元坝气田集输场站工艺管道堵塞原因分析及对策

庄园 曹纯，何春燕 曾力

(中石化西南油气分公司采气二厂，四川 阆中 637400) (中石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041) (中石化西南油气分公司采气二厂，四川 阆中 637400)

元坝气田位于四川省苍溪县及阆中市境内，是部署在川东地区长兴组储层礁、滩体控制的含硫气藏。气藏平均埋深6673m，动用区域含气面积66.81km2，动用储量639×108m3，H2S体积分数为2.7%～8.44%(平均为5.53%)，CO2体积分数为3.12%～15.5%，天然气相对密度为0.5883～0.7547(平均为0.6565)，天然气临界压力为4.6564MPa、临界温度为191.32K。元坝气田是迄今为止世界上气藏埋藏最深、开发风险最大、建设难度最高的酸性大气田，具有超深、高温、高压、高含H2S、储层纵横向变化大、气水关系复杂等特点[1,2]。

元坝气田自2014年12月投产试运行以来，地面集输系统的部分管道出现了不同程度的堵塞现象。如果该类问题不能得到有效的解决，不仅会影响气田的正常生产，降低集输系统的安全性，甚至可能会导致重大安全环保事故的发生。

1 场站工艺管道堵塞现状

1.1 场站集气管道堵塞现状

元坝气田投产初期，由于酸液返排量大，部分井站水套炉热效率低，节流阀开度设置不合理等因素，有形成水合物的有利条件。加上气体组分中含H2S和CO2组分会提高水合物的临界温度，当场站集气管道的温度长时间低于水合物临界温度时，在节流阀附近、弯头、管道低洼处容易形成天然气水合物而堵塞管道。

1.2 污水管道堵塞现状

集输场站内的污水管道主要有：分酸分离器至酸液缓冲罐、污水缓冲罐至污水汽提塔、多相流分离计量撬、生产分离器污水管道、收发球筒排污管道至火炬分液罐/污水缓冲罐管道。污水管道的堵塞容易造成多相流计量撬、生产分离器无法正常排液，无法实现气水分输功能，将污水带至下游管道，容易造成下游管道的腐蚀加剧和下游场站的污水量增大。污水中的单质硫、泥沙、缓蚀剂及柴油等物质在污水缓冲罐内聚积、交联、反应，形成了一种黑色的垢体，其中密度较大的物质(如泥沙等)沉积在罐体底部，而密度较小的物质(如油污及缓蚀剂等)累积在罐体内壁；垢体的存在不但会减少污水缓冲罐的有效容积，而且还会造成垢下腐蚀甚至穿孔，给罐体的正常运行带来极大的安全隐患，严重时将导致停产。

2 堵塞原因分析

2.1 水合物

天然气水合物形成受温度、压力以及天然气的组分等因素有关，一般要具备以下 3 个条件[2]：①天然气中有液态水存在或含有过饱和状态的水汽—水分、小分子、烃类、H2S、CO2等；②采输过程的低温和高压条件符合形成稳定水合物的要求；③气体压力波动或流向突变产生扰动或有形成水合物的结晶中心。

元坝气田开井前井口油压分布在47～50MPa左右，油温10℃以下。场站采用“三级节流”设计，需要将管线外输压力控制在6MPa左右，节流阀前后会产生明显的焦耳-汤普森效应，而水套加热炉只对三级节流阀前后的管道进行加热。元坝气田自投产以来，井口一级节流后压力主要集中在22～30MPa，二级节流后压力在10～15MPa，三级节流后压力受外输气量和管网距离的影响控制在5.5～8MPa。因此考虑各井H2S、CO2的含量和各级工艺管道压力的差异，通过HYSYS模拟计算，一级节流后温度22～26℃，二级节流后温度18～20℃，三级节流后温度14～19℃为水合物的临界温度。当温度未达到水合物临界温度之上时有形成水合物的条件，特别是在节流压降处、管道弯头处尤其明显[3]。

2.2 储层滞留液体

在钻遇长兴组主力产层时部分井站发生了钻井液漏失情况，滞留在地层中的钻井液会堵塞裂缝和基质孔隙，降低近井地带的渗流能力。同时大量钻井液中的有机添加剂、重晶石会与地层水反应，形成沉淀物。

在气井投产初期返排的酸液和漏失泥浆会携带大量高分子聚合物、滤饼、残渣、反应沉淀物至地面集输管线，其黏度大、流动性差、固体颗粒含量高、能生成盐垢等特性，容易引起地面集输系统的仪表、排液管道和阀门等部件的堵塞。

2.3 流程伴注液体

为了防止场站工艺管道腐蚀和水合物生成，气井生产过程中伴注了防冻剂、缓蚀剂。根据目前使用的缓蚀剂存在遇水反应生成絮状结块物质的特性，进行了缓蚀剂与蒸馏水的配伍性试验，缓蚀剂和蒸馏水按照1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1的体积比混合。结果表明，前5种比例缓蚀剂遇水后立即乳化，由黑褐色变成乳白色产物，后4种比例缓蚀剂遇水搅拌后乳化，颜色偏黄且缓蚀剂浓度越大反应产物越稠，容易吸附产出液中的各类杂质等，导致混合液具有黏度大、溶解性差、流变性差、固体颗粒含量高的特点，引起地面集输系统的仪表、管线和阀门等部件的堵塞。

2.4 硫沉积

硫沉积在地下会堵塞井筒并影响产能，在地面的集输系统会引起管道或设备的堵塞或严重腐蚀现象，影响高含硫气田的正常生产[3,4]。此外，硫沉积会影响缓蚀剂成膜厚度，降低缓蚀剂成膜保护作用。硫沉积还可能引起硫化铁垢的生成，其较弱的保护性、黏附性以及多孔透气性会引起更严重的腐蚀，让氢原子渗透引起氢损伤[5，6]。

通过计算井筒酸气流速是否大于元素硫的临界悬浮速度来判断，在目前的地层条件、井口压力和气井的产量下，井筒中析出的元素硫并不会沉积，而是被高速流动的气体携带进入地面集输系统中，直至在分离装置内捕获，或在集气管道弯头、节流压降处、污水管道处逐渐沉积下来。随着气井采出程度的增加，地层压力及产气量的下降，硫沉积堵塞是不可忽视的重要问题。

3 解决措施及对策

为了从根源上减少形成的堵塞物，有效降低场站工艺管线的堵塞几率。需要从加强垢物分析、定期冲砂作业、加注硫溶剂、加强排酸监测等4个方面进行应对，达到“防治结合”的目的。

3.1 加强垢物分析

目前仅通过离子滴定法分析产出液矿化度和少量的垢物溶解性试验，难以得到各类堵塞物的具体成分和反应过程。因此有必要加强试验分析，正确分析出地面集输管道中的堵塞物化学成分，为后续解防堵提供更准确的参考。同时还需要从以下4个方面开展相关工作：①对于固相堵塞物采取X衍射、扫描电镜等方法，观察堵塞物的元素成分与颗粒大小；②对黏稠状絮状堵塞物开展溶解性试验和加温试验，了解其流变性能和挥发性能，对电伴热的温控优化也有指导作用；③对于无法常规测定的有机堵塞物，可采用IR红外光谱和MS质谱仪来确定堵塞物具体的有机组成，再研究相应的有机互溶剂；④缓蚀剂与蒸馏水的配伍性试验不能代表气井的实际生产情况，还需要进一步分析缓蚀剂与返排酸液、高矿化度地层水、凝析水以及防冻剂(硫溶剂)之间的互配性，分析是否存在不互配情况形成的高黏度产物。

3.2 定期冲砂作业

由于分酸分离器、酸液缓冲罐、污水汽提塔和火炬分液罐、污水管道等分离的液体黏度大、流动性差且含有大量的固体颗粒物，容易造成设备和污水管道堵塞。

冲砂作业是发现撬块无法正常气液分离或污水管道严重堵塞的情况下才利用这些设备的冲砂口进行施工。有必要总结冲砂作业经验，摸索各橇块及管道的积砂规律，制定出最佳容器设备冲砂周期和整套冲砂方案。定期冲砂作业可以保证分离容器内部的清洁，排出沉积物、滞留物，同时应对冲砂解堵废水单独装车收集，避免进入集输流程。

3.3 加注硫溶剂

在气井投产初期元坝气田集输管道已发现单质硫沉积堵塞的情况，随着气井地层压力的下降单质硫析出的程度会更严重。发生单质硫堵塞工艺管道后，利用气体吹扫和管道加温的方法难以有效地解除堵塞，而拆卸清洗的方法会影响气井正常生产。各采集气站在分酸分离器与加热炉之间已预留有硫溶剂加注口，可利用该预留口实现硫溶剂的连续加注，防止逐步沉积的硫单质堵塞工艺管道。

3.4 加强排酸监测

由于前期残酸返排期间含有大量的漏失钻井液和破胶压裂液，高分子聚合物残渣较多，容易堵塞集输管道。因此在残酸返排期间，应加强返排酸液的取样分析其Cl-和pH值变化，及时跟踪各井酸液返排情况，提前做好各项防堵、解堵措施，保障气井的平稳生产。

4 结论

从高含硫气藏的特殊性出发，结合场站集输流程，分析了目前元坝气田集输场站工艺管道的堵塞现状，探讨了堵塞物形成原因，提出了具体的解堵措施及对策。

1)目前元坝气田场站工艺管道堵塞主要有集气管道和污水管道，引起工艺管道堵塞的原因非常复杂,主要有水合物、储层滞留液体、流程加注液体、硫沉积等。

2)结合各井H2S、CO2含量和各级工艺管道压力的差异，通过HYSYS模拟计算分析出天然气水合物形成的临界温度：一级节流后22～26℃，二级节流后18～20℃，三级节流后14～19℃。当温度未达到水合物临界温度以前有形成水合物的条件，特别是在管道弯头、节流压降处尤其明显。

3)针对集输管道堵塞现状，提出了加强垢物试验、定期冲砂作业、加注硫溶剂、加强排酸监测等4个方面应对的措施及对策，能有效地减少垢物沉淀，达到解堵、防堵效果。