普光氣田地面集輸系統(tǒng)堵塞成因及措施

后 鑫 雷金晶 趙文祥

中國石化中原油田普光分公司采氣廠，四川 達(dá)州 636150

0 前言

普光氣田天然氣中H2S 組分的平均含量為13.93%（φ），屬于高含硫氣藏。 普光氣田集輸系統(tǒng)主要工藝采用全濕氣加熱保溫混輸工藝。 井口原料天然氣進(jìn)入集氣站，經(jīng)加熱、節(jié)流、計量后外輸，采用“加熱保溫＋注緩蝕劑”工藝經(jīng)集氣支線進(jìn)入集氣干線［1］。 在氣井試采過程中，各集氣站均出現(xiàn)閥組、排液管線、儀表等處堵塞問題，經(jīng)統(tǒng)計共有17 類部位存在堵塞問題，極易造成液位、壓力顯示不準(zhǔn)或無顯示，計量裝置無法準(zhǔn)確計量，節(jié)流閥執(zhí)行機(jī)構(gòu)無法正常動作， 分酸分離器前后壓差過大等問題，嚴(yán)重影響生產(chǎn)。 因此，科學(xué)分析堵塞原因、采取有效的防堵措施是普光氣田集輸系統(tǒng)運(yùn)行管理的重要任務(wù)。

1 普光氣田地面集輸系統(tǒng)堵塞成因

1.1 堵塞物成分分析

經(jīng)現(xiàn)場取樣共取得固體堵塞物樣品4 份、水樣5 份。采用X 衍射和化學(xué)分析相結(jié)合的方法分析得出，普光氣田堵塞物的主要成分是單質(zhì)硫顆粒，其次還含有少量的（Fe）CaS、CaSiO3、CaSO4和CaCO3等鹽類垢物和有機(jī)硫。

1.2 堵塞原因分析

1.2.1 單質(zhì)硫固體顆粒

在氣藏原始壓力和溫度條件下，元素硫以物理方式溶解在天然氣中，由于儲集層環(huán)境是高溫高壓，而且硫在酸性天然氣中的溶解度很大，所以在地層條件下天然氣對單質(zhì)硫有很大的溶解度。 當(dāng)含硫天然氣藏投入開發(fā)后，隨著氣相從地層遠(yuǎn)處向井底流動的過程中，壓力、溫度不斷降低，元素硫的溶解度也就相應(yīng)降低，在生產(chǎn)開發(fā)時，井筒附近的壓力降低，當(dāng)壓力一旦降低到臨界壓力以下時，便會有大量的單質(zhì)硫析出，析出的單質(zhì)硫量達(dá)到一定值，而且當(dāng)流體水動力能量充足時，析出的單質(zhì)硫?qū)⒈粴饩黧w攜帶至地面集輸管網(wǎng)中［2-3］。

目前，普光氣田單井產(chǎn)氣量在15×104～120×104m3/d，遠(yuǎn)高于攜硫臨界流量，所以析出的大量單質(zhì)硫顆粒隨原料天然氣流動方向一起運(yùn)移，并被攜帶至地面集輸管網(wǎng)系統(tǒng)中，易造成集輸管網(wǎng)的節(jié)流裝置、計量儀表、捕霧器和管線彎頭等部件的堵塞。

1.2.2 天然氣水合物

根據(jù)普光氣田主體部位已獲氣井氣質(zhì)報告， 通過HYSYS 軟件計算出普光氣田不同壓力下天然氣水合物的形成溫度，見表1。可知普光氣田集輸系統(tǒng)天然氣水合物可能形成的溫度為23.2～27.4 ℃。

表1 不同壓力下天然氣水合物的形成溫度

以普光101 集氣站2012 年1 月平均溫度和壓力數(shù)據(jù)為例見表2，對比得出：普光氣田地面集輸系統(tǒng)主工藝流程管匯中不會形成天然氣水合物，由于主工藝流程管線采用了保溫層保溫， 并用加熱爐對輸送介質(zhì)加熱，使輸送介質(zhì)的溫度高于天然氣水合物生成溫度，而部分排液管線未覆蓋保溫層，且采取間隔排液方式，所以受外界環(huán)境溫度變化的影響大，易形成天然氣水合物。

1.2.3 設(shè)備結(jié)構(gòu)

普光氣田地面集輸系統(tǒng)中發(fā)生堵塞的部件與這些部件的自身結(jié)構(gòu)有較大的關(guān)系，如捕霧器、整流器、節(jié)流閥籠套和液位變送器取樣閥等元件對固體顆粒或流體黏度較為敏感，當(dāng)輸送介質(zhì)為含有較多固體顆粒的氣液固混合流體時，這些元件就易被固體堵塞。

1.2.4 外來流體

普光氣田地面集輸系統(tǒng)中的外來流體主要是酸化壓裂后未放噴完的殘酸，防止管線腐蝕添加的緩蝕劑和地層水等。 這些外來流體具有黏度大、流動性差、成分復(fù)雜、固體顆粒含量高、易生成鹽類垢物等特點(diǎn)，易引起地面集輸系統(tǒng)的管線、閥門和儀表等部件的堵塞。

表2 P101集氣站2012年1月平均溫度和壓力

2 普光氣田地面集輸系統(tǒng)解堵、防堵措施

2.1 加注解堵劑

2.1.1 解堵劑加注裝置

普光氣田地面集輸管網(wǎng)建設(shè)時，考慮了后期生產(chǎn)中單質(zhì)硫顆粒造成堵塞，需要加注解堵劑的問題。各集氣站均在分酸分離器后、加熱爐前，預(yù)設(shè)有解堵劑加注口。 利用預(yù)設(shè)的解堵劑加注口進(jìn)行在線加注，氣井不需停產(chǎn)［4］。

解堵劑的加注方式采用藥劑泵與加注點(diǎn)一對一間歇性加注。 在首次加注時，應(yīng)關(guān)井對集輸流程用解堵劑浸泡12～24 h，以徹底解除集輸系統(tǒng)中的堵塞。 解堵劑的后續(xù)加注量和加注周期需根據(jù)普光氣田生產(chǎn)中堵塞情況確定。 采用加注解堵劑，可有效地解決分酸分離器下游集輸管線和設(shè)備的堵塞問題，如排液管線和整流器的堵塞。 普光氣田集氣站溶硫劑加注流程見圖1。

圖1 普光氣田集氣站溶硫劑加注流程

2.1.2 解堵劑優(yōu)選

從前面的分析可以看出，造成普光氣田地面集輸管網(wǎng)系統(tǒng)堵塞的主要原因是單質(zhì)硫固體顆粒沉積堵塞。 目前國內(nèi)外解決硫沉積的方法大致可歸納為三個類型：發(fā)生化學(xué)反應(yīng)、加熱熔化及溶硫劑［5］。通過前期資料調(diào)研和現(xiàn)場實(shí)際考察，分析認(rèn)為普光氣田集輸管網(wǎng)硫沉積情況相當(dāng)嚴(yán)重， 采用物理溶劑解堵難以取得較為理想的效果，因此，解堵劑的主體溶劑應(yīng)選擇溶硫能力更強(qiáng)的化學(xué)溶劑。

為了解溶硫劑對普光氣田集輸系統(tǒng)中堵塞物的溶解性能，需對堵塞物進(jìn)行取樣，通過實(shí)驗(yàn)對溶硫劑的解堵性能進(jìn)行考查， 實(shí)驗(yàn)結(jié)果證明解堵性能最好的是DDMS 解堵劑， 是一種以DMDS 為主劑、DEA 和MDEA作為催化劑的解堵劑， 在30 ℃下， 分別在同樣重量的DMDS 主溶劑中加入不同比例的DEA 和MDEA，測定加有不同催化劑用量對DDMS 解堵劑解堵能力的影響，見表3。 實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在DMDS+DEA 溶劑中加入不同量的MDEA 催化劑，對堵塞物的溶解度均有不同程度的提高。 當(dāng)DMDS∶DEA∶MDEA 的比例為25∶1∶5 時，DDMS 解堵劑的解堵性能最佳。

表3 催化劑用量對DDMS解堵劑解堵性能的影響

同時考慮到高含硫地面集輸系統(tǒng)通常會加入緩蝕劑、 天然氣水合物抑制劑等， 且氣井產(chǎn)出物中含水，因此，在室內(nèi)對解堵劑的性能進(jìn)行評價。DDMS 解堵劑的解堵性能試驗(yàn)和室內(nèi)評價試驗(yàn)結(jié)果表明：DDMS 解堵劑對普光氣田地面集輸系統(tǒng)堵塞物有較高的溶解度，解堵性能優(yōu)良，在水和油存在的條件下，仍然有不錯的解堵性能，與緩蝕劑配伍性好，對管材腐蝕小。

2.2 引用電伴熱裝置

從前面普光氣田堵塞原因分析可知，氣井產(chǎn)出物中的外來流體黏度大是引起普光氣田儀表堵塞的原因之一；而通過對儀表堵塞處的黏稠物進(jìn)行水浴加熱試驗(yàn)后表明：黏稠物的黏度與溫度成反比，即溫度越高黏度越低。 因此，可以通過加熱的方式對儀表系統(tǒng)中的堵塞元件進(jìn)行解堵。 從而引入電伴熱技術(shù)，通過對集氣站計量分離器高級孔板閥流量計閥組、井口分酸分離器上液位計及上下取壓球閥和外輸總計量孔板流量計閥組3 處現(xiàn)場進(jìn)行試驗(yàn)，試驗(yàn)表明：計量分離器孔板流量計處和井口分酸分離器上液位計處電伴熱加熱溫度控制在50 ℃以上， 外輸總計量處電伴熱加熱溫度控制在70℃以上，解堵效果良好。

2.3 更換分酸分離器中捕霧器類型

沖擊型捕霧器是目前使用最為廣泛的捕霧器類型，這是因?yàn)樗茉谑褂眯省⑦\(yùn)行范圍、壓降要求和安裝成本等方面提供良好的平衡。 沖擊型捕霧器包括折板式、絲網(wǎng)式和纖維填料式［6］。目前普光氣田分酸分離器中使用的是絲網(wǎng)式捕霧器。 通過對沖擊型捕霧器的主要性能進(jìn)行對比分析得出，葉片式捕霧器比絲網(wǎng)式捕霧器更適用于普光氣田。 沖擊型捕霧器性能見表4。

表4 沖擊型捕霧器性能

2.4 利用設(shè)備橇塊的沖砂口及時沖砂

由于分酸分離器、計量分離器和火炬分液罐等分離容器分離出的液體黏度大、流動性差且含有較多的固體顆粒物，易造成設(shè)備和排液管線的堵塞。 定期利用這些設(shè)備的沖砂口進(jìn)行沖砂作業(yè)，可以保證分離容器內(nèi)部的清潔，有助于防止設(shè)備堵塞或降低堵塞程度。 同時，應(yīng)對分離容器按照一定的周期進(jìn)行沖砂作業(yè)，以保證容器的分離效果。

3 結(jié)論

普光氣田地面集輸系統(tǒng)中堵塞物的性質(zhì)可以分為兩類：一類是由單質(zhì)硫、鹽類垢物和有機(jī)硫化物混合形成的固體垢物；另一類是天然氣水合物。 氣井在目前地層條件下，高含硫天然氣中析出的大量單質(zhì)硫不會在井筒中形成硫沉積，而是隨氣井產(chǎn)出流體進(jìn)入地面集輸系統(tǒng)造成堵塞。可采用加注溶硫劑措施進(jìn)行防堵，DDMS 解堵劑是一種針對性強(qiáng)、解堵性能優(yōu)良、配伍性好、腐蝕小的新型解堵劑，適合在普光氣田的實(shí)際生產(chǎn)中使用。 普光氣田集輸系統(tǒng)在目前生產(chǎn)條件下，主工藝流程中不會形成天然氣水合物，而排液管線受環(huán)境溫度、排液間隔時間的影響在冬季易形成天然氣水合物，可采用電伴熱加熱保溫措施提高溫度進(jìn)行防堵。 外來流體黏度大、流動性差，易引起地面集輸系統(tǒng)中管線、閥門和儀表等部件的堵塞，可采用電伴熱加熱保溫措施降低流體黏度進(jìn)行防堵。

［1］ 李 寧，任 斌，何 洋，等. 普光氣田地面集輸系統(tǒng)硫沉積原因分析及對策［J］. 天然氣與石油，2012，30（3）：8-10.Li Ning，Ren Bin，He Yang，et al. Analysis on Cause of Sulfur Deposition in Puguang Gas Field Surface Gathering System and its Countermeasures［J］. Natural Gas and Oil，2012，30（3）：8-10.

［2］ 張分電，洪 祥，肖永發(fā)，等.高含硫化氫氣田集輸系統(tǒng)硫化亞鐵形成機(jī)理及風(fēng)險控制［J］.鉆采工藝，2012，35（3）：89-91.Zhang Fendian，Hong Xiang，Xiao Yongfa，et al.Mechanism of Ferrous Sulfide Formation in High Sour Gas Gathering System and Its Risk Control ［J］.Drilling and Production Technology，2012，35（3）：89-91.

［3］ 呂明晏，張 哲，汪是洋. 高含硫氣田集輸系統(tǒng)元素硫沉積防治措施［J］. 天然氣與石油，2011，29（3）：17-20.Lv Mingyan，Zhang Zhe，Wang Shiyang. Elemental Sulfur Deposition in High Sour Gas Field Gathering and Transportation System and Its Prevention Measures［J］. Natural Gas and Oil，2011，29（3）：17-20.

［4］ 陳賡良. 含硫氣井的硫沉積及其解決途徑［J］. 石油鉆采工藝，1990，12（5）：73-75.Chen Genliang.Sulfur Deposition in Sour Gas Well and Its Solution［J］.OilDrilling&ProductionTechnology，1990，12（5）：73-75.

［5］ 黃雪松，魏 星. 高含硫氣田溶硫劑的研究與應(yīng)用［J］. 石油與天然氣化工，2012，4（1）：58-61.Huang Xuesong，Wei Xing.Research and Application of Soluble Sulfur Agent in High Sour Gas Field［J］.Oil and Natural Gas Chemical Industry，2012，4（1）：58-61.

［6］ 魏淑娟. 新型捕霧器的研究及試驗(yàn)［J］. 國外油田工程，1995，11（5）：34-36.Wei Shujuan. Research and Test of New Mist Catcher ［J］.Foreign Oilfield Engineering，1995，11（5）：34-36.