駱裕明 孟凡華 米光偉 李昆

（中國(guó)石油天然氣股份有限公司山西煤層氣勘探開發(fā)分公司）

0 引言

煤層氣是儲(chǔ)藏于煤層的一種清潔能源，其氣藏同煤炭的埋藏深度一致，多在400～1 500 m。煤層中常為氣水同層，由于煤層氣的生成、富集特征與常規(guī)天然氣不同，其一般采用排水-降壓-解吸的方式進(jìn)行開采［1］。煤層氣開發(fā)井具有單井產(chǎn)量低、壓力低、億方產(chǎn)能建井多等特點(diǎn)，一般井場(chǎng)、閥組集輸設(shè)備簡(jiǎn)單，井口無脫水工藝［2］。

受控于煤層儲(chǔ)氣和開發(fā)特點(diǎn)，煤層氣單井井口壓力較低，集輸管網(wǎng)系統(tǒng)整體處于低壓運(yùn)行狀態(tài)［3］。隨著排采生產(chǎn)的持續(xù)進(jìn)行，氣體攜帶飽和水和一小部分游離水進(jìn)入采氣管道。冬季氣溫下降，液體析出量增大，超出氣體的攜液能力后，部分液體滯留在管道低洼處，形成管道積液，致使管道過流面積減小，造成管壓波動(dòng)，最終影響單井產(chǎn)能的釋放。

目前，沁南煤層氣田管道積液?jiǎn)栴}已經(jīng)成為制約其管網(wǎng)效率提升的主要因素。

1 管道積液研究現(xiàn)狀

1.1 國(guó)內(nèi)外管道積液研究的4個(gè)主要方面

1）積液的影響因素。主要是通過氣體狀態(tài)方程、傳熱方程，模擬不同工況下的流體相態(tài)，從而得出影響積液量的敏感因素。

2）管道流體狀態(tài)數(shù)值模擬。使用流體狀態(tài)、壓力、氣體攜液率等指標(biāo)和回歸經(jīng)驗(yàn)公式，建立相應(yīng)的模型，模擬介質(zhì)在管道中的流動(dòng)過程，分析影響氣體攜液能力的管道路由、流速、管徑、壓力等因素，計(jì)算氣體的持液率，得到管道中形成積液的理論條件。

3）積液的檢測(cè)方法。常用的檢測(cè)方法有開關(guān)閥門法、熒光法、射線衰減法、接觸探針法、微波吸收法和層析成像法等［4］。

4）積液的治理手段。從預(yù)防積液方法到排放積液途徑以及清管放水周期的確定等，天然氣田集輸領(lǐng)域已有全面詳盡的治理方法［5］。

1.2 低壓集輸系統(tǒng)研究困境

上述相關(guān)理論研究成果較為豐富，但其主要是針對(duì)高壓天然氣管道內(nèi)積液的，對(duì)于煤層氣低壓集輸系統(tǒng)及復(fù)雜地形管道的積液?jiǎn)栴}，仍然存在研究困境。

1）參數(shù)取值難。理論數(shù)值模擬求解所涉及的參數(shù)多，數(shù)據(jù)要求高，計(jì)算復(fù)雜，而且對(duì)管道積液的分析大多限于理論研究。地形起伏大造成管道路由復(fù)雜，容易在不同的位置產(chǎn)生積液，流速、氣水飽和度等工況參數(shù)不穩(wěn)定，難以實(shí)現(xiàn)準(zhǔn)確模擬。

2）物理檢測(cè)法成本高。直接測(cè)量的方法工作量大，而且煤層氣儲(chǔ)層對(duì)排采連續(xù)性要求較高，開關(guān)閥門等檢測(cè)方法并不適用。

鑒于山區(qū)煤層氣集輸管道地形起伏大、起點(diǎn)壓力低、涉及指標(biāo)數(shù)據(jù)類型多樣、理論計(jì)算難以確定積液位置等，中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司在山區(qū)煤層氣開發(fā)實(shí)踐中總結(jié)出了一套基于數(shù)據(jù)挖掘的管道積液分析方法。

2 管道形成積液的影響因素

煤層氣管道中影響積液形成的因素較為復(fù)雜，主要有3個(gè)方面：

2.1 管內(nèi)工況條件

煤層氣中水分含量較少時(shí)，水分以氣體的形式存在。由天然氣氣體狀態(tài)方程可知：只有溫度和壓力達(dá)到一定值時(shí)，氣體中析出的水才能在相應(yīng)的位置形成積液。

2.1.1 壓力

氣體壓力受到多重因素影響。管道中氣體壓力降主要分為3種：消耗于摩阻的壓力降、氣體上升克服高差的壓力降和流速增大引起的壓力降。

2.1.2 溫度

溫度是形成積液的關(guān)鍵指標(biāo)。管道內(nèi)流體的溫度變化取決于氣體運(yùn)動(dòng)的物理?xiàng)l件和氣體與管壁的熱交換。單位長(zhǎng)度管道內(nèi)，氣體的能量變化包括環(huán)境散熱量、氣體和管壁之間的摩擦散熱、氣體流速變化引起的能量變化、高差變化引起的溫度變化等。管道里程、管徑和壁厚，及環(huán)境溫度等，都對(duì)積液的形成產(chǎn)生影響。

2.1.3 攜液能力

管道內(nèi)積液的位置受到壓力、溫度和流速等多種因素的影響。通常，流動(dòng)氣體對(duì)液體有一定的攜帶能力，用攜液率表示，其定義為液相過流面積與總過流面積之比［6］。

2.2 影響流型的因素

煤層氣管道集輸屬于濕氣集輸，管道內(nèi)必然會(huì)出現(xiàn)氣液兩相流動(dòng)，混合流體在管內(nèi)所處的形態(tài)直接影響著積液量的變化。

2.2.1 摩阻系數(shù)

影響流型變化的物性主要是流體黏度，在管道路由上傾或下傾時(shí)，表現(xiàn)尤為顯著。管道的粗糙程度和管徑對(duì)摩阻系數(shù)影響較大。

2.2.2 流動(dòng)速度

在大量實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上得出的 Mandhane水平管流型圖表明，兩相流體的流型隨著流速改變而發(fā)生變化［7］。

為了探究不同榨油方式在不同儲(chǔ)存環(huán)境下油脂的脂肪酸含量的變化，進(jìn)行了GC-MS的分析，脂肪酸GC-MS圖譜見圖4，脂肪酸組成見表1，表中δ代表3次測(cè)試的誤差。由圖4和表1可知，內(nèi)蒙古漢麻種植基地提供的冷榨油與熱榨油脂肪酸組成大體相同，脂肪酸種類與脂肪酸含量與何錦風(fēng)等[1]測(cè)試結(jié)果相符，冷榨油和熱榨油飽和脂肪酸含量分別為12.29%和11.66%，不飽和脂肪酸含量分別為87.65%和87.27%，脂肪酸與標(biāo)準(zhǔn)圖譜的配比度均在90%以上。

2.2.3 管道傾角

流體的流型受管道傾角影響很大，判斷流型時(shí)需要考慮管道走向。地形起伏變化直接影響敷設(shè)管道的長(zhǎng)度、高差和管道走向的復(fù)雜度等，因而，分析時(shí)需要引入管道高程數(shù)據(jù)。

2.3 積液清理周期

清管作業(yè)可以清理滯留于管道中的積液、水化物以及煤粉。通過合理的清管周期設(shè)定，可以維持較低的管道積液量。管道排液裝置對(duì)于提升采氣管道輸氣效率具有重要作用。

3 集氣管道積液分析

3.1 分析模型

針對(duì)上述積液影響因素，可以通過獲取詳盡的集氣管道走向和高程數(shù)據(jù)、齊全的管道進(jìn)出口測(cè)試參數(shù)，建立分析模型（見圖1）。技術(shù)人員可以根據(jù)分析模型，對(duì)介質(zhì)相態(tài)、持液率、沿程壓降依次進(jìn)行計(jì)算篩查，再通過清管作業(yè)獲取的清管器的運(yùn)行速度、管道壓力變化、清管前后對(duì)比數(shù)據(jù)等，對(duì)指標(biāo)進(jìn)行校驗(yàn)。

下文通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)例論述分析模型的應(yīng)用性。

圖1 集氣管道內(nèi)積液分析流程

3.2 輸氣效率計(jì)算

雖然沁南煤層氣田現(xiàn)有集輸管道屬于低效率輸送，但是其管輸效率仍然可以作為衡量管道積液的一個(gè)參考指標(biāo)（如規(guī)定為90%）。根據(jù)SY/T 5922—2012《天然氣管道運(yùn)行規(guī)范》中的規(guī)定：當(dāng)管道輸送效率低于95%時(shí)，宜實(shí)施清管作業(yè)。計(jì)算公式：

式（1）中：gη——管道輸送效率，%；Q實(shí)——工況下管道實(shí)際輸送氣量，m3/d；Q計(jì)——同一運(yùn)行工況下管道計(jì)算輸送氣量，m3/d。

根據(jù) GB 50350—2005《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》，使用威莫斯公式計(jì)算Q計(jì)。

式（2）中：Q——標(biāo)況下的管道體積流量，m3/d；D——管道內(nèi)徑，cm；PQ——管道計(jì)算段起點(diǎn)壓力，MPa；PZ——管道計(jì)算段末點(diǎn)壓力，MPa；Z——天然氣在管輸條件下的壓縮因子；gρ——?dú)怏w的相對(duì)密度，一般取0.6；Ta——?dú)怏w的絕對(duì)溫度，K；L——管道計(jì)算段的長(zhǎng)度，km。

利用公式（2），對(duì)沁南煤層氣田的9條主要集氣干線（即樊1集氣站～樊9集氣站間的9條管道，以下簡(jiǎn)稱樊 1～樊 9）進(jìn)行Q計(jì)的計(jì)算，結(jié)果帶入公式（1）中，得到gη的不同數(shù)值，對(duì)比結(jié)果如圖2所示。

圖2 主要集氣管道輸氣效率對(duì)比

由圖2可以知道，多數(shù)管道的管輸效率維持在約90%，但是樊3-樊1、樊5-樊1、樊1-處理中心3條管道的平均管輸效率較低，需要對(duì)其管內(nèi)積液進(jìn)行清理。

實(shí)際生產(chǎn)中，樊3集氣站和樊5集氣站管道的相對(duì)位置和氣體傳輸方向如圖3所示。

圖3 管道連接及氣體傳輸示意

為了解決目前樊3集氣站和樊5集氣站管道積水嚴(yán)重、清管作業(yè)頻繁的問題，擬在積液較多處加裝自動(dòng)排水裝置。加裝排水設(shè)施最重要的問題是如何判定加裝位置。日常工作是先進(jìn)行樊3-樊1管道的清管作業(yè)，樊3-樊1管道積液進(jìn)入樊5-處理中心管道，隨后進(jìn)行樊5-處理中心管道的作業(yè)，積液在處理中心進(jìn)行排放。為整體延長(zhǎng)清管周期，擬先在樊3-樊1管道某處加裝排水設(shè)施。采用分析模型確定排水設(shè)備的合理加裝位置。

3.3 積液位置綜合判斷

首先，計(jì)算樊3-樊1管道的溫降過程，得到水露點(diǎn)位置；其次，結(jié)合管道高程數(shù)據(jù)，估算積液點(diǎn)位置；最后，通過清管作業(yè)數(shù)據(jù)進(jìn)行校驗(yàn)，確定實(shí)際最佳排液位置。

3.3.1 沿程溫降計(jì)算

采用蘇霍夫公式［8］對(duì)輸氣管道的溫降進(jìn)行計(jì)算：

式（3）中：T——管道溫度，℃；T0——管道周圍介質(zhì)的溫度，℃；TQ——計(jì)算段起點(diǎn)煤層氣溫度，℃；e——自然對(duì)數(shù)函數(shù)的底數(shù)，≈2.718；x——計(jì)算段任意一點(diǎn)至起點(diǎn)的距離，m；Di——管道計(jì)算段平均節(jié)流效應(yīng)系數(shù)，℃/Pa；L——管道計(jì)算段長(zhǎng)度，其中，K——總傳熱系數(shù)，W/（m2·℃）；M——質(zhì)量流量，kg/s；cp——?dú)怏w的定壓比熱，J/（kg·℃）。

根據(jù)公式（3），計(jì)算沿程溫降。設(shè)置冬季工況數(shù)據(jù)，其中，埋地管道周圍環(huán)境溫度為5 ℃、管道出站溫度38 ℃，計(jì)算結(jié)果如圖4所示。

經(jīng)測(cè)量，該管道煤層氣的水露點(diǎn)為23.3 ℃。集氣支干線中的氣體出站后溫度下降至水露點(diǎn)時(shí)，開始有小露滴析出，并逐漸在管道內(nèi)凝結(jié)。隨著氣體溫度的持續(xù)下降，析出水量逐漸增大。由圖4可以知道，管道距離樊3集氣站100 m處，介質(zhì)溫度降至17 ℃；距離樊3集氣站400 m處，介質(zhì)溫度達(dá)到環(huán)境溫度，其后溫度不再下降，因而，管道前段是主要的液體析出區(qū)域。

圖4 樊3-樊1管道沿程溫降模擬

3.3.2 相態(tài)分析

由于管道始端開始析出液體，所以管道全程都可能分布液體，需對(duì)整條管道的持液率進(jìn)行計(jì)算，但管段所處的地形起伏較大，管道路由及工況變化較復(fù)雜，理論的壓降模型以及模擬的沿程氣體持液率的結(jié)果準(zhǔn)確性較差，因而很難用于指導(dǎo)生產(chǎn)實(shí)踐。

3.3.3 管道積液點(diǎn)推斷

積液形成主要受氣體流速和壓力的影響。上坡時(shí)，管道的速度損失最為明顯，且壓力迅速升高，是管道最易形成積液的地方。利用三維地理信息系統(tǒng)，分析樊3-樊1管道高程，如圖5所示。由圖5可以得知，管道沿程存在4個(gè)坡度較大的低點(diǎn)，分別為桃灣街、南峪溝、李家山和張幕后，這4處均為積液易匯集的位置。

圖5 樊3-樊1管道積液點(diǎn)推斷

3.4 數(shù)據(jù)校驗(yàn)

3.4.1 壓力對(duì)應(yīng)點(diǎn)分析

以2013年樊3-樊1管道某次清管作業(yè)數(shù)據(jù)為例，通過容積法，計(jì)算清管器的速度和運(yùn)行距離。計(jì)算公式：

式（4）中：L1——運(yùn)行距離，m；Pb——基準(zhǔn)壓力，0.1 MPa；TV——平均溫度，K；Qb——進(jìn)氣量，m3；Tb——基準(zhǔn)溫度，293 K；PV——平均壓力，MPa；eL——漏失系數(shù)。

結(jié)合樊3-樊1管道清管作業(yè)壓力監(jiān)測(cè)記錄（見圖6），確定各壓力點(diǎn)與管道的對(duì)應(yīng)位置。由此確定，圖6中A點(diǎn)為桃灣街上坡處、B點(diǎn)為南峪溝上坡處、C點(diǎn)為李家山上坡處、D點(diǎn)為張幕后上坡處。

3.4.2 積液量計(jì)算

上坡時(shí)，清管器的受力分析如圖7所示。圖中，F(xiàn)——對(duì)清管器的推進(jìn)力，由外輸壓力算出，N；f——管壁摩擦力，N；N——支撐力，N；G1——清管器所受重力，N；G2——積液所受重力，N。

圖6 樊3-樊1管道清管作業(yè)壓力監(jiān)測(cè)

圖7 清管器上坡受力分析

通過各點(diǎn)監(jiān)測(cè)到的壓力增量和上坡角度，反算清管器與前段積液的質(zhì)量之和，再減去清管器質(zhì)量，即可得到各個(gè)點(diǎn)的積液量。

通過上述計(jì)算得知，南峪溝上坡處（圖6中B點(diǎn)）形成積液量最大。由此判斷，在該處加裝排水設(shè)備，預(yù)測(cè)效果最為明顯。

3.5 效果分析

通過在南峪溝坡底安裝自動(dòng)輸水閥，有效地降低了樊3-樊1管道的壓差，提高了輸氣效率，延長(zhǎng)了清管作業(yè)周期。措施前后數(shù)據(jù)對(duì)比如表1所示。

表1 措施前后指標(biāo)對(duì)比

4 結(jié)束語

在復(fù)雜地勢(shì)的煤層氣田，輸氣管道積液受控因素多，管道積液類型復(fù)雜，數(shù)據(jù)耦合性強(qiáng)，理論模型適用性不強(qiáng)。本文利用多角度數(shù)據(jù)分析，針對(duì)集氣管道，建立從分析優(yōu)化到實(shí)施評(píng)價(jià)的積液分析模型，該模型可以有效地幫助技術(shù)人員解決管道內(nèi)積液位置的判斷問題，為積液排放裝置的安裝提供依據(jù)，為煤層氣管道優(yōu)化與維護(hù)管理提供策略支持。