蘇里格東區上古輸氣管線防凍堵對策研究

王 剛，郝紅麗，陳貝貝，楊亞軍，林孟雄，劉 鵬

（中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018）

在歷年管線凍堵和異常情況統計的基礎上，經過大數據分析和現場實踐，摸清了三個主要原因（除去客觀的地理、天氣等自然因素），并針對性的制定了8 項具體措施，本文將從管線凍堵原因分析出發，并結合現場防凍堵措施的試驗效果，最終制定出了針對性的防凍堵措施。

1 上古輸氣管線凍堵原因分析

1.1 水合物的形成主要原因

天然氣水合物是天然氣與水在一定條件下形成的類似于冰的籠形晶體水合物。概括起來講，天然氣水合物的形成必須具備以下條件：

（1）有液態水存在，天然氣溫度必須低于天然氣的水露點；

（2）低溫，系統溫度低于水合物生成的相平衡溫度；

（3）高壓，系統壓力高于水合物生成的相平衡壓力；

（4）其他輔助條件，如氣體流速和流向的突變產生的擾動、壓力的波動和晶種的存在。

1.2 現場凍堵成因分析

（1）溫度原因：蘇里格氣田位于毛烏素沙漠腹地，其主要地貌為半沙漠化及沙化土地，流動沙丘較多，造成部分管線埋深不足甚至裸露，降低了管線運行溫度，尤其是管線上下坡段易出現此問題，達到了天然氣水合物的形成條件。

（2）壓力原因：部分集氣站進站壓力較高，末端井壓力較高；干管末端高產井較多；管線管徑較細輸氣能力不足等。

（3）混合比例：單井產液較大、氣量小，部分管線敷設地段沙丘較大且多，造成管線起伏較為嚴重，降低了氣體攜液能力，在低洼處易積液管線攜液能力不足，產出水在低洼段聚集形成液堵，繼而引發凍堵。

（4）其他原因：試氣排液不充分，與地層水不配伍等形成絮狀物；其他原因形成固體類物質，導致管線堵塞，從而引發凍堵。

1.3 防凍堵措施思維導圖

根據現場原因分析，結合現場實施條件，經過邏輯推導，得出以下處置措施（見圖1），并進行了現場試驗。

2 防凍堵措施摸索及應用效果

2.1 激動排液試驗效果分析

通過改變管線壓力，將管線內的積液清理出來，采取關閉進站總機關干管控制閥門，進行充壓，將干管和進站壓差控制在2 MPa 左右，利用管線壓差提高氣體流速將干管中的積液帶出。

圖1 防凍堵措施思維導圖

表1 激動排液現場試驗數據

為此優選以下5 類管線串接類型進行試驗：

（1）管線輸氣量3×104m3/d～5×104m3/d，干管未串接其他單井管線；

（2）管線輸氣量3×104m3/d～5×104m3/d，干管串接數條單井管線；

（3）管線輸氣量1×104m3/d～3×104m3/d，干管未串接其他單井管線；

（4）管線輸氣量1×104m3/d～3×104m3/d，干管串接數條單井管線；

（5）壓差大于0.3 MPa 的集氣支線；

（6）氣量小于10×104m3/d 的集氣站。

經過近三年共計試驗3 196 次，總計排液6 325 m3，有效率達到了78 %（壓差下降0.1 MPa 以上或單次排液量大于1 m3為有效），平均單井壓力降低了0.12 MPa，12 條往年易堵管線未發生凍堵或者凍堵頻次降低，有73 口低產氣井產能得到有效發揮，實現穩定生產（見表1）。

2.2 不斷優化預注醇措施

2.2.1 預注醇公式的優選 通過改變管線壓力，將管線內的積液清理出來，采取關閉進站總機關干管控制閥門，進行充壓，將干管和進站壓差控制在2 MPa 左右，利用管線壓差提高氣體流速將干管中的積液帶出。

注入天然氣系統中的甲醇，一部分與管線中的液態水混合，形成甲醇的水溶液，一部分與氣體混合（防止氣相中形成水合物），準確計算甲醇注入量時，需要考慮氣相和液相中的甲醇量。

水合物形成溫度降計算[1]：

式中：ΔT-水合物形成溫度降，℃；t1-水合物形成臨界溫度，℃，由圖2 可查得；t-天然氣進站溫度，℃。

圖2 預測形成水合物的壓力-溫度曲線

當確定出水合物形成的溫度降ΔT 后，可按下式計算液相中必須具有的抑制劑濃度X（質量百分數）：

式中：X-水溶液中抑制劑濃度，質量百分數；ΔT-水合物形成溫度降，℃；32.04-甲醇相對分子質量；1 297-抑制劑常數。

甲醇注入量計算：

式中：Gm-甲醇注入量，kg/d；Gs-液相中甲醇量，mg/m3；Gg-氣相中甲醇量，mg/m3；Q-天然氣流量（標準大氣壓，20 ℃條件下），m3/d。

其中：

式中：Wf-日產水量與日產氣量的比值，mg/m3；C-注入甲醇的濃度，質量百分數。

式中：α-甲醇在每立方米天然氣中的克數與在水中質量濃度的比值，與溫度和壓力有關，可用下列經驗公式計算：

式中：P-壓力，MPa；T-溫度，K。

2.2.2 現場試驗情況 由于井口無兩相計量，氣井產液量無法測得，故這里只計算氣相中甲醇的消耗量，即取Gs=0。以蘇東站干管為例（25 口井，配產14×104m3/d），末端井場外輸壓力1.3 MPa，平均產氣溫度4 ℃，甲醇濃度95%。計算注醇量：根據外輸壓力及天然氣相對密度（取0.6），由圖2 查出水合物形成溫度t1=2.5 ℃，則ΔT=（t1-t）+（3 ℃～5 ℃）=3.5 ℃，代入公式算出X=7.96%，根據壓力和溫度計算出α=4.66，可得Gg=390 mg/m3，將產氣量Q 代入公式得Gm=5.26 kg/d，根據甲醇密度0.792 8 kg/L，即得出理論甲醇注入量為68.9 L/d，結合激動帶液措施，適當降低預注醇量，不斷摸索。

表2 蘇東A 站a#干管預注醇制度

2016 年11 月～2017 年3 月蘇東A 站a# 干管末端井共計預注醇20 次，253.9 升/次，消耗甲醇5 078 L，期間由于其他原因未能按制度執行，導致發生25 d 凍堵。2017 年11 月～2018 年3 月該干管氣量降至11.8×104m3/d，理論計算需注醇58 L/d，共計預注醇33 次，消耗甲醇2 250 L，預注醇量下降56 %，未發生凍堵現象（見表2）。

表3 2018 年管線埋深不足下放后運行情況統計

表4 部分單井及干管改線后運行情況統計

2.2.3 試驗效果 經過近5 年的摸索，同時結合激動排液試驗，預注醇管線異常頻次下降60 %，同時耗醇指標持續下降，2018 年冬季較2017 年冬季指標下降達24 %，2017 年相較于2016 年冬季甲醇使用量下降35.2 %，2018 年相較于2017 年冬季甲醇使用量下降13.5 %，優化管線預注醇是降低用醇量的關鍵。

2.3 其他防凍堵措施

2.3.1 對埋深不足的管線進行下放 由于蘇里格氣田地處毛烏素沙漠腹地，部分集氣站自然環境惡劣，移動沙丘較大，造成管線埋深不足，針對此類管線，為了確保冬季正常運行，需在冬季生產過后及時巡線，對埋深不足管線進行下放。

經過對歷年48 條單井下放管線統計，異常次數下降92 %，效果較好（見表3）。

2.3.2 對輸送能力不足的管線進行改線 部分集氣站由于地質情況分布不均，部分高產井集中在末端，加之氣井串接影響，導致冬季生產壓力較高，引發管線凍堵，針對此類情況，需及時進行分析研判，并及時進行改線，確保管線正常運行（見表4）。

2.3.3 對氣量較大末端邊遠叢式井進行錯峰生產 部分叢式井處在各集氣站輻射交界處，且氣量較大，運行壓力較高，導致管線無法正常運行，對此種情況，采取錯峰生產方式（即對該叢式井進行間歇開井），確保管線運行正常。

冬季中發現有此類干管4 條，采用此種方式生產，異常情況下降85 %，效果較好。

2.3.4 對出異物氣井采取針對性措施 部分新井由于試氣壓裂返排率較低，井內出現異物堵塞，主要采取以下措施：

（1）積極與相關部門溝通，對此類井進行重新排液；

（2）白天放大產量帶異物，晚上小產量運行或關停氣井。

3 結論

（1）一是針對全年生產情況，總結出每年4～11 月進行氣井排液、管線改線及下放，12 月至第二年4 月進行預注醇、激動排液、錯峰生產及調節壓縮機參數防凍堵的主動措施；二是摸索出各類冬季防凍堵措施實施要點；三是防凍堵措施越來越精細，針對性不斷加強。

（2）對管線進行大數據分析，制定針對性措施。

（3）各類防凍堵措施要靈活使用，可組合使用，確保井、管線運行正常。

（4）由于各站工藝流程、管線連接方式略有不同，因此在制定防凍堵措施時，要綜合考慮這些因素，并在實踐中不斷優化調整。