含硫天然气管道积液预测及排液工艺对策.doc

含硫天然气管道积液预测及排液工艺方案 邓思哲1，邓越2，马文礼 1 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室； 摘 要：3，管线压力损失下降为0.58MPa，降幅52.5%。该成果对提高管输效率、降低管输能耗具有重要意义。 关键词： 前言 建南气田南北联网原料气管线负责南集站至北集站原料气的输送，沿途J10井、JP12侧1井、J35-2井、XD3井、XD2井等5口井的气直接汇入管线，管线沿线地势起伏见图1。管线规格为φ219mm×6.4mm，全长24.6km，并在南、北集站内安装有发球和收球装置；管线设计压力6.3MPa，日输气量在15～30×104m3，起点压力2.35～3.50MPa，末点压力2.2～2.3MPa。经统计，原料气管线起点运行压力逐年上升（2015年最高达3.48MPa），管输压力损失逐渐增大（2015年最高达1.23MPa）。经计算，该管线输气量为25×104m3/d的理论压力损失为0.15MPa，实际压力损失达远远高于理论压损，如表1所示。 图1 南北联网原料气管线高程示意图 表1 南北联网原料气管线运行数据统计 　 年度 输送参数 2012年 2013年 2014年 2015年 输气量（104m3/d） 22.09 23.24 25.7 25.59 起点压力（MPa） 2.54 2.96 2.90 3.10 终点压力（MPa） 2.17 2.24 2.23 2.24 压力损失（MPa） 0.37 0.72 0.67 0.86 1 管道积液的来源 南高点片区共有气井18口，除建志1井外，其余气井所产天然气均汇入原料气管线，且绝大部分气井均产水，其中J68侧1井产水量最高，平均11m3/d，其余气井为间歇产水，如表2所示。生产过程中,由于各单井站和南集站脱水工艺简单，气液分离效果差[1]，将饱和水和一小部分游离水带入原料气管线，受输气量变化等因素影响，进入管道的游离水和天然气凝析水在管输过程中无法完全带出，在起伏管道低洼处形成积液。 表2 原料气管线各气井产水情况统计表(产水量大于0.2m3/d) 序号 井名 平均排水周期 （d） 周期排水量 （m3) 产气量 （104m3/d） 产水量 (m3/d) 1 J68侧1井 1 9.74 0.88 9.74 2 J27侧平1井 13 2.61 1.35 0.20 3 J35-5 1 0.67 7.85 0.67 5 J43井 10 4.67 0.57 0.47 8 JP1井 8 2.92 2.63 0.37 10 JP5井 1 0.5 7.85 0.50 11 JP评7井 4 0.95 3.51 0.24 14 J10井 14 3.88 0.42 0.28 合计 14 25.06 12.47 2 积液预测 《石油气液两相管流》中对倾斜气液两相管流压力损失和持液率计算方法进行了评价，认为Beggs能够较准确地计算上坡流动的持液率，但计算的下坡持液率偏大[2-3]；Eaton的持液率相关式能够准确计算倾斜管道气液两相流动的持液率。因此选取Beggs、Eaton两种公式对管线积液量进行预测。取2015年5月12日瞬时生产数据计算，计算参数如下：南集站压力2.89MPa、温度26.4℃；土地垭压力2.8MPa；J28井场内原料气输压2.36MPa；北集站压力2.22MPa、温度21.8℃；瞬时输气量20.81×104m3；原料气中甲烷含量95.8%。 （1）Beggs计算。在当前的压力和产量下，管线内流态以间歇流和波状流为主，有9处分离流，分别在距南集站2776m、3857m、10514m、12210m、13098m、15533m、17108m、18060-18067m、23810m；距南集站6644m处为环状流；积液的位置有4处，分别在距南集站3857m、10514m、17108m、18066m处；管线内积液量为11.75m3，持液率情况见图2。 图2 Beggs计算原料气管线持液率 （2）Eaton计算。管线内流态以间歇流和波状流为主，有9处分离流，分别在距南集站2776m、3857m、10514m、12210m、13098m、15533m、17108m、18060-18067m、23810m处；积液的位置有4处，分别在距南集站3857m、10514m、17108m、18066m处；管线内积液量为11.72m3，持液率情况见图3。 图3 Eaton计算原料气管线持液率曲线 综合3种计算方式的适用条件及计算结果，认为：①南北联网原料气管线内流体流动主要存在3种流态，分别是分层波状流、间歇流和分离流；②管线中易积液的位置有11处，分别在距南集站2776m、3857m、10514m、1221