摘 要：沁水盆地煤层气田郑村区块2010年建成投产，采用的是同步建设的开发模式，因气井产量受构造、含气量、压裂及排采工艺等因素的影响，存在着单井产量差异大，区域产能不均，煤层气井井口压力低，产量对管网压力敏感等问题。为此，首先优选适合煤层气集输系统的水力计算方法，利用TGnet软件对郑村区块集输管网系统进行建模(状态方程选用BWRS方程，流动方程选用Colebrook White方程)，通过模拟计算分析了集输系统的运行现状。针对输气量超负荷、管线变径较大导致有明显节流现象的问题，在理论分析的基础上，提出了集输管网系统优化调整措施：①集气站扩容；②集气站进口管线节流优化改造；③安装粉尘过滤器；④呆气管线安装凝水器；⑤增建复线。优化调整实施后，解决了郑村区块集输系统管压过高、管线积水、粉煤灰影响集输效率等问题，系统降压明显，管线输送能力大大提高，释放了区域煤层气产能，取得了良好的效果。
关键词：沁水盆地 煤层气田 郑村区块 集输系统 优化调整 集输效率 措施 降压 增产
Optimization and adj ustment of the CBM gas gathering and transportation system in the Zhengcun Block，Qinshui Basin
Abstract：Commereial production started in 2010 in the Zhengcun Block of the Qinshui Coalbed Methane Gas Field，where the synchronous construction development mode was adopted．However，due to many factors such as the geological structure，gas volume，fracturing，production means，single well productivity varied differently with a rather low wellhead pressure and posed an impact on the stress sensitivity of pipelines．In view of this，we first selected a proper hydraulic calculation method fit for a CBM gathering and transportation system，then adopted the simulator TGnet to build up a model in this case，for which the BWRS Equation of State and the Colebrook-White Equation of Flow were chosen．Thus，the present operating status of the gathering and transportation system in the Zhengeun was simulated and analyzed simultaneously．On this basis，finding that the partial throttle transformation was resulted from the overload of gas transmission volume or pipe diameters change，we also put forward the following countermeasures：capacity expansion of gathering stations．throttling optimization of the inlet piping of each gathering station，installation of a fly ash filter，a water condenset on each production line，and implementation of more double gathering lines to be built．Through the above optimization and adj ustment measures，the previous problems like the over high pipe pressure，pipeline effusion，low piping efficiency caused by coal ashes。etc．were solved in the Zhengcun CBM gathering and flow lines with good results achieved．
Keywords：Qinshui Basin，CBM，Zhengcun Block，gathering and transportation system，optimization and adjustment，piping efficiency，countermeasure，depressurization
沁水盆地煤层气田郑村区块(简称郑村区块，下同)2010年建成投产，采用单井—阀组—集气站集输工艺，集气半径为10km，现有单井166口，阀组11座，产气量为25×104～30×104m3／d，集气站额定输气能力为30×104m3／d[1-4]。郑村区块现有集输系统主要存在以下问题。
1)单井产量差异大，低效井不产气，高效井气量为0.8×104～1×104m3／d，有50％的井产气量超过单井设计产气量。
2)区域煤层气产气量不均，郑村区块南部产量明显高于北部。
3)单井套压差异大，井口压力低，产气量对管网压力敏感。
4)煤层气中含有饱和水，随着输送距离和温度变化会产生冷凝水，由于井口压力低，气体携液能力差，冷凝水聚集在采气管线中，使管输能力降低。
5)煤层气特有的储层条件导致煤层气中含有大量的粉煤灰，由于粉煤灰颗粒极其细微，不易分离，对压缩机、流量计稳定运行影响大，容易造成压缩机磨损速率加快，流量计计量误差较大、准确率低等问题，不仅造成集输系统运行不稳定，而且大大增加了运行成本。
6)集气站压缩机已满负荷运转，现有输气管线已超出集输管网设计输送能力，管网平均运行压力已达0.21～0.23MPa，局部管网运行压力达0.31～0.33MPa，远高于0.2MPa的设计压力，管网负荷严重不平衡，严重制约井口压力，影响单井上产。
1 集输系统优化调整思路
1)优选出适合煤层气特点的水力计算方法[5]。
2)利用优选的水力计算方法模拟分析集输系统存在的问题。
3)结合生产过程中存在的实际问题制订优化调整措施。
4)现场实施阶段。
5)理论和实际实施效果对比分析。
2 水力计算方法优选
2．1 Weymouth经验公式
按照GB 50350—20054油气集输设计规范》，目前气田集输采气和集气管道流量采取的计算公式是美国威莫斯(Weymouth)经验公式[6-7]。
式中qv为管道计算流量，m3／d；d为管道内径，cm；p1为管道起点压力(绝对压力)，MPa；p2为管道终点压力(绝对压力)，MPa；D为气体的相对密度(对空气)；Z为气体在计算管段压缩因子；T为气体的平均热力学温度，K；L为管道计算长度，km。
目前制管技术的进步已使钢管内表面的粗糙度较威莫斯经验公式提出时有较大改善，集气站的气液分离效果、气体输送过程的清管和腐蚀控制技术也有了很大的提高，这使得威莫斯公式的流量计算值常常比实际值低。因此不推荐使用威莫斯公式。
2．2 TGnet软件
TGnet软件可以模拟简单的单管输送模型，也可以模拟包括多个气源和用户、多个复杂循环管网、多台压缩机和冷却器，以及其他影响管网操作和运行参数的设备阀门等在内的大型区域性技术系统。该软件提供了“Sarem”“BWRS”“Peng”3种状态方程可供选择，同时提供了“Aga”“Colebrook”“Pan(A)”“Pan(B)”“Weymouth”5种管线沿线压降计算公式。通过分析3种状态方程下的5种管线压降计算公式在同一气质条件下的计算结果，得到适合煤层气的状态方程和气体流动方程。
2．2．1状态方程
1)Sarem方程主要用于简单流体(气体组分未知，仅输入气体相对密度、热值和CO2含量)的计算，而BWRS和Peng方程则适用于复杂流体(气体组分已知)的计算。
2)Sarem、Peng和BWRS方程有更宽的适用范围，它们甚至还可用于液态烃和气、液平衡计算。它们常常是模拟计算使用的公式。
3)从复杂性方面来说，BWRS方程最复杂，Sarem方程最简单；从计算速度方面来说，BWRS方程最慢，Sarem方程最快。
4)从适用范围方面来说，Sarem方程适用于干气，通常应用于净化气的长输管道；BWRS方程适用于湿气，Peng-Robinson方程适用范围更宽。
因此，在煤层气的集输计算中推荐采用BWRS方程和Peng-Robinson方程。
2．2．2管道内气体流动方程
1)推荐采用Colebrook White方程，它将光滑管道规律和粗糙管道规律相结合，对宽范围的流量条件提供了优良的精度。
2)Pan(A)方程对全紊流是不真实的，不适用于设计目的，因为有效系数只能从操作数据里获得。不推荐在煤层气集输中采用该公式。
3)Pan(B)方程用于天然气、煤层气长输管道和管径大于600mm的工程设计。
4)Weymouth公式适用于全紊流的管径大于900mm的管线。
3 集输系统现状分析
利用TGnet软件对郑村区块管网进行建模计算，状态方程选用BWRS方程，流动方程选用Colebrook-White方程。
经模拟计算可知1号阀组经2号阀组、3号阀组、4号阀组、节点l、节点2、9号阀组至11号阀组管线现有输气量均已超出各段管线设计输气量，尤其从1号阀组至节点2段管线，现有输气量均已超出管线设计输气量2倍之多。11号阀组至集气站管线负荷率已达到90％，至集气站进口处由于管线变径较大，有明显节流现象。
4 集输系统优化调整措施
4．1 集气站扩容
根据产量预测，郑村区块总产气量预计可达28×104～31×104m3／d，现有3台压缩机将无法满足要求，集气站需扩建压缩机。经过对比分析，选用橇装式螺杆压缩机，其占地面积小，移动灵活方便，只需要简易基础即可。
4．2 集气站进口管线节流优化
充分利用预留管线和与其他进站管线合并来增加有效过气面积[8]，由原来l个进口增加至3个进口，彻底解决局部管网节流问题。
4．3 安装粉尘过滤器
在煤层气生产过程中，煤粉和液滴会进入集输系统内，现场研究结果表明，大于5mm的颗粒和液滴主要造成压缩机、流量计以及仪表的磨损，且颗粒粒径越大、浓度越高，磨损会越严重，而2～5mm的颗粒则主要引起颗粒沉积在压缩机叶片、阀门以及流量计等部位，严重影响压缩机的运行效率以及流量计的准确性[9]。为了解决煤粉对系统的影响，研制了新型粉煤灰过滤器，集气站安装了2套处理能力为17.5×104m3／d的粉煤灰过滤器。
4．4 采气管线安装凝水器
采气管线输送介质为湿气，容易在管线内积液，由于采气管线为聚乙烯管材，且采用多阀组串接方式，无法采用通球方式进行管网维护，为了提高管网输送效率，在采气管线上安装凝水器，定期人工放水，该方法排水简单、实用、操作性强[10-13]。
凝水器的布置原则和方法如下。
1)优化给出管线中水含量的计算公式：W＝101.325A／p+B。其中p为压力，A、B为系数。
2)根据温降曲线、压降曲线以及管线起点含饱和水情况，做出管道沿线气体含水量变化曲线。
3)确定凝水器数量的计算公式：n＝KDWT／rV。其中n为凝水器个数；AW为管道沿线凝析水量，kg／m3；T为排放周期(凝水器的排放次数不宜过于频繁，一般来说间隔应不小于7d)，h；r为水的密度，kg／m3；V为凝水器的有效容积，m3；K为考虑析水量变化和排放周期延误的备用系数。
4)在管线高差较大时，还需要充分考虑地形条件增加一些凝水器，如果确定的凝水器位置刚好处于低洼点，则宜将凝水器布置在低洼点的上坡起点处。
凝水器的设置见图1。
4．5 建复线
2号阀组—4号阀组—节点2—11号阀组建复线(图2)，管网优化前后压力预测情况见表1。
由以上计算可知，在2号阀组经3号阀组、4号阀组、节点l、节点2、9号阀组至ll号阀组新建一条采气干线作为复线，该复线建设后，管网起点1号阀组压力进行对比，压力将从0.32MPa降低至0.22MPa，终端3号站进站压力可从0.09MPa降至0.07MPa，系统运行压力不均衡状况得到大大的缓解。
5 集输系统优化调整效果
郑村区块管网压力降低的效果很明显，最远端的1号阀组压力从0.32MPa降至0.16MPa。阀组平均压力由0.23MPa降至0.14MPa，降压幅度达到39.9％。且实际降压效果优于模拟值(表2)。
优化调整后郑村区块煤层气井日产气量明显上升，平均日增产气量2．5×101 m”，集气站进站压力明显下降，由0.09MPa降至0.06～0.07MPa(图3)。
6 结论
1)随着开采时问延长，煤层气井井口压力持续降低，而低压集输系统不可能无限地降低管压来满足单井生产需要，在单井或阀组局部增压也是集输系统优化调整方向。
2)煤层气井产量成为关注焦点，而忽略了集输系统的经济性，有必要开展集输系统经济运行评价研究，明确压力等级，制订经济的运行参数。
3)煤层气集气管线内积水严重，清管作业是煤层气生产过程中去除集气管线积水的主要措施，而清管作业频繁成为生产中的弊病。研究冷凝水在管线内聚集规律，制订有效的排水方法是今后的研究方向。
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本文作者：陈洪明 梅永贵 薛占新 郭简 王景悦
作者单位：中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司
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