煤层气低压管网冬季生产影响因素分析及治理对策研究

关济朋 高 宇 田 江 罗睿昌 齐守金 赵登刚

(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. 中国石油华北油田煤层气事业部对外合作项目经理部，山西 048000)

1 煤层气低压管网冬季运行现状

华北油田山西煤层气主要采用“多井低压集气、单井简易计量、多井单管串接、集中增压、集中脱水处理和外输”的集输工艺，采用“井场—采集气管网—集气增压站—中央处理厂—外输销售”的集输工艺流程(图1)。由于沁水盆地地处山区，单井分布较分散，管线距离长且起伏较大，在冬季气温较低时，管线低洼处、气流通过阀门、三通等可能产生节流效应的地方就会形成气水混合物。气水混合物一旦形成后，流通面积减小，产生节流效应，以致堵塞采气管线，影响管网运行效率。通过现场研究，气温与煤层气产气量呈相关关系，当气温降低时，煤层气产气量降低，反之随着气温升高产气量上升(图2)。

图1 煤层气集输工艺流程图

图2 煤层气产气量与温度关系曲线

2 冬季影响低压管网生产的不利因素

煤层气单井采气工艺普遍为常温湿气输送，随着压力、温度、流态的变化，管网中会凝析出水并逐渐积聚，在管线低洼处、阀门等地方产生节流效应，随着温度的降低易发生水合物结冰堵塞，从而影响采气管线的正常运行和煤层气井产能的正常发挥，煤层气产量下降。综合分析冬季影响低压管网生产的不利因素主要有生产压差变小、温度低、工艺技术不完善和现场管理不到位四个方面。

2.1 生产压差越小管网中凝析水越多

井筒中产出的煤层气是饱和气，举升至井口以后由于管压与套压不同形成生产压差(即井口节流)，井口温度恒定，随着压力降低饱和气变为不饱和气。当管线压力恒定时，随着温度降低，煤层气中未饱和气逐渐变为饱和气，温度进一步降低，饱和气中析出液态水。分析沁水盆地郑庄区块的生产压差变化得出，生产压差逐年降低(图3)，管网中析出的液态水增加，后期生产过程中表现为扫线放水频繁。

图3 生产压差逐年降低趋势图

2.2 温度越低管网中凝析出水越多

根据工程热力学中水的相态图，当管线压力恒定时，随着温度的降低，煤层气中未饱和气逐渐变为饱和气，温度进一步降低，饱和气中析出液态水(图4)。温度越低管网中凝析的液态水越多，是冬季影响大的主要因素。

图4 管网中相态随温度的变化图

2.3 工艺技术不完善导致管网积液

2.3.1 单井计量阀组“U型”管处无保温导致积水

井口和计量阀组地面以上部分是有保温，管压和套压表之间入地部分没有保温，受冬季温度降低的影响存在积液(图5)。

图5 单井工艺流程图

2.3.2 单井产气携液能力差导致管线低洼处积液

由于前期施工及地形起伏等因素，加之部分单井产液量大，气量较小，动力不足，携液能力差，在管线低洼处大量积液，减小了气流流通面积，造成节流，致使上游管线压力持续升高(图6)。煤层气输气管线输送过程中若无良好的保温措施，部分管线掩埋深度不够，处于冻土层以上，温度下降速度较快进而发生管线冻。

图6 管线积水示意图

2.3.3 单井电伴热保温效果差导致井口积液

由于单井伴热保温一直使用恒功率类型的电缆，存在长时间通电，节点老化,局部电缆不发热的情况，从而导致保温效果下降。单井计量管线保温效果不好，流量计前后有水或结冰，导致单井产气呈现晚上气量低白天气量高生产现象，见图7。

图7 ZX4-245井生产变化曲线图

2.3.4 凝液缸不合适导致管网积液

煤层气采气管线输送介质为湿气，在寒冷的外部条件下容易在管线内凝析出液，由于大多数采气支线为小直径的聚乙烯材料(PE管)，且采用多阀组串接方式，无法采用通球的方式进行排除凝析液，为了提高管网输送效率，在采气管线上安装凝液缸，定期人工放水，该方法排液简单、实用、操作性强。

但是由于产建时经验不足，凝液缸位置选取不合适、施工质量不满足要求等原因，虽然凝液缸安装数量较多，但实际排液效果不明显，大部分凝液缸无法排液，致使部分管线管压持续偏高，只能通过单井扫线排液降低管压，可操作性差。经分析，凝液缸排不出液有以下四方面原因：

(1)排水降压初期，单井未产气，管线内无水；

(2)高套压，高产气单井，气体携液能力强，水被携带至较远处；

(3)单井产气量少，气体携液能力差；

(4)凝液缸位置安装不合适。

造成凝液缸排不出液，管压异常偏高主要原因是初始安装位置不合适，后期需要通过调整凝液缸位置，将管线中的水排出。

2.4 现场管理不到位导致管网积液

冬季除做好保温之外，解决管网积水最有效办法就是单井的扫线和凝液缸的放水，这需要人工摸索扫线的周期和严格执行相应的扫线放水方法。对单井的扫线放水周期摸索不清，扫线放水不及时造成，或者操作方法不正确都会造成管网内积水无法顺利排出，从而导致管压套压升高。如PX1-1井，每年10月至次年4月因放水不及时导致管压、套压升高，气量波动较大(图8)。

图8 PX1-1井放水不及时导致管压升气量降

3 冬季低压管网生产不利因素的治理措施

气井冬季低压管网生产不利因素的治理措施是针对管网积液形成的气量、压力、温度、流体介质状态、节流点等因素而采取的杜绝或减少各因素达到积液条件的措施。

3.1 井口及工艺管线的保温

井口采气树及地面工艺管线保温，确保了井口产出的煤层气经采气树、生产阀门、角阀、流量计等地面设备，输送至地下采气管线后热量损失最低。根据井口煤层气温度测量数据，将做过保温的与未做保温的井口温度损失情况作了对比(图9)，可以看出未做保温的气井煤层气温度下降比较明显，保温完好的气井煤层气温度下降比较平缓。因此，为避免或者减缓井口产出的煤层气降温导致凝析出液，首先要把井口及工艺管线做好保温。

图9 井口温度下降曲线

3.2 管线的敷设

管线初期铺设时高低起伏，易造成管线低洼处大量积液，从而减小了气流的流通面积，造成节流现象，致使上游管线压力持续升高，因此应在前期施工过程中加强监督，尽量铺设平缓。管线的埋深要满足1m以上的标准。埋深不足，在冻土层之内(0.6m)，会促进管线凝析出液，也会使凝析出的液体发生冻堵。因此，管线敷设要尽量平直、深。

3.3 凝液缸安装的优化

参照凝液缸改造经验，结合管网实际，总结出以下三种适宜安装凝液缸的位置(图10)。

(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。

①凝液缸位于最低点②凝液缸位于爬坡处③ 凝液缸位于阀组进口处图10 凝液缸安装位置示意图

3.4 选择合适的化学抑制剂

经试验对比，浓度为70%的甲醇抑制剂对于水合物形成的抑制能力较强，适用于低温下操作，控制用量后能够有效抑制水合物形成，乙二醇和二甘醇作为抑制剂需要在较高的温度下进行操作，但与甲醇相比，二者经济性较好，也不易出现腐蚀管线的现象，所以在实际方案设计中对抑制剂的选用，应当综合考虑应用效果以及经济性等因素，针对特定管段选择特定的抑制剂(表1)。

表1 化学抑制剂(甲醇、乙二醇和三甘醇)优缺点比较

3.5 摸索扫线放水周期

根据历年扫线放水台账及相关经验，摸索扫线放水周期。首先对频繁扫线出水的采气管线冬季应进行加密扫线放水，产气量小、管套持平和采气管线起伏较大的气井，除做好保温外也应适当增加扫线放水频次，大幅降温前适当增加注醇频次和注入量，而针对扫线无水或水量较少的采气管线，可适当减少扫线放水频次。

4 结论

煤层气低压管网冬季运行效率低是是由于多方面的因素造成的，它与井口未保温造成的煤层气入地前温度过低、管线的起伏造成的积液、管线埋深不够造成的温度过低、各种原因造成的节流、凝液缸位置不合适、扫线放水周期的不合理均有密切的联系。提高煤层气低压管网冬季运行效率应根据具体情况具体安排，根据气井产能情况、历年扫线放水情况、地形状况及采气管线串接方式等对具体治理措施进行合理选择。

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