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，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）

在氣田生產中，當地面采氣管線被積液或水合物堵塞，將直接影響氣井正常生產。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。生產數據統計表明，研究區全年71 口氣井出現地面管線堵塞，占生產井數的41.52 %，累計影響氣量1 009×104m3，其中80.3 %的管線堵塞氣井發生是在10 月下旬至翌年4 月，影響了氣井冬季正常生產。本文通過跟蹤典型井生產動態，對研究區冬季地面管線堵塞的一般規律及原因進行了分析和認識，并提出了預防對策，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）冬季易產生天然氣水合物導致管線堵塞。

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，管線中易出現凝析水，因此采氣管線中常呈氣、液兩相流動。當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[1]。

1.1.2 水合物堵塞 當地面管線中有一定液體或過飽和狀態水汽存在，在低溫高壓等相應條件下，會產生天然氣水合物，造成管線凍堵，冬季是發生管線凍堵的高發期，嚴重影響著天然氣的正常生產[2]。

1.2 影響堵塞的生產因素

地面管線堵塞的核心問題是管線中是否存在積液，結合生產實際，對影響管線積液的生產因素進行了分析。

1.2.1 氣井日產氣量 對全年發生地面管線堵塞氣井日產氣量進行統計，發現地面管線堵塞氣井日產氣量主要集中在1×104m3到4×104m3，占管線堵塞氣井總數的64.79 %（見表1），生產實踐表明研究區氣井日產氣量在1～3×104m3時管線最易出現積液，進而導致地面管線堵塞。

表1 研究區地面管線堵塞氣井正常生產時氣量統計表

1.2.2 溫度影響 研究區采用井口不加熱、不節流，高壓集氣、集中注甲醇的集氣工藝，井口天然氣未經任何處理，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 ℃，進站溫度4.7～16 ℃，平均7.98 ℃。較低的溫度是使管線中產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。

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

表2 研究區全年地面管線堵塞氣井進站溫度統計表

1.2.3 氣井類型影響 結合氣井動、靜態資料，對研究區氣井分類，分類標準（見表3）。統計表明，Ⅱ類氣井地面管線堵塞井數占總井數的67.61 %，影響氣量占總影響氣量93.89 %（見表4），分析原因，根據既定氣井分類標準，研究區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類氣井單井日產氣量主要分布在2×104m3～5×104m3，平均日產氣量3.3×104m3。生產實踐表明Ⅱ類氣井地面管線最易產生積液，易導致地面管線堵塞。

表3 研究區氣井分類標準表

表4 研究區地面管線全年堵井情況簡表

2 地面管線井堵判斷方法

研究區地面管線堵塞介質主要分為液堵和天然氣水合物堵，不同類型介質堵塞地面管線具有明顯的動態特征。通過對氣井油壓、套壓、氣量等生產動態數據監測，能夠及時預測、發現氣井地面管線堵塞。

2.1 液堵介質為主要類型特征

當堵塞介質為積液時，主要有以下特征：氣井產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，始終有天然氣生產進入集氣站，進站壓力小于油壓。

舉例分析，以Y44-18 井為例（見圖1）。該井以日產氣量4×104m3生產時，油、套壓在14.5 MPa 左右，當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動態特征

當堵塞介質主要為水合物時，主要有以下特征：水合物的形成是快速的，能夠將地面管線完全堵塞，進站氣量會很快變為0，進站壓力遠小于油壓，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4～8×104m3/d，目前油、套壓分別為12.28 MPa、12.36 MPa，歷年生產曲線（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：氣井生產正常 該井正常生產油、套壓差0.71 MPa～0.73 MPa，日產氣量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情況示意圖

圖3 Y29-0 井地面管線堵塞動態變化曲線

2.2.2 第二階段：油、套壓瞬間降低 日產氣量保持11 萬立方米，井底瞬間產液，油、套壓快速下降，在45 min內，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，認為油壓下降較大，產液積聚油管井底，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，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，表明氣井瞬間產液與氣井生產氣量沒有達到平衡狀態，產出氣量攜液量波動較大，日產氣量基本保持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 內波動有所減弱，基本保持平穩略微下降，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防措施

3.1 注意地面氣井的動態變化特征

通過以上對地面管線堵塞前動態分析，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、氣量等生產動態數據均有明顯波動變化，主要總結為以下三方面。

（1）油、套壓短時間內明顯同時下降，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 地面管線堵塞預防措施

單井動態生產數據異常時，就應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生的概率，主要措施有：

（1）當單井油、套壓差開始增大，油壓明顯波動，氣井產液明顯時，提高站外向天然氣的注醇量，防止管線中的積液產生水合物，堵塞管線；（2）將針閥適當開大，增大產氣量，促使單井井口來氣能最大限度將其產液帶出地面采氣管線；（3）當產氣量攜液能力不夠時，合理關井，適當恢復地層能量，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

當地面管線發生堵塞后，要及時盡快解堵，降低對生產的影響。針對研究區天然氣生產工藝，當單井地面管線發生堵塞時，將該井的站內流程改至走計量分離器流程，關閉計量分離器后路，通過計量分離器進口處的放空閥對地面管線進行放空（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，從而實現恢復管道通暢的目的。在放空的過程中，需密切注意油壓、泵壓、進站壓力。

圖4 恢復堵塞地面管線生產示意圖

5 結論

（1）地面采氣關系堵塞是有一個過程的，通過氣井生產的動態數據，可以一定程度進行預測。

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

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

（4）加強氣井動態監測，及時發現并采取相應措施，能有效降低地面管線堵塞頻次。

［1］ 周良勝.復雜地表條件下天然氣集輸管線積液規律研究［D］.中國石油大學，2009.

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

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