摘要：近年来，中国石油西南油气田公司重庆气矿为加快产能建设步伐，节省投资，采取建设高压采气管线、实现无人值守的建站方式来开发补充开发井，但管线投产初期受井下脏物较多、地形复杂、运行压力高、冬季地温低等因素影响，致使高压采气管线冬季频繁堵塞，影响了气井正常生产。为此，对该气矿高压采气管线投产以来导致管线堵塞的各种因素——地形、脏物或积液、天然气组分及工况、地温、输送压力和温度、保温材料、高压采气管线管径、流速等进行了深入、细致的分析总结，并提出了在井下适当节流、添加抑制剂、用电加热、采取保温措施及参数优化配置等防堵措施，确保了高压采气管线的正常运行。
关键词：中国石油；西南油气田公司；重庆气矿；高压；采气管线；堵塞；分析；防堵；措施
高压采气管线其压力一般超过10MPa，多数为井场装置至集气站的采气管线[1]。中国石油西南油气田公司重庆气矿(下称重庆气矿)为了有效缩短单井产能建设周期，节约投资，方便管理，在离已建单井和集气站较近的新井建设中，应用了单井采气保温的高压管线输送技术，减少了新井征地面积，减少了污水池、值班休息室等配套设施的建设，集中建设井场工艺装置，不仅有效缩短了施工工期，而且节约了大量投资，方便了生产管理。重庆气矿2004年到2008年1月投产了高压采气管线14条，分布于忠县、开县、开江、梁平、万州作业区，管线多采用憎水硅酸盐复合材料(600mm×400mm×20mm)保温，管材为20G高压锅炉用钢管。管线距离最长4.04km，最短0.3km，总长20.23km，设计压力18～32MPa不等，管径多为Ø83mm和Ø76mm，产水最多为3m3/d，天然气产量最高达28×104m3/d。H2S含量为0.016～6.2g/m3。但因管线投产初期井下脏物较多、地形复杂、运行压力高、冬季地温低等原因，管线冬季频繁堵塞，影响了气井正常生产。
1 管线堵塞情况及原因分析
1.1 管线堵塞情况
重庆气矿投产的14条高压采气管线投产初期都曾发生过堵塞。池37井到池27井的高压气举管线2006年3月底开始试举，但管线经常堵，2006年5月气温升高后气举正常；天东96井到天东90井高压气举管线2005年11月投产，投产25d管线堵16次；天东99井从2006年1月17日开井到2006年3月底，高压管线共发生12次冻堵，此后未再发生堵塞。
1.2 管线堵塞因素分析
1.2.1地形的影响
开县作业区五百梯气田地处高山地区，境内地势崎岖，地形复杂，集输管线极不平直，具有高差大、弯道多的特点。在这种地形特征的环境中，气流从井底携带的液体和管道中的凝析液在管线低洼处聚集，造成局部节流温降，为水合物的形成提供了条件。
1.2.2脏物或积液造成堵塞
由于绝大多数高压采气管道途经多处U形峡谷，部分高压气井由于井下出砂或者投产初期放喷不彻底，造成油井的脏物多，生产带出的杂质和温度降低析出的凝析水极易在U形管段聚集，或者在针形阀处形成局部堵塞，造成油井产量降低，引起井口温度降低，冬季地温较低时，就可能导致管线的冰堵。
1.2.3天然气组分及工况的影响
随着天然气组分的变化，天然气的相对密度将发生变化。对于含硫气质，当含硫量高于一定值时，天然气水合物生成温度接近于H2S水合物形成的临界温度(29℃)，根据天然气水合物形成的平衡曲线[2]可知，在相同压力下，随着天然气相对密度的增大，天然气水合物生成温度呈上升趋势。表1为气井不同工况条件下天然气水合物生成温度预测数据。
表1 气井不同工况条件下天然气水合物生成温度预测表
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井号
|
油压(MPa)
|
产气量(104m3/d)
|
井口温度(℃)
|
进站温度(℃)
|
天然气水合物形成温度(℃)
|
堵塞预测
|
实际堵塞
|
|
天东96
|
28.70
|
9.0
|
24.0
|
17.0
|
21.85
|
会
|
堵
|
|
24.00
|
16.0
|
29.0
|
22.0
|
20.48
|
不会
|
未堵
|
|
|
天东99
|
16.40
|
5.6
|
23.2
|
12.0
|
19.98
|
会
|
堵
|
|
9.80
|
|
27.0
|
27.0
|
16.00
|
不会
|
未堵
|
|
|
天东98
|
8.70
|
7.8
|
26.0
|
15.0
|
15.05
|
会
|
堵
|
|
8.40
|
7.8
|
28.0
|
15.0
|
14.77
|
不会
|
未堵
|
|
|
天东108
|
11.70
|
25.0
|
43.0
|
24.0
|
17.39
|
不会
|
未堵
|
|
13.00
|
25.0
|
43.0
|
24.0
|
18.20
|
不会
|
未堵
|
|
|
池71
|
15.90
|
15.3
|
35.3
|
29.0
|
16.51
|
不会
|
未堵
|
|
10.00
|
14.7
|
35.2
|
27.0
|
14.50
|
不会
|
未堵
|
|
|
峰17
|
10.86
|
7.5
|
29.0
|
22.5
|
18.20
|
不会
|
未堵
|
1.2.4地温的影响
图1为池37井在井口温度为40℃时，不同地温下的沿程温度分布及天然气水合物生成曲线图。从图上可以看到管线高程对管线沿线压力、温度影响非常大，而且随着管线位置变化，压力的变化引起各点的天然气水合物生成温度也发生了变化。管线进站温度最低，并不是在此处形成的天然气水合物温度最低，因此进行管线设计时要综合考虑预测天然气水合物形成温度，不能仅以终点不形成天然气水合物，就认为管线沿程都不生成天然气水合物。
1.2.5输送压力和温度的影响
由天然气水合物形成的平衡曲线可知，随着压力升高，天然气水合物生成温度也越高[5]，对于高压采气管线来说，是极为不利的。对于给定气质，在输送温度一定的情况下，压力越高，越容易发生冻堵；给定输送压力，输送起点温度越低，不发生冻堵的输送距离也就越短。
1.2.6保温材料的影响
以天东96井高压气举管线的生产参数为例，假设3种保温材料(对应A、B、C)的导热系数分别为0.5W/(m·K)、0.05W/(m·K)、0.03W/(m·K)。并假设均采用相同的保温层厚度60mm，则该采气管线沿线的温度分布如图2(a)所示。由图可知：不同材料保温效果差异较大，保温材料传热系数越小的材料，保温效果越好；随着输送距离的增加，沿程的温度变化并非呈规律性变化，而是与管线的高程变化密切相关。
对材料B分别进行保温厚度的敏感性分析，分析结果如图2(b)所示。由图可知：不同材料沿程温度变化规律基本一致，但保温材料传热系数越大，沿程温度变化越明显；随着保温层厚度的增加，保温效果越好，但当保温层厚度增加到一定值时，保温效果的增加程度不明显。
1.2.7高压采气管线管径、流速的影响
根据各管道起终点压力和管道相关参数，计算出管道内径及管流速度如表2所示。由表可知：天东99井以5.2×104m3/d、6.5×104m3/d(池37井以3.68×104m3/d，天东97X井以1.4×104m3/d)输量生产时管线实际流速较低，且低于管线最低流速要求3m/s；管流速度对于产水气井(如池37井)或井下污物较多气井(如天东99井)影响是非常大的，天东99井—天东67井管线及池37井—池27井管线投产初期及冬季堵塞频繁，与其管线流速有很大关系。综合表2计算结果及管线携液分析[3]可以得知：①在相同的输量、温度下，管径越大，所需携液的最小输气量越大；在压差相同的情况下，管径越大，流量越大，流速越高；而当流量变小时，流速减小。②管线流量小，管径大，流速低，不利于气体携液。③在管径设计计算时，应根据输量、压力、携液能力等综合考虑，优化选择。
表2 高压采气管线管径及流速分析结果表
|
管线
|
起点压力(MPa)
|
终点压力(MPa)
|
长度(km)
|
管内径(mm)
|
计算管径(mm)
|
实际流量(104m3/d)
|
计算流速(m/s)
|
实际流速(m/s)
|
|
天东99—天东90
|
28.5
24.0
|
28.10
23.60
|
1.50
|
55
|
42.6
55.9
|
9.00
16.50
|
7.31
7.79
|
4.39
8.04
|
|
天东99—天东67
|
10.9
10.9
|
10.68
10.68
|
1.85
|
58
|
50.6
55.0
|
5.20
6.50
|
2.99
3.17
|
2.28
2.85
|
|
天东98—天东1
|
9.9
|
9.63
|
1.43
|
58
|
54.4
|
7.50
|
3.74
|
3.29
|
|
天东108—天东55
|
17.8
17.8
|
16.60
16.60
|
2.46
|
61
|
65.7
63.0
|
28.00
25.00
|
9.56
9.29
|
11.09
9.91
|
|
池37—池27
|
13.5
13.5
13.5
13.5
|
12.10
12.10
13.00
13.00
|
4.04
|
43
|
35.0
42.1
42.2
47.4
|
3.68
6.00
3.68
5.00
|
4.43
4.99
3.05
3.28
|
2.93
4.78
2.93
3.99
|
|
池71—池64
|
11.3
|
10.80
|
0.70
|
55
|
55.0
|
16.10
|
7.85
|
7.85
|
|
池037-1—池37
|
20.9
|
19.80
|
1.00
|
55
|
52.0
|
25.00
|
13.63
|
12.19
|
|
峰20—峰6
|
8.7
|
7.30
|
1.70
|
55
|
41.5
|
6.80
|
5.82
|
3.31
|
|
天东97X—五科1
|
12.0
|
11.80
|
1.22
|
46
|
28.5
|
1.40
|
2.54
|
0.98
|
2 防止冻堵的措施
目前，天然气水合物的防治主要有加热(保温)、降压、加抑制剂、清管通球、脱除天然气中的水分等方法[4]。这些方法中，脱水是治本的最根本办法，而降压法可用于已经生成天然气水合物堵塞物的解堵[5]。对于高压采气管线，从无人值守角度及目前的设备承压能力、控制水平及现场条件来看，防止冻堵的措施主要有在井下适当节流、添加抑制剂[6]、用电加热、采取保温措施及参数优化配置等。针对重庆气矿高压采气管线，提出以下防堵措施：
1) 加强前期的理论研究工作，使设计管道的结构参数、保温系统参数等能满足高压气井连续正常运转的需要。
2) 加强参数优化工作：①在寒冷的季节，通过调整气井产能和提高井口温度的办法，确保管线输送温度高于天然气水合物生成温度。但是，该措施的应用将可能导致地层伤害，对提高气源井的最终采收率和延长自喷期有较大影响，建议开展高压生产的适应性分析，采用上下游配套技术研究来进行生产。②优化管径或气井产能，确保集气管线不积液，减少低洼处管线的节流。③优选保温层材料类型，优化结构参数，确保管线输送中不发生冻堵。
3) 井口添加防冻剂，降低天然气水合物生成温度，确保管线的安全运行。
4) 安装井下节流阀，适当降低输送压力，从而降低高压集气管线因沿线压降大导致的节流温降及天然气水合物生成温度。
5) 如果管线只有进站前的末端温度低于天然气水合物生成温度，则考虑在进站前的局部管线进行电加热，提高输送气体温度。
6) 根据气井产出液量的大小及地面管线的携液能力，制订合理的清管作业制度，实时清除高压集气管线的积液，防止发生局部过度节流而产生冻堵。
7) 如果产液量较大，利用第5种工艺措施作业频繁，影响生产，则考虑在低洼处设置排液阀，定期自动排液，同时配套相应的污水池、泵等配套设施，便于积液的外运处理。
8) 对于含脏物较多或者产水量非常大的井，在井口安装高压过滤器，配备自动控制装置、放空设备、排污系统及工艺转换等设施。
9) 对于新井，利用井口(预留)针形阀对井口进行放喷，以净化井底，尽量避免投产后因杂质堵塞管道、阀门、仪表等而影响正常生产，并结合目前一些高压气井解堵困难的实际情况，开展高压输送与气井生产的配套技术研究，提高气井生产的整体效益。
3 结论
通过系统收集分析高压采气管线基础资料和生产运行资料，总结了重庆气矿高压采气管线冻堵的原因，指出重庆气矿高压管线堵塞除受地形、气质及气候等客观条件的影响外，还主要受投产初期井下脏物带出井筒的影响，造成地面管线堵塞及阀门的磨蚀或堵塞；投产后期的冬季，由于气温及地温下降，造成管线周围环境温度下降，管线温降增大，管线内湿天然气出现相态变化，形成自由水及天然气水合物堵塞管道，影响气井正常生产。结合生产实际，提出了高压采气管线防止冻堵的措施，对提高高压采气的水平和确保高压采气管线的正常运行具有重要指导意义。
参考文献
[1] 苏建华，许可方，宋德琦，等.天然气矿场集输与处理[M].北京：石油工业出版社，2004.
[2] 李长俊.天然气管道输送[M].北京：石油工业出版社，2008.
[3] 刘双全，吴晓东，吴革生，等.气井井筒携液临界流速和流量的动态分布研究[J].天然气工业，2007，27(2)：104-106.
[4] 张艳玲，李明国，邓雄，等.高压采气管线堵塞原因及应对措施[J].天然气工业，2008，28(6)：114-117.
[5] 任晓，李云.秋林轻烃回收装置冰堵分析及改进措施[J].石油与天然气化工，2007，36(1)：14-17.
[6] 纪宝君.气井水合物防止技术研究与应用[J].大庆石油地质与开发，2004，23(3)：72-74.
(本文作者：邓雄1 梁政1 张艳玲2 文绍牧2 邵天祥2 1.西南石油大学；2.中国石油西南油气田公司重庆气矿)
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