煤层气集输管道积液判断及治理技术

李 鹏 宋振坤 刘明仁 董建秋 张 洁 师 璐

(1.中国石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000；2.中国石油华北油田勘探开发研究院，河北 062552；3.中国石油华北油田公司，河北 062552)

1 概述

煤层气集输工艺中“集中处理”的特点决定了采出气至集气站间的低压湿气输送，随着气体在采气管网的运移，气体温度、压力的不断变化，导致气体含水饱和率发生变化，而地势的高低起伏更加助推了凝析水的产生，导致冬季局部管道水堵、井口憋压、计量阀组冻堵等问题的发生。针对运行实际，深入开展采气管网积水低端排放技术研究，开展冬季管网积液特征、凝析水产出机理研究，总结前期管控方式及针对性的治理措施，分析目前部分凝液缸放水效率不高的原因。

2 集气管网积液产出机理及特征研究

2.1 计量阀组的凝析水产出认识

当气体在管道中流动时，由于局部阻力，如遇到缩口和调节阀门时，其压力若显著下降，这种现象称为节流。在压力一定的情况下，随着温度的降低，气液两相呈分离流状态，管壁处流速在增加的状态下，气体滑脱现象显著。进入10月下旬，受单井井口、计量阀组节流、温度双重影响，煤层气饱和含水量开始减少，(渐变的过程)在未形成积聚影响前，积液流入计量阀组后段，如图1所示。

图1 单井计量阀组示意图

2.2 结合排采井不同生产特征，优化凝液缸安装位置

传统凝液缸安装原则，只是单纯考虑地势因素：(1)采气支、干线出现V形结构，低点爬坡处加装凝液缸；(2)采气支、干线出现>30°且连续爬坡处，加装凝液缸；(3)井位相对阀组较高位，适宜在阀组或干线安装凝液缸。这样存在的问题是单纯考虑地势而忽略单井气量变化规律，在低洼处设置凝液缸排液效果较差。

根据单井不同排采阶段，调整凝液缸。根据排采井的排采周期，按照提产、稳产、递减阶段的气量变化来调整凝液缸位置，如图2所示。

图2 凝液缸不同生产阶段按照位置模拟图

通过总结2018～2019年新增凝液缸的使用效果，优化部分单井凝液缸安装位置，现场再部分井场实施调整：

华溪1-X原凝液缸放水效果差，分析认为，该井气量较大，气体流速快，携液能力增强，判断积液位置应在离井口较远，将该井凝液缸位置调整在管线靠近阀组1/3处，择低点安装。调整后，效果明显改善。

华加X井原凝液缸设在井口近端，随着排采周期延长，该井进入递减期，排液效果变差，调整凝液缸后(近井口)，扫线0.3L，凝液缸放水20L，效果明显，有效降低了非自然递减的影响。

3 不同排液方式

(1)结合凝液缸位置的扫线方法

针对井口地势较低的单井，应在爬坡位置设置凝液缸，这样可先通过凝液缸放水后，再进行反扫将爬坡位置的积水反扫到凝液缸中排出。

华溪2-X井组冬季受积液影响明显，扫线周期为2天且通过简单地井口扫线无效果。现场勘查管线走势后，在单井井场外，地势高点加装凝液缸后，通过反扫线，凝液缸放水效果良好，日放水量最高达到3L，基本恢复正常气量。

(2)结合山区复杂地势的扫线方法

管线爬坡时扫线，由于压力较小在上坡时水会停留在上坡的管线中，首先将坡底的凝液缸需先放去水，然后再反扫线，使山坡管线中的水进入凝液缸，然后再放将凝液缸彻底放水。有的管线在山坳处，管线两端A井进行正扫，B井进行反扫线，将水扫入凝液缸，再从凝液缸中放出(图3)。

图3 华溪2-X井组地形模拟图

(3)结合不同管网布局的扫线方法

枝状管网：可直接反扫，管压能量不会降低；放射状管网：管网上各井各有一条线，汇聚到同一阀组，各支线压力高低不平衡。扫线时，需关闭阀组的某条支线，提高管压，集中扫线(图4)。

图4 爬坡井组地形模拟图

4 技术设想

借鉴液面测试仪原因，设想声波装置产生的声波沿管道传播，通过接收装置测量声波变化可以识别管道内部界面变化情况，从而确定管道内的气液界面位置和积液液位(图5)。

图5 气液界面识别模拟图