探讨。

1 气井产出物的分类与流体流态

气井产出物的组成是确定地面集输工艺管道流态的重要依据，管道流态是地面集输工艺进行工艺计算的基本数学模型。天然气从地层开采出来时一般压力较高，而且产出物中不同程度地含有游离水、凝析油、硫化氢、二氧化碳，以及一些岩屑、砂粒等机械杂质，需要进行必要的处理以达到商品气质标准后输往用户。由于各个气田地质条件不同，气井产出物的种类和数量也不同。多数气田的产出物以甲烷为主，含有一定量的其他烷烃，可以称之为含烃类天然气，如中原油田的文23块气田；有些气田的产出物以甲烷为主，不含其他烷烃而含一定量的游离水、硫化氢、二氧化碳等，可以称之为含硫含水天然气，如普光气田。由于各个气田产出物不同，天然气处理的方式亦不同，天然气的矿场集输就有不同的工艺流程，一般分为湿气单相集输和湿气混相集输。

国内一般认为经过脱水、净化和轻烃回收工艺提取液化气和轻质油以后，每立方米气中戊烷及更重的烃类组分按液态计，大于10 mL的天然气称为湿气；每立方米气中戊烷及更重的烃类组分按液态计，小于10 mL称为干气，此定义未明确涉及到天然气中的含水问题。油气集输设计规范中对天然气凝液的分离及防止水合物的产生给出了温度的相应规定[2]，并未涉及湿气的概念。

英国壳牌公司对湿气的定义是气液两相流的体积含气率大于95%即为湿气[3]，换言之则是气液两相流的持液率小于5%为湿气。它所指的液相可能是烃类或游离水。但是这样一个定义覆盖的范围仍然很大，尤其是在系统压力及被测介质不同的情况下。通常都认为，湿气是一种气液两相流中气相的体积不断增加，液相的体积不断减少，最后形成气相为连续相，液相为离散相的流动状态。依据干度的不同，湿气呈现出环状流、紊流的流动形态；气液两相流呈现出环状流、紊流、层流、段塞流的流动形态。相对来说湿气的流动形态比气液两相流的流动形态要简单。

2 管网敷设形式对集输工艺的影响

气田所处地形条件在一定程度上决定了地面集输管网的敷设形式，敷设形式对管道流态的形成和管道安全运行具有较大影响。

对于较为平坦的地形条件所形成的埋地管道，管道在平面、纵断面上基本处于同一标高的纵断面和平面，形成的特型管段较少，对于湿气两相混输工艺而言形成段塞流的几率较小，为集输工艺提供的条件较好。

在复杂山地集输管网中，在满足管道埋深及穿跨越要求的条件下，管道敷设纵断面上会形成无数个V字、W字、Z字型等特型管段。对于单相流体在上坡过程中潜在的压力损失会在下坡管段处得到补偿，然而对于气液两相流体由于液相的存在，混合密度取决于气相持液率能力，下坡处气液混合密度明显增加，起伏地形带来的压力梯度远远大于摩擦压力梯度，致使气相持液率降低，液相占据主导地位，在低洼处形成段塞流水合物堵塞现象。在集输管道中沉积液相水会导致管道内严重腐蚀并形成水合物，造成管道输送能力降低、压差增大、管道堵塞、管件损坏等危害，导致严重的管道事故。

3 流程对集输工艺的影响

3.1 集气管网

气田中各气井、集气站、净化厂是通过集气管网联通的，管网方式常见的有放射状集气管网、树枝状集气管网、环状集气管网，管网又有单管与双管之分。要制定一个合理的集气管网，必须根据气田的气井产出物及气井地面方位确定，既要立足于开发初期实际条件，又要考虑气田发展和变化。应根据湿气持液率、地面地形地势制定合理的湿气集输工艺。

3.2 湿气单相集输工艺

根据壳牌公司的湿气定义，气液两相流的持液率小于5%为湿气。湿气是一种气液两相流中气相为连续相、液相为分散相的流动状态，液相对于工艺计算模型及安全运行影响较小，可以忽略不计。其工艺流程如下：气井产出物→集气管道→集气站（节流→加热→节流→预分离→计量）→集输干管→净化厂（预分离出的液相车运）。

3.3 湿气混相集输工艺

由于湿气天然气气井来气携带部分游离水和生产过程中产生的凝析液，进入集输管道进行输送，随着气液两相流的持液率上升，其流态属于典型的气液两相流。其工艺流程如下：气井产出物→集气管道→集气站（节流→加热→节流→预分离→计量）→集输干管（单管）→净化厂。

在湿气混相集输工艺中预分离出的液相计量后进入集输干管混输至净化厂。目前对于复杂山地高含硫、持液率持续上升的气田而言，该工艺虽然节约了设备投资，但是液相水为水合物的存在提供了必要条件[4]，必须采用的通球清液作业频繁，对管道运行参数要求苛刻，风险控制难度较大。以达县—卧龙河输气管道（达卧线）为例，自1986年7月投产使用后，由于一直输送湿含硫天然气，达卧输气管道腐蚀严重，管道事故频繁，至2001年底，共累计爆管37次，事故造成严重的经济损失，并污染环境。普光气田目前采用的湿气混相集输工艺，持液率约5%～11%，虽然生产正常，但是也存在着管网积液现象严重、腐蚀危害等隐患。

3.4 湿气气液分相分输工艺

集输管道系统安全运行影响因素较为复杂，除制造缺陷、第三方破坏、自然灾害等因素造成安全问题外，复杂山地集输管道敷设方式形成的特型管段结构及选用的集输工艺方式对管线安全运行影响较大。复杂山地集输管道敷设方式取决于复杂地形地势的固有条件，管网一旦形成可变性不大。在高含硫、持液率超过5%的气田建议采用湿气分相分输工艺，从而避免对管道安全运行不利流态的形成。这样，虽然一次性工程投资较大，但是可以避免管道积液对管道造成的破坏，减轻酸性流体对管道内壁的腐蚀危害，减少通球清液作业频率，风险控制难度降低，降低了运行成本。

其工艺流程如下：气井产出物→集气管道→集气站（节流→加热→节流→气液分离→计量）→气液分输干管（双管）→净化厂。

4 结论

通过上述分析可以看出，含游离水天然气持液率对湿气集输工艺流体不利流态的形成具有较大影响；复杂山地集输管道敷设方式所形成的特型管段结构会形成液相沉积，对管道安全运行影响较大；湿气持液率小于5%的湿气集输，液相水对集输工艺安全运行的影响可以忽略不计；湿气持液率大于5%的湿气集输工艺宜采用气液分相分输工艺。

[1]油田地面工程建设规划设计规范(SY/T0049-2006)[S]．北京：石油工业出版社，2007．

[2]油气集输设计规范(GB50350-2005)[S]．北京：中国计划出版社，2005．

[3]付建民．高含硫天然气湿气集输管道系统运行风险评价和控制[D]．东营：中国石油大学（华东），2010．

[4]张良鹤．天然气集输工程[D]．北京：石油工业出版社，2009．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.027

李德选：高级工程师，1982年毕业于抚顺石油学院石油天然气储运专业，现任中国石化集团中原石油勘探局勘察设计研究院副总工程师。

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（栏目主持 张秀丽）