气田冬季地面采气管线堵塞分析与解决办法

陈江萌，樊志强，丁 熙，陈朝兵

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安 719200）

在气田生产中，当地面采气管线被积液或水合物堵塞，将直接影响气井正常生产。榆林气田位于鄂尔多斯伊陕斜坡，地处陕北黄土高原和毛乌素沙漠交界处，主力生产层位山2 层，埋深2 772 m～2 935 m，气层中部深度平均2 828.5 m，天然气具CH4含量高、非烃类气体含量低、微含或不含H2S 等特征，气井产出的主要是凝析水与隙间水，气田属无边底水的大型的干气田。生产数据统计表明，研究区全年71 口气井出现地面管线堵塞，占生产井数的41.52 %，累计影响气量1 009×104m3，其中80.3 %的管线堵塞气井发生是在10 月下旬至翌年4 月，影响了气井冬季正常生产。本文通过跟踪典型井生产动态，对研究区冬季地面管线堵塞的一般规律及原因进行了分析和认识，并提出了预防对策，最大限度减少管线堵塞频次。

1 地面管线堵塞因素分析

1.1 堵塞介质类型

造成榆林气田冬季地面管线堵塞的成因主要分为两种情况：（1）液堵，即单井集气管线中大量液体的聚集；（2）冬季易产生天然气水合物导致管线堵塞。

1.1.1 积液堵塞 天然气在井下通常被水汽所饱和，而在进入采气管线后，由于压力和温度的改变，特别是冬季低温，管线中易出现凝析水，因此采气管线中常呈气、液两相流动。当气体不能及时将管线中液体带出时，液体在管线低洼或弯头处积聚，造成集气管线液堵，致使气井无法正常生产[1]。

1.1.2 水合物堵塞 当地面管线中有一定液体或过饱和状态水汽存在，在低温高压等相应条件下，会产生天然气水合物，造成管线冻堵，冬季是发生管线冻堵的高发期，严重影响着天然气的正常生产[2]。

1.2 影响堵塞的生产因素

地面管线堵塞的核心问题是管线中是否存在积液，结合生产实际，对影响管线积液的生产因素进行了分析。

1.2.1 气井日产气量 对全年发生地面管线堵塞气井日产气量进行统计，发现地面管线堵塞气井日产气量主要集中在1×104m3到4×104m3，占管线堵塞气井总数的64.79 %（见表1），生产实践表明研究区气井日产气量在1～3×104m3时管线最易出现积液，进而导致地面管线堵塞。

表1 研究区地面管线堵塞气井正常生产时气量统计表

1.2.2 温度影响 研究区采用井口不加热、不节流，高压集气、集中注甲醇的集气工艺，井口天然气未经任何处理，在一定的温度和压力条件下，极易在采气管线中形成水合物堵塞管道，影响管道的正常运行[1]。

研究区10 月下旬至翌年4 月上旬平均气温-7.8～4.1 ℃，井口温度3～34 ℃，平均13.15 ℃，进站温度1～7.5 ℃，平均2.5 ℃。相比较夏季井口温度14～35 ℃，平均21.14 ℃，进站温度4.7～16 ℃，平均7.98 ℃。较低的温度是使管线中产生较多凝析水的原因之一，即低温也是影响地面管线堵塞的重要原因之一。

对研究区地面管线堵塞气井进站温度统计分析（见表2），可以看出，地面管线堵塞气井的进站温度主要分布在1～2.5 ℃。

表2 研究区全年地面管线堵塞气井进站温度统计表

1.2.3 气井类型影响 结合气井动、静态资料，对研究区气井分类，分类标准（见表3）。统计表明，Ⅱ类气井地面管线堵塞井数占总井数的67.61 %，影响气量占总影响气量93.89 %（见表4），分析原因，根据既定气井分类标准，研究区Ⅱ类气井地层压力相对较高，平均单井地层压力为16.72 MPa，Ⅰ、Ⅲ类气井平均单井地层压力分别为15.06 MPa、15.66 MPa，Ⅱ类气井单井日产气量主要分布在2×104m3～5×104m3，平均日产气量3.3×104m3。生产实践表明Ⅱ类气井地面管线最易产生积液，易导致地面管线堵塞。

表3 研究区气井分类标准表

表4 研究区地面管线全年堵井情况简表

2 地面管线井堵判断方法

研究区地面管线堵塞介质主要分为液堵和天然气水合物堵，不同类型介质堵塞地面管线具有明显的动态特征。通过对气井油压、套压、气量等生产动态数据监测，能够及时预测、发现气井地面管线堵塞。

2.1 液堵介质为主要类型特征

当堵塞介质为积液时，主要有以下特征：气井产气量是一个逐渐降低的过程，但积液不能完全堵塞地面管线，始终有天然气生产进入集气站，进站压力小于油压。

举例分析，以Y44-18 井为例（见图1）。该井以日产气量4×104m3生产时，油、套压在14.5 MPa 左右，当该井井底存在积液时，油、套压开始逐渐降低，分别降低2.9 MPa 和1.1 MPa，油、套压差逐渐增大，增大1.8 MPa，气量逐步降低，降低0.25×104m3/d。井底积液部分带入到地面管线，但不能够带出管线，造成地面管线堵塞，气量大幅降低，但未降至0，油压有所升高基本与套压持平。

2.2 水合物堵塞为主时生产动态特征

当堵塞介质主要为水合物时，主要有以下特征：水合物的形成是快速的，能够将地面管线完全堵塞，进站气量会很快变为0，进站压力远小于油压，与此同时，油压略微上升。

举例分析，以Y29-0 井为例，分析地面管线水合物堵塞过程。

Y29-0 井，配产4～8×104m3/d，目前油、套压分别为12.28 MPa、12.36 MPa，历年生产曲线（见图2）。

分析Y29-0 井管线堵塞过程（见图3），该气井正常生产油、套压差在0.71 MPa～0.73 MPa，以油、套压差开始逐渐减小时为起始点，每5 min 取一次，做油、套压随时间变化散点图，可以从图中明显看出，气井堵塞是具有7 个明显的阶段。

2.2.1 第一阶段：气井生产正常 该井正常生产油、套压差0.71 MPa～0.73 MPa，日产气量11×104m3，油压8.89 MPa～9.00 MPa，套压9.63 MPa～9.64 MPa。

图1 Y44-18 井地面管线堵塞过程生产情况示意图

图3 Y29-0 井地面管线堵塞动态变化曲线

2.2.2 第二阶段：油、套压瞬间降低 日产气量保持11 万立方米，井底瞬间产液，油、套压快速下降，在45 min内，油压从9.00 MPa 下降至8.55 MPa，折算油压压降速率0.01 MPa/min，套压从9.64 MPa 下降至9.57 MPa，折算套压压降速率0.002 MPa/min，油、套压差从0.64 MPa 增至1.02 MPa，认为油压下降较大，产液积聚油管井底，套压下降不明显。

2.2.3 第三阶段：油压波动较大，套压基本不变 在油、套压迅速下降之后的440 min 内，即7.3 h，油压波动较大，波动范围在8.61 MPa ～8.77 MPa，油、套压差波动范围在0.75 MPa～0.89 MPa，套压保持平稳，表明气井瞬间产液与气井生产气量没有达到平衡状态，产出气量携液量波动较大，日产气量基本保持11 万立方米，略有波动。

2.2.4 第四阶段：油压小范围波动，套压微有下降 油压在随后的820 min 内波动有所减弱，基本保持平稳略微下降，由8.70 MPa 下降0.06 MPa 至8.64 MPa，同时套压也缓慢下降由9.52 MPa 下降至9.42 MPa，此时油套环空中间有一定积液，此时气量略微降低，在10.7×104m3/d 上下浮动。

2.2.5 第五阶段：油压明显下降，套压微有下降 油压迅速下降，在110 min 内由8.64 MPa 下降至8.46 MPa，下降0.16 MPa。随后油压短暂迅速回升，10 分钟压力上升至8.61 MPa，说明此时油管内的积液有部分带出井筒，但随后油压又快速下降至8.47 MPa，这段时间内套压也有所下降，由9.42 MPa 下降至9.36 MPa，此时套管底部也存在积液，此时气量变化不明显，仍在10.7×104m3/d 上下浮动。

2.2.6 第六阶段：油压波动上升，套压基本不变 在随后的430 min 里，油压由8.46 MPa 升至8.64 MPa，套压维持在9.39 MPa 基本不变，说明此时井筒积液不断带出到地面管线，此时气量略微上升，在11×104m3/d 上下波动。

2.2.7 第七阶段：地面管线中水合物快速形成 紧接着85 min 里，油压由8.64 MPa 快速上升至9.81 MPa，套压由9.4 MPa 上升至9.96 MPa，气量迅速由11×104m3/d 降为0。地面管线水合物堵塞。

由该典型井地面堵井过程分析可以看出，首先地面管线堵塞是一个循序渐进的过程，在这个过程中，油压、套压、油套压差均有明显变化特征；其次，井筒产液不断带入到地面管线是地面管线堵塞的必要条件；最后，水合物的形成是快速的。

3 地面采气管线堵塞预防措施

3.1 注意地面气井的动态变化特征

通过以上对地面管线堵塞前动态分析，气井地面采气管线的堵塞是一个逐步形成的过程，在这个行程过程中，油压、套压、气量等生产动态数据均有明显波动变化，主要总结为以下三方面。

（1）油、套压短时间内明显同时下降，下降0.5～1.0 MPa，甚至更大，油压下降幅度大于套压，说明井底有液，油、套压差增大是地面管线堵塞的明显征兆。

（2）油压出现明显上下波动，波动幅度在0.1 MPa～0.2 MPa，甚至更大，说明井底有液，部分带出井筒，但是气体携液情况不稳定。

（3）油、套压均具有逐渐下降趋势，说明井底存在一定积液，不能带出井筒。

3.2 地面管线堵塞预防措施

单井动态生产数据异常时，就应及时考虑采取有效措施，能够一定程度的减少地面管线堵塞发生的概率，主要措施有：

（1）当单井油、套压差开始增大，油压明显波动，气井产液明显时，提高站外向天然气的注醇量，防止管线中的积液产生水合物，堵塞管线；（2）将针阀适当开大，增大产气量，促使单井井口来气能最大限度将其产液带出地面采气管线；（3）当产气量携液能力不够时，合理关井，适当恢复地层能量，再次开井将管线中积液带出地面管线。

4 地面管线堵塞解决措施

当地面管线发生堵塞后，要及时尽快解堵，降低对生产的影响。针对研究区天然气生产工艺，当单井地面管线发生堵塞时，将该井的站内流程改至走计量分离器流程，关闭计量分离器后路，通过计量分离器进口处的放空阀对地面管线进行放空（见图4）。该放空会造成被堵塞部位的前后压力差增大，将堵塞物从放空处带出地面管线，从而实现恢复管道通畅的目的。在放空的过程中，需密切注意油压、泵压、进站压力。

图4 恢复堵塞地面管线生产示意图

5 结论

（1）地面采气关系堵塞是有一个过程的，通过气井生产的动态数据，可以一定程度进行预测。

（2）油、套压降低，油套压差增大，油压明显波动等动态特征表征了该井地面管线可能出现堵塞。

（3）当气井可能发生地面管线堵塞时，及时采取提产带液、提高注醇等措施，可以一定程度减少地面管线堵塞的发生概率。

（4）加强气井动态监测，及时发现并采取相应措施，能有效降低地面管线堵塞频次。

［1］ 周良胜.复杂地表条件下天然气集输管线积液规律研究［D］.中国石油大学，2009.

［2］ 赵玉，等.涩北气田冰堵井治理措施探讨［J］.中国石油和化工标准与质量，2012，（9）：235-236.

［3］ 李士伦，等.天然气工程［M］.北京：石油工业出版社，2000：231-232，235-237.