临兴致密气井场输气支线排液降压技术的良好实践

刘金海，江 涛，董建宏，范 旭

(1.中海油能源发展股份有限公司采油服务公司，天津 300450；2.中联煤层气有限责任公司，北京 100027)

临兴致密气区块群山逶迤，丘陵棋布，沟壑纵横，总体地貌单元属于黄土塬地貌,地形以黄土丘陵为主。随着区块开发程度不断加深，除井筒积液外，集输管网受地势起伏较大，多呈波状起伏因素影响，管网积液严重，积液导致的回压明显升高，严重制约采输系统整体开发效果问题逐渐凸显，区块急需采取适当的工艺措施排出管网积液，降低系统回压稳定气井生产。

1 LX-19/59井场支线管网积液情况分析

1.1 管线情况

19-59-57#支线管网(详见表1)是临兴致密气区块很重要的一条支线，该支线全长15.4 km，集输半径较长，且包含多个井场，气井多，产气量大，受支线管网积液、下游用户用气量波动较大影响，支线末端LX-19/59两个井场回压持续升高，导致高于支线管网设计压力，无法投产。

表1 8#支线管网基本参数

1.2 高程影响分析

19-59-57#支线井场布置情况如图1所示，其中LX-52井场是集气站位置。

图1 19-59-57#支线井场布置图

19-59-57#支线各个井场高程如图2所示。

图2 各井场海拔高度

19-59-57#支线输气管网各支线高程如图3所示。

图3 各井场输气支线高程情况

由图2、图3分析，整条支线地势明显的呈现越来越高的趋势，起伏较大，最大落差223 m，LX-19/59两个井场在支线管网末端，且海拔相对较低，再加上LX-19/59井场4口气井无法投产，这两个井场明显利于液体积存。

1.3 管线运行回压情况分析

通过图4统计可以看出，今年以来该区块回压上升明显的井场集中在区块远端的LX-19、LX-59井场。统计对比详见图4。

图4 两个井场管汇压力变化趋势

2019年5月以来LX-19井场管汇平均压力4.26 MPa，LX-59井场管汇平均压力4.31 MPa，在下游用气量较平稳，且各井计量产量均稳定的情况下，集气站进站瞬时产量下降明显，下降幅度达到10%～15%，管网输送呈现明显的“堵”的症状。通过对管道高程、管线运行回压情况分析，再结合区块所在区域地势现状，判断LX-19/59支线管网积液的可能性较大。

2 LX-19/59支线管网积液治理措施方案设计

2.1 排除管网积液的方法

排除管网积液常见的方式主要有放空排液、机械清管、注入化学药剂的方式，结合支线管网变径多等现场实际，综合经济、安全、便捷等因素，支线管网也需要定期排除积液，优选先期放空排液，气井投产后，在支线管网末端加注起泡剂+集气站分离器前进行消泡的工作制度进行排液。

2.2 化学药剂优选

药剂的选择是排液的关键，决定排液的质量。通过Ross-Miles 法(GB/T 13173-2008)在不同条件下起泡剂起泡能力的测试，同时结合在临兴区块治理井筒积液运用情况，优选运用效果良好的ZX系列起泡剂和AS系列消泡剂，其主要性能指标如表2、3。

表3 消泡剂性能测试数据

2.3 积液治理措施方案设计

2.3.1 放空排液设计

LX-19/59井场各井都未投产，支线管网气液不流动，直接注入起泡剂无法达到支线每个“U”型弯处，只有把每个井场至少投产一口井，气液流动起来，才能保证起泡剂均匀的到达每个低点的积液积存处。同时LX-19/59支线管汇压力持续高于设计压力4.0 MPa，必须通过放空排液降低管汇压力才能保证气井投产成功。放空排液流程：支线管网通过预留口外接临时放喷气液两相分离器，分离出来的天然气放空燃烧，液进行回收处理。

2.3.2 起泡剂/消泡剂加注工艺设计

通过放空排液降低支线管网压力，待LX-19/59井场各投产一口气井后，展开起泡剂/消泡剂注入清除管网积液。起泡剂的加注分为两个阶段：

第一阶段：排出管网积液

通过支线管网内径计算出大概的积液容积，减掉放空排液计量的液体，得出大概的积液体积。选择起泡剂加注浓度0.3%，LX-19/59两个井场同时加注，具体起泡剂加注量根据管网压力变化、起泡效果、出液情况随时做调整。

第二阶段：预防管网积液

支线管网排液结束后，按照起泡剂0.1%的加注浓度持续在LX-19/59两井场同时加注，具体加注起泡剂量可随时出液情况做调整。

起泡剂/消泡剂加注周期采用24 h连续加注方式，药剂稀释比例按照1∶4.5比例稀释，消泡剂加注量与起泡剂按1∶1加注。

3 效果分析

图5 各气井生产曲线

(1)随着起泡剂的不断注入，输送压差呈现明显的下降趋势，取得了良好的排液效果，积液长达几个月的致密气高产井顺利投产,天然气日均增产15万m3。同时持续小剂量的起泡剂注入，也能预防管网积液，彻底排除积液隐患。

(2)支线管网压力得到明显改善，减少了操作人员频繁调整工艺流程和管网泄压的人工成本，消除了管网频繁高压生产带来的工艺风险。

4 结论

通过系统性的分析，结合井筒积液治理的成功经验和临兴致密气区域实际情况，独到的将井下排水采气工艺用于天然气集输支干线的积液治理，取得了不错的治理效果，并从根本上消除了积液隐患，确保了输气支线的连续安全生产。此支线降压排液技术的良好实践，对于相似气田集输管网积液治理有很好的借鉴意义。