王景悦 ，梅永贵 ，屈丽彬 ，薛占新 ，窦 武 ，常志波

1.中国石油华北油田公司山西煤层气勘探开发分公司，山西晋城 048000

2.中国石油天然气集团有限公司煤层气开采先导试验基地，山西晋城 048000

3.西安长庆科技工程有限责任公司北京分公司，北京100000

不同于常规天然气，煤层气地面集输系统具有低产、低压、低渗等“三低”特点[1]。随着输送距离的增加，煤层气集输管路内输送气体的温度快速下降并接近环境温度。伴随着温度的降低，管路内有游离水析出，并聚集在管路高程起伏的低洼地段[2]。游离水的产生导致管路内部流态从单一的气相流动转为气液两相流动，输气沿程摩阻大幅度增加，管路起末点压差明显增大，管输效率明显降低[3-4]。为了保障集输系统安全、高效、平稳运行，各生产单位通常会选择一定手段对集输管路中的积液进行控制或排出[2]。

华北油田山西煤层气分公司建有集气站11座、煤层气处理中心1座、集输管路8条，其中，煤层气处理中心担负着沁南盆地各排采井采出煤层气收集、脱水、过滤、分离及增压外输的任务。

集输管路积液控制手段通常有清管作业、在管路低点安装疏水阀、起点预脱水、改变集输管网的布局或管路安装整流器等措施[5]。清管排液与集气站预脱水是目前煤层气行业普遍采用的两种排液工艺。本文以樊4站至处理中心管路为例，分别从技术可行性、经济实用性等方面，详细分析对比了清管作业与集气站预脱水两种排液工艺的优缺点，以期为煤层气田建设与生产运行过程中集输管路积液排放工艺的选择提供借鉴。

1 集输管路排液工艺概述

单井来煤层气含有饱和水，经过集气站压缩机增压后呈过饱和状态，且出口气体温度28～42℃之间，在输送过程中，随着地温逐渐降低到0～10℃，饱和水析出为凝析水，在管路穿越低洼处聚集，造成压力递减，不得不频繁清管[6]，集输管路清管周期统计如图1所示。集输管路最短的清管周期为1～2 d，平均清管周期最短的时间为3～4 d，如此频繁的清管作业，工作量大大增加。为了控制管路中的凝析水，解决输送效率问题，有以下两种处理方案。

图1 集输管路清管周期统计

（1）方案A：定期清管。集气站仅进行过滤与增压处理，无脱水净化装置，采用较为成熟的定期清管作业方式清除管路积液。目前，郑庄、樊庄区块个别集输管路输送气体中饱和水及煤粉固体颗粒含量较高，有3座站场最短清管时间仅1 d，清管作业工作量大，生产运行平稳性差，员工劳动强度高。

（2）方案B：集气站预脱水。在集气支干线的起点站设置脱水装置，控制水露点在0℃（冬）/5℃（夏），输送过程中减少游离水的形成，彻底解决管路输送效率低、压力波动、运行不平稳问题。

2 定期清管（方案A）

2.1 管路算例数据

清管作业的积液过程与排液过程的模拟与预测，需要依靠气液两相流压力、温度计算值，以及饱和含水量计算值[7-10]。利用经典理论计算公式，结合OLGA多相流模拟软件对煤层气集输管路持液量、清管作业进行核算，并对合理清管作业周期给予指导建议。

樊4站至处理中心集气干线全长10 km，管道规格D 355.6 mm×6.3 mm，穿越冲沟、道路等12处，输气量4万m3/d，起点压力为0.9 MPa，末点压力为0.8 MPa。

2.2 清管模拟

采用OLGA多相流模拟软件对樊4站至处理中心集气干线压力、高程稳态（见图2）以及出站压力波动、管道持液量瞬态（见图3）进行核算。

图2 压力、高程稳态曲线

从图2可以看出，在约8.4 km处存在一较大的高程变化，相应压力曲线出现了骤降，由0.92 MPa降低到0.76 MPa，初步判断该点处管路存在积液，节流现象导致了压力损失。

图3 出站压力波动、管路持液量瞬态曲线

从图3可以看出，从上一次清管开始，管路持液量随时间逐渐增加，在170 h左右达到最大持液量29 m3，压差逐渐由0.76 MPa升高到0.92 MPa；此后，持液量处于一种波动状态，总体保持在27～31m3之间，生产压力随着持液量的变化在0.92～0.98 MPa之间出现剧烈的波动，影响管路的平稳运行以及输送效率，必须对管路内的积液进行排除。樊4站至处理中心集气干线内的积液在管路沿线分布情况的模拟计算结果如图4所示。

图4 樊4站至处理中心集气干线积液分布示意

2.3 清管效果

清管作业排液效果较好，能有效排出集输管路沿途聚积的冷凝游离水，使管路起、末点压差恢复初始值。依据OLGA软件模拟预测，约170 h后集输管路内低点积液量达到最大值，且较为稳定。因此，理论清管周期应为7～8 d，折算全年清管作业次数为45～50次。该数据与生产现场所统计的管路年清管作业次数相一致（年均48次），软件预测模型较为精确。

3 集气站预脱水（方案B）

3.1 预脱水工艺技术

集气站预脱水输送方案中需要在集气站压缩设备增压后进行脱水，脱水的主要目标在于控制输送过程中随着温度降低凝析出的游离水，不要求将水露点控制得很低，所以控制水露点与地温一致（冬季0℃，夏季5℃）满足输送要求即可，可以降低脱水装置投资、运行负荷及操作费。目前国内外天然气脱水常用的方法主要有吸收法、吸附法、冷却法等，表1列出了吸收法常用脱水吸收剂对比结果。

3.2 预脱水工艺比选

国内各天然气及煤层气气田根据气质组分不同，脱水方法不同，凝析气田的天然气脱水一般采用冷却法（低温冷凝法），贫气的脱水一般采用吸收法。目前世界上天然气/煤层气脱水工艺使用最多的方法是吸收法中的三甘醇脱水[11-13]。集气站预脱水方案可以选择分子筛脱水工艺、三甘醇脱水工艺、外制冷脱水工艺。方案对比如下：

表1 常用脱水吸收剂比较

方案B1：为了控制输送管路中游离水的生成，水露点控制要求不高，可采用4A分子筛或三氧化二铝吸附法，再生气加热方式采用电加热炉加热，再生气采用原料气，由于低压脱水负荷较大，再生气用量大，约占原料气的15%，脱水前设置过滤分离器，分离煤灰杂质。

方案B2：三甘醇脱水方案，设置前置过滤分离器，分离煤灰杂质，减少溶液发泡。

方案B3：外制冷脱水方案，采用丙烷为制冷剂，负荷小，不注醇，设置前置过滤分离器，分离煤灰杂质，减少对预冷换热器的堵塞，低温分离水及煤灰。

三种脱水方案的对比见表2。

表2 脱水方案对比

3.3 外制冷脱水工艺流程

3.3.1 冷凝温度

华北油田山西煤层气分公司气体进站压力小于0.04 MPa，集气站经压缩机增压至1.1 MPa后输往煤层气处理中心，此时水露点控制在0℃（冬季）/5℃（夏季）。根据相平衡原理，对于同一组成天然气/煤层气，压力与露点温度呈正比，集输管路末点即煤层气处理中心进站压力（0.8 MPa）下的水露点变为-5.6℃（冬季）/-0.9℃（夏季）。

3.3.2 制冷剂

经调研，中石油煤层气公司保德区块保2、保3、保4站和大宁-吉县致密气区块永宁-1、永宁-2站采用的制冷剂为氟利昂R22；在长庆榆林天然气处理厂，苏里格第一、二、三、四、五、六处理厂和米脂天然气处理厂均采用了丙烷制冷工艺。本工程推荐采用丙烷制冷低温分离工艺脱水，满足水露点的要求，流程简单，投资相对低，运行费用低。

3.4 小结

樊4站至处理中心集气干线因地形起伏较大，管路持液量较大，导致压差增加0.01～0.23 MPa，频繁清管才能保证平稳运行，经过对比分析，推荐在集气站内采用外制冷的方法进行预脱水，减少管路持液量的方法，提高管路运行平稳性。

樊4站需设置3万m3/d外制冷脱水橇，露点控制值冬季为0℃，夏季为5℃，根据相平衡，至处理厂后，露点冬季为-5.6℃，夏季为-0.9℃，在管路内没有游离水生成。

4 管路排液工艺优选

方案对比见表3。

从表3可以看出，集气站预脱水（方案B）工艺虽然可以达到控制水露点合格，有效抑制管路内游离水的生成，但因其一次性投资成本高，且运行与维护成本较高，因此仍推荐采用定期清管（方案A）排液工艺，排出管路内积液。

表3 管路排液工艺方案对比

5 结论

对清管作业、集气站预脱水两种集输管路排液工艺的效果、经济性、适应性进行对比分析，得出如下结论：

（1）清管作业排液效果较好，能有效排出集输管路沿途聚积冷凝游离水，使管路起、末点压差恢复初始值。依据OLGA软件模拟预测，清管约170 h后集输管路内低点积液量达到最大值，且较为稳定。因此理论清管周期应为7～8 d，折算全年清管作业次数为45～50次。

（2）集气站预脱水工艺推荐采用外制冷的方法，需要对站内工艺进行改造，站内需设置3万m3/d外制冷脱水橇，露点控制值冬季为0℃，夏季为5℃，根据相平衡，在平均系统压力0.8 MPa下，露点冬季为-5.6℃，夏季为-0.9℃，在管路内没有游离水生成。

（3）集气站预脱水工艺可以达到控制水露点合格，有效抑制管路内游离水的生成，从而彻底扭转频繁清管作业的局面，但因其一次性投资成本较高，且运行与维护成本较高，因此仍推荐采用定期清管（方案A）排液，排出管路内积液。