氣田冬季地面采氣管線堵塞分析與解決辦法

陳江萌，樊志強(qiáng)，丁 熙，陳朝兵

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安 719200）

在氣田生產(chǎn)中，當(dāng)?shù)孛娌蓺夤芫€被積液或水合物堵塞，將直接影響氣井正常生產(chǎn)。榆林氣田位于鄂爾多斯伊陜斜坡，地處陜北黃土高原和毛烏素沙漠交界處，主力生產(chǎn)層位山2 層，埋深2 772 m～2 935 m，氣層中部深度平均2 828.5 m，天然氣具CH4含量高、非烴類氣體含量低、微含或不含H2S 等特征，氣井產(chǎn)出的主要是凝析水與隙間水，氣田屬無邊底水的大型的干氣田。生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，研究區(qū)全年71 口氣井出現(xiàn)地面管線堵塞，占生產(chǎn)井?dāng)?shù)的41.52 %，累計影響氣量1 009×104m3，其中80.3 %的管線堵塞氣井發(fā)生是在10 月下旬至翌年4 月，影響了氣井冬季正常生產(chǎn)。本文通過跟蹤典型井生產(chǎn)動態(tài)，對研究區(qū)冬季地面管線堵塞的一般規(guī)律及原因進(jìn)行了分析和認(rèn)識，并提出了預(yù)防對策，最大限度減少管線堵塞頻次。

1 地面管線堵塞因素分析

1.1 堵塞介質(zhì)類型

造成榆林氣田冬季地面管線堵塞的成因主要分為兩種情況：（1）液堵，即單井集氣管線中大量液體的聚集；（2）冬季易產(chǎn)生天然氣水合物導(dǎo)致管線堵塞。

1.1.1 積液堵塞 天然氣在井下通常被水汽所飽和，而在進(jìn)入采氣管線后，由于壓力和溫度的改變，特別是冬季低溫，管線中易出現(xiàn)凝析水，因此采氣管線中常呈氣、液兩相流動。當(dāng)氣體不能及時將管線中液體帶出時，液體在管線低洼或彎頭處積聚，造成集氣管線液堵，致使氣井無法正常生產(chǎn)[1]。

1.1.2 水合物堵塞 當(dāng)?shù)孛婀芫€中有一定液體或過飽和狀態(tài)水汽存在，在低溫高壓等相應(yīng)條件下，會產(chǎn)生天然氣水合物，造成管線凍堵，冬季是發(fā)生管線凍堵的高發(fā)期，嚴(yán)重影響著天然氣的正常生產(chǎn)[2]。

1.2 影響堵塞的生產(chǎn)因素

地面管線堵塞的核心問題是管線中是否存在積液，結(jié)合生產(chǎn)實際，對影響管線積液的生產(chǎn)因素進(jìn)行了分析。

1.2.1 氣井日產(chǎn)氣量 對全年發(fā)生地面管線堵塞氣井日產(chǎn)氣量進(jìn)行統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)地面管線堵塞氣井日產(chǎn)氣量主要集中在1×104m3到4×104m3，占管線堵塞氣井總數(shù)的64.79 %（見表1），生產(chǎn)實踐表明研究區(qū)氣井日產(chǎn)氣量在1～3×104m3時管線最易出現(xiàn)積液，進(jìn)而導(dǎo)致地面管線堵塞。

表1 研究區(qū)地面管線堵塞氣井正常生產(chǎn)時氣量統(tǒng)計表

1.2.2 溫度影響 研究區(qū)采用井口不加熱、不節(jié)流，高壓集氣、集中注甲醇的集氣工藝，井口天然氣未經(jīng)任何處理，在一定的溫度和壓力條件下，極易在采氣管線中形成水合物堵塞管道，影響管道的正常運行[1]。

研究區(qū)10 月下旬至翌年4 月上旬平均氣溫-7.8～4.1 ℃，井口溫度3～34 ℃，平均13.15 ℃，進(jìn)站溫度1～7.5 ℃，平均2.5 ℃。相比較夏季井口溫度14～35 ℃，平均21.14 ℃，進(jìn)站溫度4.7～16 ℃，平均7.98 ℃。較低的溫度是使管線中產(chǎn)生較多凝析水的原因之一，即低溫也是影響地面管線堵塞的重要原因之一。

對研究區(qū)地面管線堵塞氣井進(jìn)站溫度統(tǒng)計分析（見表2），可以看出，地面管線堵塞氣井的進(jìn)站溫度主要分布在1～2.5 ℃。

表2 研究區(qū)全年地面管線堵塞氣井進(jìn)站溫度統(tǒng)計表

1.2.3 氣井類型影響 結(jié)合氣井動、靜態(tài)資料，對研究區(qū)氣井分類，分類標(biāo)準(zhǔn)（見表3）。統(tǒng)計表明，Ⅱ類氣井地面管線堵塞井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的67.61 %，影響氣量占總影響氣量93.89 %（見表4），分析原因，根據(jù)既定氣井分類標(biāo)準(zhǔn)，研究區(qū)Ⅱ類氣井地層壓力相對較高，平均單井地層壓力為16.72 MPa，Ⅰ、Ⅲ類氣井平均單井地層壓力分別為15.06 MPa、15.66 MPa，Ⅱ類氣井單井日產(chǎn)氣量主要分布在2×104m3～5×104m3，平均日產(chǎn)氣量3.3×104m3。生產(chǎn)實踐表明Ⅱ類氣井地面管線最易產(chǎn)生積液，易導(dǎo)致地面管線堵塞。

表3 研究區(qū)氣井分類標(biāo)準(zhǔn)表

表4 研究區(qū)地面管線全年堵井情況簡表

2 地面管線井堵判斷方法

研究區(qū)地面管線堵塞介質(zhì)主要分為液堵和天然氣水合物堵，不同類型介質(zhì)堵塞地面管線具有明顯的動態(tài)特征。通過對氣井油壓、套壓、氣量等生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)監(jiān)測，能夠及時預(yù)測、發(fā)現(xiàn)氣井地面管線堵塞。

2.1 液堵介質(zhì)為主要類型特征

當(dāng)堵塞介質(zhì)為積液時，主要有以下特征：氣井產(chǎn)氣量是一個逐漸降低的過程，但積液不能完全堵塞地面管線，始終有天然氣生產(chǎn)進(jìn)入集氣站，進(jìn)站壓力小于油壓。

舉例分析，以Y44-18 井為例（見圖1）。該井以日產(chǎn)氣量4×104m3生產(chǎn)時，油、套壓在14.5 MPa 左右，當(dāng)該井井底存在積液時，油、套壓開始逐漸降低，分別降低2.9 MPa 和1.1 MPa，油、套壓差逐漸增大，增大1.8 MPa，氣量逐步降低，降低0.25×104m3/d。井底積液部分帶入到地面管線，但不能夠帶出管線，造成地面管線堵塞，氣量大幅降低，但未降至0，油壓有所升高基本與套壓持平。

2.2 水合物堵塞為主時生產(chǎn)動態(tài)特征

當(dāng)堵塞介質(zhì)主要為水合物時，主要有以下特征：水合物的形成是快速的，能夠?qū)⒌孛婀芫€完全堵塞，進(jìn)站氣量會很快變?yōu)?，進(jìn)站壓力遠(yuǎn)小于油壓，與此同時，油壓略微上升。

舉例分析，以Y29-0 井為例，分析地面管線水合物堵塞過程。

Y29-0 井，配產(chǎn)4～8×104m3/d，目前油、套壓分別為12.28 MPa、12.36 MPa，歷年生產(chǎn)曲線（見圖2）。

分析Y29-0 井管線堵塞過程（見圖3），該氣井正常生產(chǎn)油、套壓差在0.71 MPa～0.73 MPa，以油、套壓差開始逐漸減小時為起始點，每5 min 取一次，做油、套壓隨時間變化散點圖，可以從圖中明顯看出，氣井堵塞是具有7 個明顯的階段。

2.2.1 第一階段：氣井生產(chǎn)正常 該井正常生產(chǎn)油、套壓差0.71 MPa～0.73 MPa，日產(chǎn)氣量11×104m3，油壓8.89 MPa～9.00 MPa，套壓9.63 MPa～9.64 MPa。

圖1 Y44-18 井地面管線堵塞過程生產(chǎn)情況示意圖

圖3 Y29-0 井地面管線堵塞動態(tài)變化曲線

2.2.2 第二階段：油、套壓瞬間降低 日產(chǎn)氣量保持11 萬立方米，井底瞬間產(chǎn)液，油、套壓快速下降，在45 min內(nèi)，油壓從9.00 MPa 下降至8.55 MPa，折算油壓壓降速率0.01 MPa/min，套壓從9.64 MPa 下降至9.57 MPa，折算套壓壓降速率0.002 MPa/min，油、套壓差從0.64 MPa 增至1.02 MPa，認(rèn)為油壓下降較大，產(chǎn)液積聚油管井底，套壓下降不明顯。

2.2.3 第三階段：油壓波動較大，套壓基本不變 在油、套壓迅速下降之后的440 min 內(nèi)，即7.3 h，油壓波動較大，波動范圍在8.61 MPa ～8.77 MPa，油、套壓差波動范圍在0.75 MPa～0.89 MPa，套壓保持平穩(wěn)，表明氣井瞬間產(chǎn)液與氣井生產(chǎn)氣量沒有達(dá)到平衡狀態(tài)，產(chǎn)出氣量攜液量波動較大，日產(chǎn)氣量基本保持11 萬立方米，略有波動。

2.2.4 第四階段：油壓小范圍波動，套壓微有下降 油壓在隨后的820 min 內(nèi)波動有所減弱，基本保持平穩(wěn)略微下降，由8.70 MPa 下降0.06 MPa 至8.64 MPa，同時套壓也緩慢下降由9.52 MPa 下降至9.42 MPa，此時油套環(huán)空中間有一定積液，此時氣量略微降低，在10.7×104m3/d 上下浮動。

2.2.5 第五階段：油壓明顯下降，套壓微有下降 油壓迅速下降，在110 min 內(nèi)由8.64 MPa 下降至8.46 MPa，下降0.16 MPa。隨后油壓短暫迅速回升，10 分鐘壓力上升至8.61 MPa，說明此時油管內(nèi)的積液有部分帶出井筒，但隨后油壓又快速下降至8.47 MPa，這段時間內(nèi)套壓也有所下降，由9.42 MPa 下降至9.36 MPa，此時套管底部也存在積液，此時氣量變化不明顯，仍在10.7×104m3/d 上下浮動。

2.2.6 第六階段：油壓波動上升，套壓基本不變 在隨后的430 min 里，油壓由8.46 MPa 升至8.64 MPa，套壓維持在9.39 MPa 基本不變，說明此時井筒積液不斷帶出到地面管線，此時氣量略微上升，在11×104m3/d 上下波動。

2.2.7 第七階段：地面管線中水合物快速形成 緊接著85 min 里，油壓由8.64 MPa 快速上升至9.81 MPa，套壓由9.4 MPa 上升至9.96 MPa，氣量迅速由11×104m3/d 降為0。地面管線水合物堵塞。

由該典型井地面堵井過程分析可以看出，首先地面管線堵塞是一個循序漸進(jìn)的過程，在這個過程中，油壓、套壓、油套壓差均有明顯變化特征；其次，井筒產(chǎn)液不斷帶入到地面管線是地面管線堵塞的必要條件；最后，水合物的形成是快速的。

3 地面采氣管線堵塞預(yù)防措施

3.1 注意地面氣井的動態(tài)變化特征

通過以上對地面管線堵塞前動態(tài)分析，氣井地面采氣管線的堵塞是一個逐步形成的過程，在這個行程過程中，油壓、套壓、氣量等生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)均有明顯波動變化，主要總結(jié)為以下三方面。

（1）油、套壓短時間內(nèi)明顯同時下降，下降0.5～1.0 MPa，甚至更大，油壓下降幅度大于套壓，說明井底有液，油、套壓差增大是地面管線堵塞的明顯征兆。

（2）油壓出現(xiàn)明顯上下波動，波動幅度在0.1 MPa～0.2 MPa，甚至更大，說明井底有液，部分帶出井筒，但是氣體攜液情況不穩(wěn)定。

（3）油、套壓均具有逐漸下降趨勢，說明井底存在一定積液，不能帶出井筒。

3.2 地面管線堵塞預(yù)防措施

單井動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)異常時，就應(yīng)及時考慮采取有效措施，能夠一定程度的減少地面管線堵塞發(fā)生的概率，主要措施有：

（1）當(dāng)單井油、套壓差開始增大，油壓明顯波動，氣井產(chǎn)液明顯時，提高站外向天然氣的注醇量，防止管線中的積液產(chǎn)生水合物，堵塞管線；（2）將針閥適當(dāng)開大，增大產(chǎn)氣量，促使單井井口來氣能最大限度將其產(chǎn)液帶出地面采氣管線；（3）當(dāng)產(chǎn)氣量攜液能力不夠時，合理關(guān)井，適當(dāng)恢復(fù)地層能量，再次開井將管線中積液帶出地面管線。

4 地面管線堵塞解決措施

當(dāng)?shù)孛婀芫€發(fā)生堵塞后，要及時盡快解堵，降低對生產(chǎn)的影響。針對研究區(qū)天然氣生產(chǎn)工藝，當(dāng)單井地面管線發(fā)生堵塞時，將該井的站內(nèi)流程改至走計量分離器流程，關(guān)閉計量分離器后路，通過計量分離器進(jìn)口處的放空閥對地面管線進(jìn)行放空（見圖4）。該放空會造成被堵塞部位的前后壓力差增大，將堵塞物從放空處帶出地面管線，從而實現(xiàn)恢復(fù)管道通暢的目的。在放空的過程中，需密切注意油壓、泵壓、進(jìn)站壓力。

圖4 恢復(fù)堵塞地面管線生產(chǎn)示意圖

5 結(jié)論

（1）地面采氣關(guān)系堵塞是有一個過程的，通過氣井生產(chǎn)的動態(tài)數(shù)據(jù)，可以一定程度進(jìn)行預(yù)測。

（2）油、套壓降低，油套壓差增大，油壓明顯波動等動態(tài)特征表征了該井地面管線可能出現(xiàn)堵塞。

（3）當(dāng)氣井可能發(fā)生地面管線堵塞時，及時采取提產(chǎn)帶液、提高注醇等措施，可以一定程度減少地面管線堵塞的發(fā)生概率。

（4）加強(qiáng)氣井動態(tài)監(jiān)測，及時發(fā)現(xiàn)并采取相應(yīng)措施，能有效降低地面管線堵塞頻次。

［1］ 周良勝.復(fù)雜地表條件下天然氣集輸管線積液規(guī)律研究［D］.中國石油大學(xué)，2009.

［2］ 趙玉，等.澀北氣田冰堵井治理措施探討［J］.中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2012，（9）：235-236.

［3］ 李士倫，等.天然氣工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000：231-232，235-237.