阀组集气工艺技术难点分析及设计

梁裕如，薛红波，张春威，易冬蕊，李杰，刘志玲，陈延龙

1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075

2.陕西延长石油天然气有限责任公司，陕西西安710075

阀组集气工艺技术难点分析及设计

梁裕如1，薛红波1，张春威1，易冬蕊1，李杰1，刘志玲1，陈延龙2

1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710075

2.陕西延长石油天然气有限责任公司，陕西西安710075

为了研究低产气田阀组集气工艺的适用性，调研了阀组集气工艺的主要特点和优缺点，并进行了阀组集气工艺技术难点分析。重点针对采气管道积液问题，研究采气管道保温、管径和运行参数等因素变化对天然气饱和含水量和持液率的影响规律，得出以下结论：不保温管道与保温管道相比，不保温管道随着距离的增加，天然气饱和含水量曲线出现很明显的拐点，持液率较大；管径越大，管道沿程饱和含水量下降较快，管道内很快析出大量的游离水，持液率越大；输送压力越大，天然气饱和含水量越小，管内析出水量越多，持液率越大；地温越高，天然气饱和含水量越大，管内析出水量越少，持液率越小。同时，针对阀组集气工艺存在的主要技术难点提出了设计建议。

集气阀组；集气工艺；饱和含水量；持液率；技术难点；设计建议

阀组集气工艺，即“枝上枝”阀组间串接集气工艺，是在原采气管道井间串接的基础上进行了优化创新，适用于具有单井产量低、井网密集、天然气重烃组分少等特点的气田。目前该工艺主要应用于国内外煤层气田和部分低产气田地面集输系统，包括沁水盆地樊庄郑庄区块、潘河示范区、美国圣胡安盆地、苏里格气田苏10井区、苏里格气田统25试验区、靖边气田上古区块等，现场运行稳定[1-6]。

1　阀组集气工艺特点

1.1集气工艺

阀组集气工艺采用多通阀将集气站阀组化，将若干个单井来气井下节流、枝上枝井间串接后汇集在集气阀组，在集气阀组间内进行简单脱除游离水后，通过采气干线输往集气增压站集中处理。主要工艺流程为井下节流、井间串接、阀组集气、集气站增压外输，阀组集气工艺流程见图1。集气阀组间内设多通阀、分水器、凝液罐、收发球筒等设备，多井来气经多通阀汇集后，采用分水器将游离水简单脱除，分离出来的游离水储存在凝液罐内统一拉运，也会从集气阀组间定期发送清管球进行采气干线清管，集气阀组间内工艺流程见图2。

图1　阀组集气工艺流程

图2　集气阀组间内工艺流程

1.2集输管网

以延长气田席麻湾井区为例，该区域共部署集气站3座、集气阀组5座和净化厂1座，天然气集输管网示意见图3。

图3　天然气集输管网示意

2　技术难点分析

以延长气田席麻湾井区阀组集气工艺为例，建有5座集气阀组，与传统集气工艺相比，集气站数量从8座减少至3座，集气站辖井数量从22口/座增加至60口/座，集气半径从4.54 km增加至5.62 km，减少了集气站内分离器、压缩机、污水罐、注醇泵房等主要设备用量，使气田集气工艺得到有效简化。同时降低投资，节约能耗，减少人工成本，节省用地面积，提高了采气管道对气田滚动开发的适应性，满足了气田低成本开发的需要，达到了提高经济效益的目的[7-9]。阀组集气工艺主要存在以下技术难点。

2.1采气管道积液问题

阀组集气工艺将若干个单井来气经集气阀组汇合后输送至集气站，大大增加了集气半径，但也增加了采气管道积液的风险。部分气田为了避免游离水沉积在采气管道低洼处造成管道腐蚀结垢等事故，设计时在每条采气支线的低点配置线路分水器，并在线路分水器后安装凝液罐，工作人员定期将凝液罐内的液体拉运至污水处理厂统一处理。凝液罐可以极大缓解管网积液问题，但由于陕北地区地形复杂，无法彻底解决管网积液，且漫山遍野的凝液罐无形增加了环境隐患和现场管理的难度。

2.2系统压力平衡问题

气田开发初期，同一条采气管道上的单井之间不存在压力不同而相互影响的问题。气田开发后期，随着气井压力不断下降，由于各单井压力下降速率不同，导致采气管道压力不平衡，当部分气井井口压力不能达到采气干管的压力时，采气干管中的天然气将反输到低压井，形成“倒灌”现象，造成采气干管有效输气量大大减少。

2.3其他问题

集气阀组为无人值守，适用于人烟稀少地区，而在人口密集地区建设时，增加了安全隐患；集气增压站规模较大，系统运行时流程切换复杂，增加了站场风险等级和管理难度。

3　管道积液规律研究

3.1沿程温度压力分布

以J54气井至1#集气站的采气管道为例，J54气井产量为5.5万m3/d，该气井至5#集气阀组的采气支线为长6.6 km的DN100管道；5#集气阀组输气量为20万m3/d，该阀组至1#集气站的采气干线为长13.2 km的DN200管道。假设管道沿程无高程差，管道沿程温度压力变化规律见图4～5。

从图4～5可看出，运行压力越大，管道沿程压降越小；运行压力越小，管道沿程压降越大。若管道安装保温层，管道总传热系数降低，天然气输送过程中沿程温降缓慢；若管道没有保温层，总传热系数相对较大，管道内天然气与外界土壤间散热较快，天然气沿程温降较快。

图4　不同运行压力管道沿程压力分布（冬季）

图5　不同地温管道沿程温度分布

3.2持液率计算

3.2.1保温层

假设冬季管道运行压力为2 MPa，集气阀组内分水器的分离效率为80%，采用Behr拟合的天然气含水量计算公式[10-11]，针对不同保温条件下管道沿程天然气饱和含水量和持液率进行计算，结果如图6～7所示。

图6　不同保温条件管道沿程饱和含水量变化

图7　不同保温条件管道沿程持液率变化

从图4～5可以看出，管道沿程压力和温度均随着输送距离的增加而降低。从图6可看出，若管道外侧有保温层，对应的饱和含水量逐步降低，游离水逐渐析出；若管道外侧没有保温层，在输送过程中天然气温度很快降至地温，随后温度不再发生变化，而压力继续下降，整个饱和含水量曲线出现很明显的拐点。以气井出口天然气含水量0.5 g/m3为例，天然气进入采气支线后，在管道前段（a-b），天然气含水量低于饱和含水量，气体向前流动过程中含水量不变；管道中段（b-c），随着输送距离的增加，输送压力和温度缓慢下降，天然气饱和含水量也逐渐下降，管道内将逐渐析出游离水；管道后段（c-d），天然气温度已下降至地温，温度不再发生变化，而压力继续下降，对应的饱和含水量上升，但由于管道前段游离水已经析出，该段管道内不再析出游离水。当单井来气通过集气阀组汇集脱除部分游离水后，可能由于温度回升的影响，天然气饱和含水量在集气阀组出口处出现突变，且随着输送距离的增加，管道的温度和压力逐渐降低，饱和含水量又经历了先下降后上升的过程。

从图7可看出，由于采气干线输送的是经过集气阀组脱除游离水的天然气，与采气支线相比，持液率明显降低；同时，管道外侧有保温层时，采气支线比无保温时持液率有所降低。

3.2.2管径

假设冬季管道运行压力为2 MPa，集气阀组内分水器的分离效率为80%，针对不同管径管道沿程天然气饱和含水量和持液率进行计算，结果见图8～9。

从图8～9可看出，管径对管道沿程饱和含水量和持液率的影响较大。当管径为DN100时，天然气流速为4.05 m/s，沿程饱和含水量下降缓慢，持液率较低，天然气携液能力强；当管径增大至DN150（或200）时，天然气流速下降至1.80（或1.01）m/s，沿程饱和含水量下降快，管内很快析出大量的游离水，天然气携液能力较差。

图8　不同管径管道沿程饱和含水量变化

图9　不同管径管道持液率变化

3.2.3运行压力

假设管道管径为DN100，集气阀组内分水器的分离效率为80%，分别针对冬季不同运行压力的情况下，对管道沿程天然气饱和含水量和持液率进行计算，对比结果见图10～11。

图10　不同运行压力管道沿程饱和含水量变化

从图10～11可看出，管道运行压力越小，管内天然气饱和含水量越大，对应管道持液率较低。

图11　不同运行压力下管道持液率变化

3.2.4地温

假设管道管径DN100，集气阀组内分水器的分离效率为80%，管道运行压力为2 MPa，分别针对冬季和夏季不同地温条件下，对管道沿程天然气饱和含水量和持液率进行计算，对比结果见图12～13。

图12　不同地温沿程饱和含水量变化

图13　不同地温管道持液率变化

从图12～13可看出，冬季地温较低，所以管内天然气饱和含水量下降快，对应管道持液率较大。

4　设计建议

4.1采气管道积液方面

根据管道持液率变化规律，在采气管道设计时应注意以下几个方面：

（1）集输系统压力设计时应充分考虑天然气水合物形成范围，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发生[12]。

（2）详细调研井区地势起伏特点，将集气阀组设置在地势较低的区域，管道走向尽量满足地势由高向低的要求，使采气管道内的积液逐渐向集气阀组汇集，经集气阀组统一脱水处理。个别管道由于特殊原因不能满足敷设要求时，可在采气管道低点设置线路分水器。

（3）合理确定管径，提高天然气流动速度。建议管道设计时控制气体流速大于3 m/s，提高气体携液能力，减少管道积液。

（4）建议对采气支线采取保温措施，降低管道持液率。

（5）当采气管道输送距离较长时，管内不断析出的游离水造成积液量增大，甚至造成管道堵塞[13-14]。根据GB 50350-2005《油气集输设计规范》8.3.2规定：“采气管道长度不宜大于5 km”，因此控制采气支线长度在5 km范围内，并控制集气阀组串接井数在一定范围内。

（6）制订合理的清管周期，对集输管道定期清管排出积液。

4.2系统压力平衡方面

为了增强井间串接工艺的适应性，应更好地将“地上与地下”相结合，预先考虑到后期建设情况，将具有相同压力、相同气质、同一批次气井尽量串接进同一条采气干线，并在后期气田开发中，采取以下措施：

（1）在低压单井井口安装小型橇装增压机进行单井增压。

（2）在井口设置止回阀，保证采气干线的天然气不倒灌至低压井。

（3）利用引射器使高压气井带动低压气井，延长气田开发寿命。

（4）当集气阀组的压力不能达到输送压力要求时，在集气阀组增设橇装式增压设备。

（5）后期在集气阀组设置引风机，对低压气井进行抽吸。

4.3其他方面

集气阀组间尽量设置在人烟稀少的地区，当无法避开人口密集区时，应增加集气阀组间的安全防护等级[15]；同时在日常管理中应加强操作人员相关培训。

[1]裴红，刘文伟.“枝上枝”集输工艺在大型低渗、低产天然气田及煤层气田建设中的应用[J].石油规划设计，2010，21（2）：12-15.

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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，河北石家庄人，工程师，2009年毕业于中国石油大学（北京）油气储运工程专业，硕士，主要从事油气田地面工程方面的研究工作。Email：liangyuru1984@sina.com

2016-03-10